En una operación que redefine el mapa de poder en la cuenca neuquina, Vista Energy anunció la adquisición de las participaciones de la noruega Equinor en los bloques estratégicos Bandurria Sur y Bajo del Toro. La transacción, valorada en un neto de u$s 712 millones (entre efectivo y acciones), marca un punto de inflexión tanto para la compañía de Miguel Galuccio como para la estrategia energética nacional.
La consolidación de un gigante independiente: Con este movimiento, Vista suma 22.000 barriles diarios a su producción y se encamina firmemente hacia su meta de 150.000 boe/d para 2026. Tras la reconfiguración de participaciones con YPF, Vista queda con el 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, consolidándose como el operador privado con mayor inventario de alta calidad en el “corazón” de la formación.
Equinor: Apuesta total al Mar Argentino La salida de Vaca Muerta no implica un abandono del país por parte de Equinor, sino una especialización radical. La compañía noruega ha decidido concentrar el 100% de sus cañones técnicos y financieros en el offshore. Tras los resultados de Argerich-1, la firma busca liderar la exploración en las cuencas de aguas profundas, donde su experiencia global le otorga una ventaja competitiva única.
Confianza en el mercado local: El acuerdo incluye un componente de pago en acciones (ADS) de Vista, lo que demuestra que Equinor mantiene su confianza en el valor del subsuelo argentino, aunque bajo un modelo de participación indirecta. Esta rotación de activos es vista por el mercado como una señal de madurez de Vaca Muerta, donde las “majors” dejan paso a operadoras de nicho más ágiles para acelerar el desarrollo.
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Esta operación es un “ganar-ganar” para el sistema. Por un lado, Vista inyecta la velocidad y el capital de una operadora enfocada puramente en el shale para batir récords de producción. Por otro, Equinor libera recursos para la frontera más ambiciosa: el offshore. En Runrún creemos que este recambio de piezas es el motor que necesitaba la industria para asegurar, simultáneamente, el superávit petrolero actual y la soberanía energética de la próxima década en el Atlántico Sur.
La implementación de Inteligencia Artificial (IA) y análisis de datos en tiempo real ha dejado de ser una innovación experimental para convertirse en el estándar operativo de las principales operadoras en la cuenca neuquina. Esta “revolución silenciosa” está permitiendo optimizar desde la perforación hasta el mantenimiento preventivo, logrando hitos impensados hace apenas dos años.
Récords en tiempo real: Gracias al uso de IA en la toma de decisiones durante la perforación, operadoras como YPF han logrado marcas históricas, alcanzando los 1.747 metros de rama horizontal en solo 24 horas. Estos algoritmos permiten corregir la trayectoria de la mecha “segundo a segundo”, maximizando el contacto con la roca productiva.
Ahorro operativo: El mantenimiento predictivo basado en modelos de aprendizaje automático está reduciendo los costos de OPEX en un 20%. Al anticipar fallas en bombas y válvulas críticas, las empresas evitan paradas no programadas que suelen costar millones de dólares en lucro cesante.
El desafío de los datos: Si bien la tecnología está disponible, el gran reto para 2026 sigue siendo la integración de datos. El 47% de los líderes del sector coincide en que la “limpieza” y normalización de la información proveniente del campo es el paso necesario para que la IA despliegue todo su potencial en la optimización del flowback.
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En Runrún celebramos que la tecnología sea la aliada principal para bajar el breakeven de nuestros proyectos. La IA no viene a reemplazar el conocimiento del ingeniero de reservorios, sino a potenciarlo, permitiendo que Vaca Muerta compita de igual a igual con los mejores yacimientos del mundo. El dato es el nuevo petróleo, y saber interpretarlo con algoritmos avanzados es lo que nos dará la ventaja competitiva en los mercados globales.
La Asociación de Productores Argentinos en Venezuela (APAV), presidida por Patricio Passet, manifestó su firme apoyo al proyecto de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que se debate en el país caribeño. Para la entidad, que nuclea a más de 70 inversores argentinos, este cambio normativo es una pieza fundamental para dotar de previsibilidad al sector y atraer capitales privados internacionales.
Un puente de inversión consolidado: La APAV no es un actor nuevo; desde su creación en agosto de 2023, ha servido como el principal nexo para capitales argentinos que ya han volcado más de u$s 1.000 millones en suelo venezolano. Si bien su ADN es fuertemente petrolero, la asociación también impulsa proyectos ambiciosos en el sector agroindustrial (con el objetivo de desarrollar 300.000 hectáreas de cultivos) y en tecnología financiera.
Claves de la reforma: El respaldo de los empresarios argentinos se centra en la apertura que propone la nueva ley hacia la participación privada.
Según el comunicado de la APAV, la reforma permitirá:
Fortalecer toda la cadena productiva, desde el upstream hasta los servicios. Mejorar la competitividad de los hidrocarburos regionales frente a un mercado global exigente. Superar modelos rentistas para avanzar hacia un esquema de eficiencia operativa y sostenibilidad.
Cooperación bilateral: Bajo el lema “Hermanados por la producción”, la APAV mantiene una política de alineación productivista, trabajando estrechamente con los ministerios técnicos para garantizar que la experiencia técnica argentina (especialmente la adquirida en desarrollos como Vaca Muerta) pueda ser aplicada para revitalizar los yacimientos maduros y el potencial de gas en Venezuela.
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Es inspirador ver cómo el know-how argentino traspasa fronteras. La labor de la APAV demuestra que, más allá de las coyunturas políticas, la energía es el lenguaje común que permite la integración real. Que nuestros productores lideren la opinión sobre reformas legales en otros países habla del alto nivel de respeto que ha ganado la ingeniería y el empresariado energético argentino en la región.
El ADR de YPF en la Bolsa de Nueva York muestra una recuperación que ha captado la atención de los principales analistas de renta variable. Tras un cierre de 2025 sólido, bancos de la talla de JP Morgan y Morgan Stanley han actualizado sus proyecciones para la petrolera argentina, fundamentadas en la exitosa ejecución de su plan estratégico “4×4” y la mejora sustancial en sus ratios de eficiencia.
Balance saneado: El mercado internacional valora positivamente el avance del Proyecto Andes. Al desprenderse de bloques maduros de baja rentabilidad, YPF ha logrado “limpiar” su balance y concentrar su flujo de caja en los activos de alto margen en Vaca Muerta.
Infraestructura como driver: Los inversores en Wall Street miran con optimismo el avance de dos proyectos críticos: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de Argentina LNG. Estos desarrollos son vistos como las “llaves” que permitirán multiplicar la capacidad exportadora y, por ende, la generación de divisas genuinas de la compañía.
Confianza externa: La relación deuda neta/EBITDA de la empresa se mantiene en niveles históricamente saludables, lo que ha permitido que YPF actúe como punta de lanza para el regreso de otros activos energéticos argentinos al radar de los fondos de inversión globales.
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Que YPF recupere su atractivo en los mercados internacionales no es casualidad; es el resultado de una gestión técnica que priorizó la rentabilidad y el foco operativo. Un YPF fuerte en Wall Street es un imán de inversiones para todo el sector energético nacional. Estamos ante un círculo virtuoso donde la eficiencia en el campo se traduce en valor bursátil, permitiendo financiar los grandes proyectos de infraestructura que el país necesita para ser una potencia exportadora.
La salida de Raízen del mercado argentino ha entrado en su etapa de definiciones. Presionada por la necesidad de liquidez de su casa matriz, la licenciataria de la marca Shell busca cerrar este mes el traspaso de su operación local, que incluye la emblemática refinería de Dock Sud y una red de más de 700 estaciones de servicio. La cifra de la transacción se estima en torno a los u$s 1.900 millones.
Los nombres en danza Tras la salida de Trafigura de la competencia, la lista de candidatos se ha reducido a tres grupos con perfiles bien distintos pero con gran capacidad financiera:
Vitol: El gigante suizo, mayor trader de petróleo del mundo, busca consolidar su presencia física en activos estratégicos de la región. Mercuria + José Luis Manzano: Una alianza de peso que combina capitales suizos con el expertise local de Integra Capital. Manzano, ya socio en Phoenix Global Resources, busca con esto cerrar el círculo entre la producción de crudo y la venta al surtidor.
CGC (Grupo Eurnekian): La compañía continúa firme en su intención de diversificar su cartera energética, sumando el downstream a su ya fuerte presencia en el upstream de la Cuenca Austral y Vaca Muerta.
Un activo estratégico en juego Lo que está en disputa no es solo una red de comercialización. Quien se quede con Raízen Argentina controlará una de las refinerías más eficientes del país y un negocio de lubricantes y combustibles de aviación con márgenes muy competitivos, en un mercado que tiende a la liberalización total de precios.
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La salida de Raízen, lejos de ser vista con pesimismo, representa una oportunidad de reconfiguración para el mercado de combustibles argentino. El interés de grupos internacionales como Vitol o de jugadores locales fuertes como Eurnekian y Manzano demuestra que los activos de infraestructura en el país siguen siendo altamente valorados. Sea quien sea el ganador, el recambio promete una nueva etapa de inversiones en modernización de estaciones y eficiencia logística.
La arquitectura exportadora de Vaca Muerta ha tomado una definición irreversible. A través de un reciente edicto de YPF para notificar a superficiarios, se confirmó que la traza del nuevo poliducto de líquidos asociado al proyecto de GNL se desarrollará íntegramente por territorio rionegrino, dejando finalmente a Bahía Blanca fuera del mapa de esta inversión estratégica.
La ruta de los líquidos: El ducto tendrá una extensión de 570 kilómetros, conectando la zona de Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con el puerto de Punta Colorada (Sierra Grande). Esta infraestructura es crítica para el megaproyecto Argentina LNG, ya que permitirá transportar y procesar el propano, butano y gasolinas naturales que se separan del gas natural antes de su licuefacción para exportación.
Punta Colorada: El nuevo puerto energético Con esta decisión, la provincia de Río Negro se adjudica un “pleno” en materia de infraestructura energética. Punta Colorada no solo albergará la planta de GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur, sino que ahora suma la planta fraccionadora y las terminales portuarias para los líquidos del gas. El complejo se perfila como la salida más profunda y eficiente hacia los mercados internacionales.
Impacto en el sistema portuario: Mientras Bahía Blanca lamenta la pérdida de esta inversión, que se suma a la ya conocida relocalización de la planta de GNL, el sector energético celebra la simplificación logística. Al concentrar toda la infraestructura en un mismo nodo exportador, se reducen costos operativos y se acelera el “time-to-market” de los hidrocarburos no convencionales.
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Estamos asistiendo al nacimiento de un nuevo polo industrial en la Patagonia. La exclusión de Bahía Blanca no debe leerse como un desmedro de sus capacidades actuales, sino como la consolidación de una visión estratégica que busca eficiencia en aguas profundas. En Runrún creemos que Punta Colorada está llamada a ser para el siglo XXI lo que Bahía Blanca fue para el XX: la gran puerta de salida de la riqueza argentina al mundo.
La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará a los principales directivos de distribuidoras, transportistas y comercializadoras de gas en una movida que busca transparentar la formación de precios en el mercado interno. La investigación se dispara tras una denuncia del Gobierno de Santa Fe, que advierte que la industria local está pagando sobrecostos injustificados por el gas natural.
El “mix de cuencas” bajo la lupa: El nudo del conflicto radica en cómo se factura el gas. Según el ministro de Producción de Santa Fe, Gustavo Puccini, se les cobra a las industrias y estaciones de GNC un “mix” que incluye el gas importado de Bolivia (con precios de hasta u$s 10 por millón de BTU), cuando en la realidad física el 100% del fluido que llega a la provincia proviene de Vaca Muerta, cuyo costo de producción ronda los u$s 3,50.
Impacto en la competitividad: Esta distorsión genera un sobrecargo estimado de entre el 20% y el 40% en las facturas energéticas. Para Santa Fe, esto representa un golpe directo a la competitividad de más de 400 grandes industrias, que ven cómo provincias vecinas con otros esquemas de suministro acceden a energía mucho más barata, a pesar de estar conectadas a la misma red nacional.
La respuesta oficial: Desde el Ministerio de Desregulación y la Secretaría de Energía han tomado nota del reclamo, reconociendo que el sistema tarifario requiere un rediseño urgente. La audiencia informativa de la ANC será clave para determinar si existen fallas de competencia o si se trata de una inercia regulatoria que las empresas están aprovechando para sostener sus márgenes ante la caída del consumo.
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No podemos hablar de un país competitivo si le cobramos a nuestras fábricas gas importado mientras lo tenemos sobrando en Neuquén. En Runrún creemos que la transparencia es el primer paso para una verdadera desregulación.
Si Vaca Muerta es la solución, el beneficio debe llegar al usuario final de forma directa y no quedar atrapado en fórmulas de cálculo obsoletas. Esta investigación es una señal de que el “laissez-faire” energético también exige reglas claras de competencia.
Con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) avanzando a paso firme, la industria ya no solo discute cómo extraer el recurso, sino cómo posicionar el “Vaca Muerta Light” en las refinerías más exigentes del planeta. El ducto, que conectará Neuquén con el puerto de aguas profundas en Punta Colorada, será la llave para despachar inicialmente hasta 500.000 barriles diarios.
Estados Unidos: El destino natural La Costa del Golfo en EE.UU. se perfila como el comprador principal. Sus refinerías de alta complejidad necesitan el crudo liviano argentino para balancear sus dietas de refinación. La cercanía logística y la calidad constante del shale oil neuquino le otorgan a Argentina una ventaja competitiva frente a otros proveedores de la cuenca atlántica.
La conquista del Sudeste Asiático: La gran novedad del VMOS es la capacidad de cargar buques VLCC (Very Large Crude Carriers) en Punta Colorada. Al poder utilizar estos supertanques, Argentina reduce drásticamente los costos de flete, permitiendo que el petróleo de Vaca Muerta llegue con precios competitivos a mercados distantes como India, China y Corea del Sur, hoy dominados por el crudo de Medio Oriente.
Seguridad energética para Europa: Europa, en su búsqueda constante por diversificar proveedores tras el rediseño del mapa energético global en 2022, ve en el Atlántico Sur un socio confiable y democrático. El VMOS ofrece la escala necesaria para que las operadoras argentinas firmen contratos de suministro a largo plazo con las principales energéticas europeas.
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El VMOS no es solo un caño; es un cambio de liga. Por primera vez en la historia, Argentina tiene la posibilidad de dejar de ser un exportador marginal para convertirse en un jugador de peso en el mercado global de hidrocarburos. En Runrún celebramos que la planificación ya no termine en la boca de pozo, sino en los puertos de destino. El éxito de Vaca Muerta se medirá por nuestra capacidad de hablar todos los idiomas del mercado energético mundial.
En un paso decisivo hacia la modernización del parque automotor argentino, YPF anunció la puesta en marcha de una nueva unidad de hidrotratamiento de naftas en su Complejo Industrial La Plata. Esta inversión permite reducir el contenido de azufre a menos de 10 partes por millón (ppm), alineando la producción nacional con las normativas internacionales Euro 5 y Euro 6.
Eficiencia y cuidado ambiental La reducción del azufre no es solo un avance técnico; es una necesidad ambiental. Los combustibles de alta pureza permiten que los sistemas de post-tratamiento de los vehículos modernos operen sin degradarse, reduciendo drásticamente las emisiones de material particulado y gases de efecto invernadero. Es la infraestructura necesaria para que la transición hacia vehículos más eficientes sea una realidad en nuestras calles.
Optimización para el crudo de Vaca Muerta La nueva unidad está diseñada para procesar el crudo liviano proveniente de la cuenca neuquina. Al adaptar su capacidad de refinación al shale oil, YPF no solo mejora la calidad del producto final, sino que aumenta la eficiencia energética de todo el proceso productivo, disminuyendo la huella de carbono de la propia operación industrial.
Independencia energética Con esta mejora tecnológica, Argentina garantiza el autoabastecimiento de combustibles de máxima calidad, evitando la necesidad de importar naftas premium durante los picos de demanda. Esto fortalece la posición estratégica de la compañía de bandera en un mercado que exige cada vez mayores estándares de sostenibilidad.
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A menudo se piensa que la movilidad eléctrica y los combustibles líquidos son enemigos, pero en Runrún entendemos que la transición es un camino gradual. Que YPF invierta en naftas de ultra-bajo azufre es una gran noticia para la electrificación, porque prepara el terreno para motores híbridos más limpios y eficientes. La descarbonización empieza por mejorar lo que ya tenemos mientras construimos lo que vendrá.
En medio de una reestructuración de los cuadros de mando de las empresas públicas, el Gobierno Nacional oficializó el desembarco de Manuel Adorni en el directorio de YPF. La designación, que se produce en un contexto de tensiones judiciales por la conformación de la mesa de decisiones de la petrolera, busca fortalecer el puente directo entre la Casa Rosada y la estrategia corporativa de la compañía.
Gestión sin remuneración extra Un punto central de la resolución es que el actual vocero presidencial desempeñará sus funciones en la petrolera bajo la modalidad “ad honorem”. Esto implica que no percibirá los honorarios correspondientes a un director de una empresa que cotiza en bolsa, manteniendo exclusivamente su remuneración por su cargo en el Poder Ejecutivo.
Alineamiento estratégico La llegada de Adorni al piso 32 de la torre de Puerto Madero responde a la necesidad del Ejecutivo de tener una voz de máxima confianza en el seguimiento de los proyectos clave para 2026, como el avance del plan Argentina LNG y la desinversión en activos maduros. Se busca que la comunicación de la compañía esté en total sintonía con la narrativa de desregulación económica que impulsa el Gobierno.
Contexto de conflicto judicial El nombramiento no está exento de polémica, ya que ocurre mientras persisten reclamos judiciales por la legitimidad de ciertas designaciones previas y la representación de las acciones del Estado. No obstante, desde YPF aseguran que el quórum y la legalidad del directorio están garantizados para continuar con el plan de inversiones récord previsto para este año.
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La presencia de perfiles de alta visibilidad política en el directorio de YPF no es una novedad, pero el carácter ad honorem busca enviar un mensaje de austeridad en un momento de sensibilidad social. Para el mercado, el desafío será equilibrar este alineamiento político con la autonomía técnica que una empresa que cotiza en Wall Street requiere. Lo que es innegable es que la mesa de YPF hoy tiene una conexión directa y sin escalas con el despacho presidencial.
Un reciente informe del IARAF (Instituto Argentino de Análisis Fiscal) revela que, a pesar de la eliminación del Impuesto PAIS el pasado 1° de enero de 2026, las pymes argentinas continúan atrapadas en un complejo entramado fiscal.
El mapa de los 37 impuestos: Actualmente, una pequeña o mediana empresa en Argentina debe afrontar 37 tributos distintos a lo largo del año, repartidos en 18 nacionales, 8 provinciales y 11 municipales.
La carga burocrática de las 67 obligaciones: Más allá de los impuestos, la gestión diaria incluye un total de 67 obligaciones anuales al sumar los 30 regímenes de retención, percepción e información vigentes. Esto obliga a las pymes a transformarse en entes recaudadores del Estado.
Estructuras de cumplimiento hipertrofiadas: Para cumplir con este laberinto regulatorio, cada empresa debe contar con un equipo sobredimensionado de personal especializado. Esta necesidad de sostener departamentos contables y legales robustos solo para “estar en regla” desvía fondos que deberían destinarse a ingeniería, tecnología y mejora de procesos productivos.
Falta de alivio administrativo: Aunque el fin del Impuesto PAIS bajó costos de importación, el alivio administrativo ha sido nulo. La industria nacional reclama que la desregulación llegue finalmente al sistema tributario para ganar competitividad real.
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Apoyamos el rumbo de libertad económica, pero el reclamo a Federico Sturzenegger es urgente. No podemos tener una Argentina exportadora si las pymes que fabrican los insumos para nuestras cuencas están asfixiadas por 67 trámites y obligadas a pagar sueldos de especialistas solo para cumplir con la burocracia. Menos formularios es igual a más producción.
La provincia de Río Negro se consolida como el nuevo nodo estratégico y de exportación de la energía argentina, desplazando el eje histórico de Buenos Aires mediante proyectos de infraestructura de escala global que conectan Vaca Muerta con el Atlántico.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur: Este proyecto, liderado por YPF, representa una inversión superior a los u$s 2.500 millones. El ducto atravesará la provincia para finalizar en una terminal de exportación en Punta Colorada, Sierra Grande, que contará con la monoboya más grande del país para carga de buques tanque de gran calado, permitiendo una salida directa del crudo neuquino hacia mercados internacionales.
La planta de GNL y el polo exportador: La confirmación de la terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en territorio rionegrino reconfigura el mapa gasífero nacional. Este desarrollo no solo implica la construcción de la planta de licuefacción, sino la traza de nuevos gasoductos dedicados exclusivamente a la exportación, aprovechando las ventajas naturales de profundidad de las costas rionegrinas que evitan dragados costosos.
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Impacto en el empleo y servicios locales: La magnitud de estas obras estima la creación de miles de puestos de trabajo directos e indirectos. Esto exige que las empresas de servicios locales y las Pymes regionales se preparen para cumplir con estándares internacionales, lo que tracciona una demanda de personal especializado y capacitación técnica sin precedentes en la región.
Desarrollo de infraestructura complementaria: El despliegue industrial en Sierra Grande y zonas aledañas requiere de una inversión paralela en rutas, servicios básicos y conectividad. La provincia se enfrenta al desafío de gestionar un crecimiento demográfico acelerado traccionado por el “boom” energético, consolidando un nuevo polo de desarrollo fuera de la zona núcleo tradicional.
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Río Negro dejó de ser una provincia de paso para convertirse en la verdadera “llave” de salida de los recursos de Vaca Muerta al mundo. El triunfo de la provincia al captar estas inversiones —bajo el paraguas del RIGI— demuestra que la seguridad jurídica y el alineamiento con el sector privado son tan importantes como la geografía. Es el inicio de una era donde el puerto rionegrino competirá con las principales terminales de exportación del hemisferio sur, cambiando el centro de gravedad del poder energético nacional.
La adjudicación de la provisión de tubos para la ampliación de la infraestructura de transporte en Vaca Muerta a favor de Welspun Corp marca la entrada de un jugador global de escala masiva que rompe con la hegemonía histórica de los proveedores tradicionales en el Cono Sur.
Capacidad técnica y escala global: Welspun Corp es el segundo mayor fabricante de tuberías de gran diámetro del mundo. Su ventaja competitiva radica en su capacidad de producir tubos de hasta 24 metros de largo (el estándar común es de 12), lo que reduce a la mitad la cantidad de soldaduras necesarias en el terreno. Esto no solo acelera los tiempos de obra, sino que disminuye drásticamente los puntos críticos de falla en gasoductos de alta presión.
La logística de los “nodos” y personal especializado: La empresa no solo provee el acero; opera bajo un modelo de gestión de inventarios justo a tiempo (Just-In-Time). Para el gasoducto de Vaca Muerta, esto exige la contratación de personal especializado en logística portuaria y técnicos de control de calidad certificados bajo normas API (American Petroleum Institute). La movilización de más de 100.000 toneladas de acero requiere una coordinación quirúrgica entre los puertos de Buenos Aires/Bahía Blanca y los centros de acopio en Neuquén.
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El respaldo del “Deep Pocket” Indio: Welspun forma parte de un conglomerado de u$s 5.000 millones con intereses en textiles, energía y acero. Su llegada a Argentina viene apalancada por líneas de crédito internacionales que los proveedores locales no pueden igualar hoy. Esto le permite ofrecer plazos de financiación que resultan vitales para que las obras de infraestructura no dependan exclusivamente del presupuesto público o de la caja inmediata de las operadoras.
Certificaciones y Sostenibilidad: Un dato clave de la investigación es que Welspun ha comenzado a certificar su producción bajo estándares de acero verde, utilizando procesos con menor huella de carbono. Esto es un requisito que las operadoras internacionales en Vaca Muerta (como Shell o TotalEnergies) empiezan a exigir a sus proveedores para cumplir con sus propios objetivos de descarbonización global.
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La llegada de Welspun es la prueba de que el mercado de infraestructura en Argentina se está “globalizando” en serio. No se trata solo de precio; se trata de tecnología de punta que nuestras empresas locales todavía no pueden fabricar a esa escala de longitud.
Sin embargo, en Runrún advertimos un punto clave: cada tubo de Welspun que llega al puerto requiere un despachante, un camionero, un soldador y un inspector de calidad argentino. El desafío para las cámaras de proveedores es integrarse a esta cadena de suministro global para que el conocimiento técnico quede en casa. La competencia es sana, pero la integración local es lo que hace al desarrollo sostenible.
Mientras los metales preciosos y básicos rompen récords históricos, la región se posiciona para recibir inversiones por más de u$s 230.000 millones hacia 2033, con Argentina como el destino de mayor crecimiento relativo en nuevos proyectos.
Rally histórico de precios y refugio de valor
El escenario global de incertidumbre geopolítica ha llevado al oro a superar los u$s 4.600 por onza, mientras que la plata rompió la barrera de los u$s 90, niveles nunca antes vistos. Por su parte, el cobre alcanzó los u$s 13.310 por tonelada en Londres, impulsado por la demanda crítica de la inteligencia artificial, los centros de datos y la transición energética global.
Argentina: El motor del crecimiento regional
Según el informe Mine 2025 de PwC, Argentina proyecta inversiones cercanas a los u$s 33.000 millones para la próxima década. A diferencia de Chile o Brasil, donde el capital se destina mayormente a mantenimiento, en nuestro país el 70% de los fondos están orientados a proyectos greenfield (nuevos desarrollos). Distritos como Vicuña, con proyectos de escala mundial como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol, son las piezas clave del nuevo mapa cuprífero.
Financiamiento estratégico de organismos multilaterales
Se confirmó que el Banco Mundial y el BID desembolsarán u$s 5.000 millones en el país en los próximos años. De este total, u$s 2.400 millones ya están comprometidos a través de la Corporación Financiera Internacional (IFC) para el desarrollo de la minería de litio en la provincia de Salta, consolidando el respaldo financiero internacional al modelo de apertura y seguridad jurídica.
Transformación tecnológica e Inteligencia Artificial
El nuevo ciclo minero está atravesado por la digitalización: el 87% de las compañías ya utiliza IA para optimizar la eficiencia operativa y la seguridad. El uso de gemelos digitales y sensores inteligentes permite construir infraestructuras más sostenibles, reduciendo la huella de carbono y garantizando la licencia social necesaria para operar en entornos complejos.
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Estamos ante una oportunidad histórica donde la geología argentina finalmente se encuentra con el capital global. El respaldo del Banco Mundial y el IFC no es casualidad; es el resultado de un cambio de rumbo que pone a la minería como política de Estado.
Sin embargo, para que estos u$s 33.000 millones se traduzcan en desarrollo, el país debe acelerar las obras de infraestructura eléctrica y vial en la cordillera. El cobre es el nuevo petróleo y Argentina tiene todo para ser el líder de la región.
Con fecha de apertura confirmada para el próximo 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, el Instituto Vaca Muerta (IVM) inició formalmente la selección de su equipo académico y administrativo, priorizando perfiles con experiencia directa en la industria del Oil & Gas.
Un hito en la formación técnica: El IVM, impulsado por la Fundación YPF en conjunto con el sector público, busca cubrir la creciente demanda de talento calificado en la cuenca neuquina. La institución funcionará en el “Edificio N” del Polo Científico Tecnológico, un espacio recuperado que simboliza la transformación industrial de la ciudad de Neuquén hacia un centro de servicios y conocimiento de primer nivel.
Perfiles técnicos solicitados: La búsqueda, gestionada por la consultora Patagonia Resources, se centra en docentes especializados en áreas críticas para la operación de yacimientos no convencionales. Las asignaturas a cubrir incluyen Química, Petróleo, Mecánica, Electricidad, Automatización y Seguridad Industrial. El requisito excluyente es poseer una sólida trayectoria previa en posiciones operativas dentro de la industria energética.
Estructura de acompañamiento y gestión: Además del cuerpo docente, el instituto busca conformar su staff no docente, incluyendo personal administrativo, técnicos de soporte institucional, orientadores y tutores académicos. El objetivo es brindar un acompañamiento integral a los estudiantes para asegurar que la formación técnica se traduzca en una inserción laboral inmediata y eficiente.
Inscripciones y contacto: Los profesionales interesados en formar parte de este centro educativo en formación deben enviar su CV actualizado y carta de presentación al correo: busquedas@patagoniaresources.com.ar. Esta convocatoria representa una oportunidad única para que el personal especializado que ya opera en la cuenca transmita el know-how a las nuevas generaciones.
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La creación del Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria al cuello de botella que mencionábamos: la falta de personal especializado. No alcanza con tener el recurso en el subsuelo; necesitamos mentes capacitadas para extraerlo de forma eficiente y segura.
Desde Runrún celebramos que la formación técnica se dé en el corazón de la cuenca y de la mano de quienes ya conocen el barro y la presión de los pozos. Este es el camino para bajar los costos operativos a largo plazo: formar talento local con estándares globales. Menos improvisación, más academia petrolera.
El escenario energético mundial para 2026 presenta una paradoja estratégica: mientras la tensión geopolítica en Medio Oriente sostiene precios volátiles, los fundamentos del mercado global exigen que Vaca Muerta acelere su eficiencia para competir en un mundo con mayores excedentes de stock.
Precios y el “techo” de los u$s 60
Aunque el Brent ha mostrado picos por el riesgo de conflictos, las proyecciones para finales de 2026 sugieren una estabilización del crudo en la zona de los u$s 55-60. Para Argentina, este escenario marca un punto de inflexión: la exportación sigue siendo el objetivo, pero los márgenes de ganancia dependerán exclusivamente de la eficiencia operativa y no solo de los precios internacionales.
El costo de producción (Break-even)
La competitividad técnica de la cuenca neuquina ha logrado llevar el break-even (precio de equilibrio) a un rango de entre u$s 35 y u$s 40 por barril. Mantener estos costos bajos es vital para blindar los planes de inversión frente a una posible caída del precio internacional, asegurando que el flujo de divisas no se detenga.
El Riesgo País como barrera financiera
El análisis de especialistas como Daniel Montamat advierte que el subsuelo ya cumplió su parte; ahora le toca a la macroeconomía. Es urgente que el riesgo país continúe su sendero descendente, ya que funciona como un piso para el costo del capital. Sin financiamiento accesible, Vaca Muerta corre el riesgo de quedar limitada a un modelo extractivo, perdiendo la oportunidad de encadenar procesos de valor agregado.
La ventana de oportunidad en la Petroquímica
Con el gas natural produciéndose a menos de u$s 3 el millón de BTU, Argentina se posiciona como un refugio para industrias electrointensivas y petroquímicas que hoy sufren por la falta de gas barato en Europa. Para aprovechar esta relocalización de empresas, el país debe contar con el personal especializado necesario para operar plantas de alta complejidad y garantizar contratos de largo plazo.
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En Runrún lo tenemos claro: el éxito de Vaca Muerta se mide en competitividad, no en suerte geopolítica. Tenemos el gas más barato de la región y un petróleo de clase mundial, pero si no bajamos el costo del capital (riesgo país), estamos compitiendo con una mochila de plomo.
El desafío para 2026 es transformar ese recurso en industria real: fertilizantes, plásticos y energía exportable. Menos burocracia y más ingeniería son la única forma de que Argentina se convierta en la solución energética que el mundo está buscando.
La producción de petróleo en Vaca Muerta cerró enero con volúmenes históricos de 450.000 barriles diarios, consolidando un crecimiento sostenido que descansa sobre bloques de alta eficiencia y un flujo de inversión acelerado por el nuevo marco normativo.
1.Récord de producción en las áreas clave El salto productivo está liderado por bloques estratégicos como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. En estas áreas “locomotoras”, la intensidad de las etapas de fractura y la optimización de los pozos horizontales han permitido alcanzar niveles de extracción inéditos, consolidando a estos yacimientos como el corazón del abastecimiento nacional.
2.Impacto del RIGI y nuevos horizontes El flujo de inversiones proyectado para 2026 ya supera los u$s 10.000 millones. Este dinamismo está traccionado por los beneficios del RIGI, que al permitir la libre disponibilidad de divisas para inversiones que superen los u$s 200 millones, ha provocado que las operadoras aceleren los planes de completación de pozos (fracking) que se encontraban en lista de espera.
3.La demanda de personal especializado Este nivel de actividad exige una estructura operativa de alta complejidad. Cada operadora y empresa de servicios debe sostener dotaciones de personal altamente especializado, no solo para las tareas técnicas en campo, sino para gestionar el cumplimiento del denso entramado de regulaciones de seguridad y estándares técnicos vigentes. Esta necesidad de equipos profesionales robustos garantiza la continuidad en un entorno de máxima exigencia operativa.
4.Infraestructura y eficiencia operativa La reducción de los tiempos en la completación de pozos permite que Vaca Muerta compita con los mejores desarrollos internacionales. Sin embargo, la industria advierte que el sistema operativo corre el riesgo de saturarse si la infraestructura de transporte no acompaña el ritmo de producción, ya que la capacidad de evacuación hacia refinerías y nodos de exportación opera actualmente al límite.
La Visión de Runrún Energético
Vaca Muerta ya no es una promesa; es una realidad industrial de escala global. Lo que el mercado define como el “motor oculto” es la combinación de la capacidad técnica argentina con el “arrancador” financiero que significó el RIGI. Pero atención: para que este motor no se frene, es vital que la carga administrativa no asfixie a los equipos técnicos.
Si el personal especializado tiene que dedicar más tiempo a la burocracia que al terreno, perdemos la competitividad que tanto costó conseguir. El éxito de los 450.000 barriles debe ir acompañado de una simplificación normativa real.
El oficialismo y los bloques opositores se preparan para un debate decisivo en el Senado que busca “ordenar” la aplicación de la Ley 26.639. La reforma apunta a clarificar los alcances de la protección ambiental para reducir la incertidumbre jurídica que hoy frena proyectos de escala global.
Corrección técnica y seguridad jurídica El proyecto oficial no propone una derogación, sino una “adecuación técnica”. El objetivo central es precisar las definiciones de glaciar y ambiente periglacial, estableciendo que la protección debe basarse en un inventario actualizado y en la verificación técnica de si una geoforma aporta efectivamente agua a la cuenca. Esto permitiría el avance de proyectos industriales en zonas de suelos congelados o permafrost que no tienen valor hídrico estratégico.
Refuerzo del Federalismo Un punto central de la discusión es el rol de las provincias. La reforma busca devolver a las autoridades provinciales la competencia para identificar y autorizar actividades en sus territorios, en línea con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. Esta postura cuenta con el respaldo explícito de la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, integradas por provincias cordilleranas que exigen reglas claras para desarrollar sus recursos naturales.
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Inversiones en juego y el RIGI Desde el Ejecutivo remarcan que la adecuación no tendrá efectos retroactivos ni afectará Declaraciones de Impacto Ambiental vigentes. Sin embargo, subrayan que la certidumbre es vital para atraer los u$s 30.000 millones en inversiones mineras proyectadas. La norma busca armonizar la protección del agua con el RIGI, asegurando que los grandes proyectos tengan un marco legal estable que no sea objeto de judicialización constante.
Tensión con el sector ambientalista Organizaciones como Greenpeace y la FARN han iniciado campañas de presión advirtiendo sobre un posible “retroceso ambiental”. El debate gira en torno al principio de no regresión del Acuerdo de Escazú. Mientras el oficialismo asegura que las prohibiciones esenciales de la minería en glaciares se mantienen, la oposición dialoguista busca un documento intermedio que garantice la protección del recurso hídrico sin bloquear el desarrollo productivo.
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La Ley de Glaciares actual, por su ambigüedad, se convirtió en un cepo al desarrollo de las provincias cordilleranas. En Runrún sostenemos que la protección ambiental y la minería no son excluyentes, pero para eso se necesitan mapas, no ideología.
Si un suelo congelado no aporta agua, no debería ser una barrera para una inversión de miles de millones de dólares. El desafío del 10 de febrero es salir del “todo o nada” y darle a la Argentina una legislación de clase mundial que proteja el agua pero que también permita sacar el cobre y el litio que el mundo demanda para la transición energética. Sin seguridad jurídica, no hay futuro minero.
A través de la Resolución N° 008/26, la Secretaría de Minería de Salta aprobó el Informe de Impacto Ambiental para que Mansfield Minera avance en el yacimiento Arizaro, un proyecto satélite clave para el futuro del complejo Lindero.
Estrategia de “Doble Motor” La aprobación permite que la compañía mantenga la producción activa en la mina Lindero (que recientemente alcanzó el hito de 500.000 onzas de oro producidas) mientras inicia campañas de exploración en Arizaro. El objetivo es convertir recursos potenciales en reservas probadas para extender la vida útil del complejo más allá de los 13 años proyectados inicialmente.
El potencial de Arizaro Ubicado a pocos kilómetros de la operación principal en la Puna salteña, Arizaro es considerado un depósito tipo pórfido aurífero-cuprífero de alto potencial. Esta nueva etapa de exploración busca definir “blancos” que permitan alimentar la planta de procesamiento existente, optimizando la infraestructura ya instalada.
Hito en sostenibilidad: La primera mina híbrida El anuncio de expansión coincide con la consolidación de Lindero como la primera mina híbrida de la Puna. Gracias a una alianza con la empresa Secco, el yacimiento ya opera con energía solar durante el día, reduciendo un 40% el consumo de combustible y simplificando una logística crítica que se encuentra a más de 4.000 metros de altura.
Impacto en el empleo local Mansfield emplea hoy a más de 700 personas de manera directa. La continuidad y expansión del proyecto garantizan estabilidad laboral y traccionan la demanda de proveedores locales nucleados en la Cámara de Proveedores Mineros de Salta (CAPEMISA).
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La agilidad de la Secretaría de Minería de Salta para emitir esta resolución es la respuesta que el sector esperaba. En minería, si no explorás hoy, te quedás sin mina mañana. Mansfield está demostrando que se puede ser eficiente (con su planta solar) y ambicioso al mismo tiempo. Es un caso testigo de cómo el oro sigue siendo el pilar de las exportaciones salteñas mientras el litio termina de madurar sus inversiones.
Tras la salida estratégica de la multinacional DLS Archer de la Cuenca del Golfo San Jorge, se formalizó el nacimiento de Nova Energy, la compañía que toma el control de una de las flotas de equipos más importantes de la región.
Nueva estructura operativa La transición marca la asunción de Diego Trabucco como presidente de la firma, quien junto a Javier Basso se asocia al consorcio regional liderado por el empresario comodorense Pablo Pires, titular de SGA y Vientos del Sur.
Equipamiento y personal La operación incluye la transferencia de aproximadamente 20 equipos especializados en workover y pulling, además de una dotación de personal con vasta experiencia en la cuenca. Estos activos son críticos para el mantenimiento de la producción en yacimientos maduros.
Cambio de paradigma en la región Mientras Archer concentra su capital y nuevos contratos en el shale de Vaca Muerta, Nova Energy apuesta a la eficiencia en los campos de Chubut y Santa Cruz. Esta transición permite una estructura de costos más ágil y una respuesta inmediata frente a la burocracia de las grandes multinacionales.
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El regreso de Diego Trabucco a la primera línea operativa es una señal de vitalidad para el sur. La creación de Nova Energy es el ejemplo perfecto de la “argentinización” eficiente: empresarios locales tomando la posta de las multinacionales para cuidar cada barril de crudo convencional mientras el país mira hacia el GNL.
En una jornada marcada por la alta volatilidad, el precio del barril de petróleo Brent experimentó un salto del 3,36%, cerrando en u$s 70,70, su nivel más alto en los últimos cuatro meses. Esta escalada responde directamente al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas entre Estados Unidos e Irán, que ha reintroducido una fuerte prima de riesgo en los mercados energéticos globales ante el temor de una interrupción en el suministro.
Incertidumbre geopolítica y suministro Las amenazas cruzadas entre Washington y Teherán han puesto en alerta a los operadores, quienes temen por la estabilidad del tránsito de crudo en el Estrecho de Ormuz. Analistas de Wall Street advierten que, de mantenerse este nivel de hostilidad, el crudo podría romper la barrera de los u$s 80 en el corto plazo. El West Texas Intermediate (WTI) también acompañó la tendencia, superando los u$s 65 por primera vez desde septiembre de 2025.
Presión adicional por el invierno europeo A la tensión en Medio Oriente se suma un factor climático crítico: una serie de tormentas invernales severas en Europa han llevado las reservas de gas de la Unión Europea a mínimos históricos para esta época del año. Esta escasez de gas presiona al alza la demanda de destilados de petróleo para generación eléctrica y calefacción, ajustando aún más el balance entre oferta y demanda global.
El contrapunto: Mozambique LNG Como nota de alivio a largo plazo, TotalEnergies confirmó hoy el reinicio total de sus operaciones en el gigante proyecto Mozambique LNG (u$s 20.000 millones), que estuvo paralizado por razones de seguridad. Si bien la producción no impactará de inmediato, el mercado recibe una señal de mayor disponibilidad de GNL para el ciclo 2027-2028.
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Un Brent por encima de los 70 dólares es una noticia agridulce. Para los exportadores de la región, mejora la caja y el atractivo de inversión en proyectos de petróleo; sin embargo, para el mercado interno, presiona directamente sobre los costos de refinación y el precio en los surtidores. En un contexto de inflación bajo vigilancia, la escalada entre EE. UU. e Irán es el factor que todos los CEOs del sector estarán mirando mañana al abrir sus monitores.
El sector minero argentino inicia el ciclo 2026 con una perspectiva histórica. El impulso combinado de precios internacionales en niveles máximos para el oro y la plata, junto con la consolidación del cobre y la estabilización del litio, proyecta un año de exportaciones récord que podrían superar los u$s 5.000 millones. Este escenario se sustenta en un robusto pipeline de 228 proyectos clave que atraviesan desde la exploración avanzada hasta la construcción inminente.
El factor “Precios Récord” La incertidumbre global y las tensiones geopolíticas han llevado al oro y la plata a perforar techos históricos, lo que otorga una rentabilidad extraordinaria a los yacimientos en operación en Santa Cruz y San Juan. Por su parte, el cobre se posiciona como el mineral estratégico del año; con la demanda disparada por la electrificación global, proyectos de escala mundial en Argentina están acelerando sus cronogramas para capturar esta ventana de oportunidad.
Un pipeline diversificado De los 228 proyectos relevados, el 40% corresponde al litio, concentrado principalmente en la región del NOA, donde Argentina ya es el segundo país con mayores recursos mundiales. El 25% está vinculado al cobre, destacándose proyectos como Josemaría, Taca Taca y El Pachón, que por su envergadura requieren de una cadena de proveedores industriales de alta complejidad, abriendo un mercado de servicios y suministros sin precedentes.
Impacto en la balanza comercial El crecimiento sostenido de la minería se consolida como el tercer complejo exportador del país. La maduración de los proyectos de litio que entran en fase de producción comercial este año, sumada a la resiliencia de la minería metalífera tradicional, permite proyectar un ingreso de divisas genuinas que será vital para la estabilidad macroeconómica y el financiamiento de la transición energética nacional.
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Este “boom” de precios no es solo una ráfaga de suerte; es el respaldo fundamental para que el RIGI y las nuevas normativas de inversión tengan éxito. Con 228 proyectos en carpeta, el desafío para las empresas de servicios es la escala. El mercado está ahí, los precios acompañan y la normativa se está ordenando. Es el momento para que los proveedores locales den el salto de calidad que exige una minería de clase mundial.
A través del Decreto 59/2026 publicado hoy en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional formalizó una de las medidas más esperadas por las provincias productoras del sur del país: la implementación de un esquema de retenciones móviles que beneficia directamente al crudo convencional. La medida busca reactivar la inversión en yacimientos maduros, donde los altos costos operativos y la presión fiscal estaban acelerando el declino de la producción.
El nuevo esquema de retenciones móviles El decreto establece nuevos umbrales para el cálculo de los derechos de exportación, adaptándolos a la realidad de los costos del convencional: Alícuota del 0%: Se aplicará cuando el precio internacional del barril (Brent) sea igual o inferior a u$s 65 (anteriormente el piso era de u$s 45). Alícuota del 8%: Solo se alcanzará cuando el crudo supere los u$s 80 por barril (previamente el tope era de u$s 60). Tramo Intermedio: Para valores entre u$s 65 y u$s 80, se aplicará una fórmula polinómica que reduce significativamente la carga impositiva actual.
Impacto en las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral Con el Brent cotizando actualmente por encima de los u$s 70, la retención efectiva para el crudo convencional caerá drásticamente del 8% a un valor estimado de 2,7%. Este alivio fiscal es el resultado de meses de gestiones encabezadas por el gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, y sus pares de la región, quienes argumentaron que el esquema anterior —pensado para la alta rentabilidad de Vaca Muerta— estaba asfixiando la viabilidad económica de las operaciones tradicionales.
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4. Incentivo a la reinversión
El objetivo central del Ejecutivo es que los fondos excedentes que las operadoras dejarán de tributar se traduzcan en programas de perforación y workover en áreas convencionales. Para las provincias, esto no solo significa el sostenimiento de las regalías, sino también la preservación de miles de puestos de trabajo en el sector de servicios especializados que dependen de la actividad en los campos maduros.
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La publicación del Decreto 59/2026 es un triunfo político para las provincias patagónicas y un baño de realismo para la política energética nacional. Tratar impositivamente por igual al convencional que al no convencional era un error técnico que estaba condenando al abandono a cientos de pozos. Esta “segmentación fiscal” es una herramienta indispensable para que Argentina mantenga un perfil exportador equilibrado mientras Vaca Muerta sigue batiendo récords.
La compañía OTAMERICA (continuadora de Oiltanking Ebytem) concretó con éxito la emisión de sus Obligaciones Negociables Serie VI, logrando captar u$s 50.000.000 en el mercado local. La operación, que contó con el asesoramiento de los estudios TCA Tanoira Cassagne y Bruchou & Funes de Rioja, recibió una fuerte demanda que obligó a ampliar el monto inicial previsto de 30 millones, reflejando la confianza de los inversores en los proyectos de infraestructura vinculados a Vaca Muerta.
Detalles de la colocación y respaldo Las ON fueron emitidas bajo la modalidad Dólar MEP con un plazo de 42 meses (vencimiento en julio de 2029). La solidez financiera de la empresa, calificada con la máxima nota AAA.ar por Moody’s Local Argentina, permitió una colocación exitosa en un sindicato liderado por Banco Galicia junto a más de 15 entidades financieras y sociedades de bolsa.
El Hub exportador de Puerto Rosales Los fondos serán destinados íntegramente al ambicioso plan de expansión de la Terminal Marítima Puerto Rosales, cuya inversión global asciende a u$s 650 millones. El proyecto contempla la construcción de un nuevo muelle con tres posiciones de amarre para buques de gran calado, la instalación de seis tanques de 50.000 m³ cada uno y una nueva estación de bombeo. Estas obras son críticas para eliminar los cuellos de botella y permitir el despacho masivo del crudo no convencional hacia los mercados internacionales.
Asesoramiento legal de primer nivel La estructuración de la serie VI bajo el Programa Global de OTAMERICA contó con la participación de TCA Tanoira Cassagne como asesores de la emisora, mientras que Bruchou & Funes de Rioja brindó soporte legal a los colocadores. Esta sinergia profesional garantiza el cumplimiento de los estándares regulatorios exigidos para instrumentos de deuda de largo plazo en el sector energético.
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La exitosa colocación de OTAMERICA demuestra que el mercado de capitales local tiene apetito y liquidez para financiar proyectos reales de infraestructura. Puerto Rosales es el “puerto de salida” del desarrollo de Vaca Muerta; sin esta expansión, el crecimiento de la producción se toparía con un techo logístico. Que una empresa logre captar u$s 50 millones a 42 meses es una señal de que la macroeconomía energética está empezando a ofrecer horizontes de previsibilidad.
A través de la Resolución 6/2026 de la Secretaría de Minería, el Gobierno nacional aprobó formalmente el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos”. Se trata de una iniciativa estratégica de la empresa Minas Argentinas S.A. (MASA) para la mina Gualcamayo, en San Juan, que implica una inversión total de u$s 519,6 millones. Este hito no solo extiende la vida útil del yacimiento por décadas, sino que abre una ventana de oportunidad masiva para la cadena de valor local.
Compromiso récord con proveedores nacionales Uno de los puntos más destacados de la resolución es el ambicioso plan de contratación local presentado por la operadora. MASA se ha comprometido a que el 69% de su gasto en bienes, obras y servicios sea cubierto por proveedores nacionales, una cifra que triplica el mínimo del 20% exigido por la Ley RIGI. Este enfoque refuerza la visión de una minería integrada que impulsa a las pymes metalmecánicas y de servicios tecnológicos del país.
Desarrollo técnico y empleo El proyecto DCP (Deep Carbonates Project) se enfoca en la explotación de oro y plata en cuerpos mineralizados a mayor profundidad, lo que requiere una actualización tecnológica de la planta y sistemas de extracción de avanzada. Durante la fase de construcción y operación, se estima la creación de más de 4.500 puestos de trabajo directos e indirectos, consolidando a San Juan como el polo minero más dinámico de la región bajo el nuevo marco incentivos.
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3. El décimo proyecto RIGI Con esta aprobación, “Carbonatos Profundos” se convierte en el décimo proyecto de gran escala en sumarse al régimen, elevando el flujo de inversiones mineras y energéticas confirmadas a niveles históricos. La Secretaría de Minería actuará como autoridad de aplicación, supervisando que los desembolsos de los primeros u$s 90,6 millones se ejecuten en los próximos 24 meses tal como dicta el cronograma oficial.
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Minas Argentinas demuestra una resiliencia operativa envidiable al transformar una mina en etapa de cierre en un proyecto de largo plazo. Para nuestro sector, el dato del 69% de compra local es la clave: el RIGI no es solo para las grandes multinacionales, es el motor que va a traccionar contratos para todos los proveedores que estén listos para competir. Es el momento de posicionarse ante operadoras que, como MASA, apuestan fuerte por el compre nacional.
A través del DNU 49/2026, el Poder Ejecutivo Nacional oficializó un cambio estructural en el esquema de abastecimiento de gas natural para los próximos años. La norma no solo extiende la Emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, sino que establece un régimen competitivo para que actores privados asuman la importación de GNL, una tarea históricamente centralizada en la estatal ENARSA.
Apertura a la comercialización privada El decreto introduce un mecanismo de concurso competitivo para seleccionar comercializadores privados que se encarguen de la compra, logística y regasificación de GNL. El objetivo es desregular el segmento y trasladar el riesgo operativo al sector privado. No obstante, el Estado se reserva un rol de “garante de última instancia”: si los privados no logran cubrir la demanda proyectada, ENARSA retomará la responsabilidad de la importación para evitar desabastecimiento en los picos invernales.
Nuevo esquema de precios máximos Para proteger el mercado interno, el DNU define un régimen transitorio de precios. El valor de venta no podrá exceder un marcador internacional de referencia, al cual se le sumará un adicional en dólares por millón de BTU para cubrir los costos de flete, regasificación y el transporte hasta el nodo estratégico de Los Cardales. Esta fórmula busca dar previsibilidad de costos a las distribuidoras y grandes usuarios en el nuevo escenario de emergencia prorrogada.
Acceso a infraestructura y terminales La Secretaría de Energía queda facultada para dictar las normas que garanticen el acceso de los importadores privados a la infraestructura existente, específicamente a la terminal de regasificación de Escobar. La coordinación técnica será fundamental para evitar cuellos de botella operativos en la red de gasoductos durante los meses de mayor consumo.
La Visión de Runrún Energético:
Desde el punto de vista legal, el DNU 49/2026 es el paso definitivo hacia la desestatización del flujo de gas importado. Al prorrogar la emergencia hasta finales de 2027, el Gobierno mantiene facultades extraordinarias para ajustar tarifas y renegociar contratos, pero al mismo tiempo envía una señal clara: el Estado quiere dejar de ser el comprador exclusivo de GNL. El éxito de esta medida dependerá de la confianza de los traders internacionales para operar en un mercado local aún bajo régimen de emergencia.
En un paso clave para fortalecer la seguridad en las instalaciones domiciliarias y fomentar el empleo calificado, MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano de la Nación sellaron una alianza estratégica. El acuerdo, firmado por la ministra Sandra Pettovello y el director general de la distribuidora, Sebastián Mazzucchelli, tiene como eje central el programa “Instalando Calor Seguro”, una iniciativa que busca profesionalizar a personas con conocimientos en la industria para que obtengan su matrícula habilitante.
Articulación público-privada para el empleo El convenio permitirá que los cursos se dicten de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios del Ministerio (ubicado en el predio del antiguo Instituto Garrigós). Esta colaboración busca transferir el know-how técnico de los voluntarios de MetroGAS a ciudadanos que requieren una certificación oficial para mejorar su empleabilidad. “Este convenio forma parte de un camino sostenido para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación”, destacó Mazzucchelli durante la firma.
Impacto real en la salida laboral El programa “Instalando Calor Seguro” cuenta con una trayectoria de 11 años, habiendo alcanzado ya a más de 8.400 estudiantes. Los datos de la última edición son elocuentes: el 85,6% de los participantes identificó la capacitación como una salida laboral directa. Además, el programa cumple un rol educativo fundamental, ya que el 89% de los jóvenes de escuelas técnicas desconocía que podía tramitar su matrícula profesional de 2da o 3ra categoría utilizando su título secundario.
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Seguridad y cobertura estratégica Con más de 2.250.000 clientes, MetroGAS lidera la distribución de gas en la región más densamente poblada del país (CABA y 11 partidos del sur del Gran Buenos Aires). Al fomentar la formación de gasistas matriculados, la empresa no solo promueve el empleo, sino que garantiza que las instalaciones internas cumplan con los estándares técnicos necesarios para prevenir incidentes y asegurar un consumo eficiente de gas natural en el área metropolitana.
La Visión de Runrún Energético:
En Runrún, celebramos que las empresas líderes del sector energético asuman un rol activo en la formación de oficios. La industria del gas no solo se construye con grandes gasoductos, sino con técnicos calificados que garanticen la seguridad “puertas adentro”. Que el Ministerio de Capital Humano facilite la infraestructura para estas capacitaciones es una señal positiva de que el conocimiento técnico y la necesidad de empleo genuino pueden encontrarse en una agenda común.
El Grupo Techint vuelve a demostrar su capacidad de resiliencia y liderazgo en el sector energético argentino al anunciar un despliegue integral de sus subsidiarias —Tecpetrol, Tenaris y Techint Ingeniería y Construcción— para el ciclo 2026. Con el foco puesto en la infraestructura crítica que permitirá la exportación masiva, el grupo que conduce Paolo Rocca se posiciona como el socio estratégico indispensable para el desarrollo de Vaca Muerta y el Norte Argentino.
Tecpetrol: Eficiencia en el corazón del gas Tras consolidar a Fortín de Piedra como el yacimiento estrella de la cuenca, Tecpetrol enfoca su estrategia 2026 en la eficiencia operativa extrema. La operadora no solo busca mantener sus récords de producción, sino que proyecta el desarrollo de nuevas áreas para garantizar el llenado de los gasoductos troncales y la futura planta de GNL, reafirmando su rol como el mayor productor privado de gas del país.
Tenaris y el soporte logístico récord Desde sus plantas de tubos y sus bases de servicios en Neuquén, Tenaris opera actualmente a máxima capacidad. La demanda de casing y tubing para la perforación de pozos de rama larga en el no convencional ha llevado a la compañía a optimizar sus cadenas de suministro, asegurando que la actividad récord proyectada para este año cuente con el respaldo de insumos críticos de producción nacional y calidad global.
Ingeniería de grandes obras y transición La división de Ingeniería y Construcción de Techint tiene su mirada puesta en dos hitos: la ejecución del ducto Vaca Muerta Sur y la culminación de la reversión del Gasoducto Norte. Asimismo, el grupo demuestra su versatilidad al diversificar su cartera hacia proyectos de minería de Litio y energía eólica, aplicando su probado know-how logístico en la construcción de infraestructuras complejas para la transición energética.
La Visión de Runrún Energético:
Techint es, por definición, un grupo resiliente que sabe interpretar los tiempos de la política y la economía para estar siempre un paso adelante. Su apuesta por la integración vertical —desde el tubo hasta la molécula de gas— les da una ventaja competitiva única. Para los proveedores de la industria, el despliegue de Techint en 2026 representa la oportunidad de sumarse a una cadena de valor que no se detiene y que es el verdadero motor de la soberanía energética exportadora.
La petrolera estadounidense ExxonMobil ha presentado la actualización de su plan corporativo para el año 2026, marcando una hoja de ruta centrada en activos de altísima rentabilidad y baja intensidad de carbono. Tras completar el proceso de desinversión de sus bloques en la cuenca neuquina (cedidos a Pluspetrol), la compañía reorienta su flujo de capital hacia proyectos de escala masiva en el offshore del Caribe y la optimización tecnológica de su producción en el Permian.
Inversión récord y foco en el offshore Para 2026, la corporación proyecta un Capex (gasto de capital) de entre u$s 27.000 y u$s 29.000 millones. El destino prioritario es el bloque Stabroek en Guyana, donde el proyecto Hammerhead ya recibió la aprobación de inversión por u$s 6.800 millones. Con esta apuesta, Exxon busca liderar la producción regional, apuntando a alcanzar los 1,5 millones de barriles diarios hacia el final de la década.
La IA como motor de recuperación Uno de los pilares del nuevo plan es la integración de la Inteligencia Artificial agéntica y la supercomputación para maximizar la recuperación de recursos. La compañía espera que la optimización digital le permita reducir costos operativos y mejorar la precisión en la perforación, convirtiendo a la tecnología en un “motor de valor” que compense la volatilidad de los precios internacionales.
Aceleración de metas climáticas ExxonMobil anunció que logrará sus objetivos de reducción de intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (originalmente pactados para 2030) este mismo 2026. En paralelo, diversifica su portafolio con la puesta en marcha de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) y la expansión de su negocio de Litio, buscando posicionarse en la cadena de suministro de la movilidad eléctrica.
La Visión de Runrún Energético:
La salida de Exxon de Vaca Muerta no debe leerse como una falta de potencial del recurso argentino, sino como una decisión de arquitectura financiera global: la empresa hoy solo juega donde puede obtener retornos rápidos y escala offshore. No obstante, su enfoque en la IA aplicada marca el camino de lo que veremos en el resto de las operadoras del sector en los próximos años.
La compañía de servicios tecnológicos SLB (ex Schlumberger) ha consolidado su posición en Medio Oriente tras adjudicarse dos contratos estratégicos por parte de Petroleum Development Oman (PDO). Los acuerdos, con una duración inicial de cinco años, están destinados a optimizar la producción en el Bloque 6, la concesión de hidrocarburos más extensa y productiva de Omán.
Tecnología de última generación en cabezales de pozo El primer contrato se centra en el suministro de sistemas de cabezales de pozo de alta presión. SLB implementará su tecnología SOLIDrill de 15k, diseñada con sistemas modulares compactos que permiten reducir los tiempos de instalación y mejorar la seguridad operativa en boca de pozo. Esta tecnología es clave para soportar las exigentes condiciones de presión del Bloque 6.
Levantamiento artificial y eficiencia energética El segundo acuerdo abarca la provisión de sistemas de levantamiento artificial, incluyendo bombas electrosumergibles (ESP) y bombas de cavidad progresiva (PCP). La novedad técnica radica en el uso de motores de imán permanente, que no solo maximizan la recuperación de crudo, sino que reducen significativamente el consumo de energía en comparación con los sistemas tradicionales, alineándose con las metas de descarbonización de PDO.
Desarrollo de valor local (ICV) Más allá de la provisión de equipos, el contrato establece que SLB expandirá su capacidad de fabricación dentro de Omán. En un plazo de seis meses, la compañía comenzará la producción local de válvulas de compuerta, fortaleciendo la cadena de suministro nacional y cumpliendo con las estrictas normativas de Valor Nacional (In-Country Value) que rigen en el sultanato.
La Visión de Runrún Energético:
Este contrato de SLB es un ejemplo claro de cómo las grandes operadoras estatales están exigiendo no solo eficiencia, sino tecnología baja en emisiones. La inclusión de motores de imán permanente en el levantamiento artificial marca una tendencia global: la eficiencia energética ya no es opcional en el upstream. Para el mercado regional, estos contratos sirven de benchmark sobre cómo integrar la manufactura local con tecnología de punta.
La Cámara de Proveedores Mineros de Santa Cruz (CAPROMISA) ha presentado una propuesta ambiciosa para transformar el esquema productivo de la provincia: el modelo “90-10”. Esta iniciativa busca que el 90% de la mano de obra y de la contratación de servicios en los proyectos mineros sea de origen local, dejando solo un 10% para cubrir necesidades técnicas específicas que no puedan ser satisfechas dentro de la región.
1. El objetivo del esquema 90-10
La propuesta de la Cámara apunta a fortalecer el “Compre Local” y asegurar que la renta generada por la actividad minera permanezca y circule en Santa Cruz. Según CAPROMISA, es necesario evolucionar hacia un compromiso firme de las operadoras para desarrollar la cadena de valor provincial, garantizando que las pymes locales tengan prioridad efectiva en las licitaciones y contratos de servicios de mantenimiento, logística y suministros.
2. Reforma de la Ley de Proveedores
Desde la entidad sostienen que la normativa actual debe ser revisada para evitar la contratación de empresas de fuera de la provincia en rubros donde ya existe capacidad instalada local. La reforma propuesta busca establecer mecanismos de control más estrictos y un registro de proveedores transparente que facilite el cumplimiento del cupo del 90%, impulsando así un crecimiento sostenido del empleo privado en las comunidades cercanas a los yacimientos.
3. Fortalecimiento de las PyMEs
Para los proveedores santacruceños, este modelo representa una oportunidad de previsibilidad. CAPROMISA destaca que, con un mercado asegurado por ley, las pymes locales pueden invertir con mayor confianza en tecnología y capacitación. Este esquema busca consolidar un ecosistema industrial robusto que no solo sirva a la minería actual, sino que desarrolle capacidades técnicas competitivas a largo plazo para toda la región.
La Visión de Runrún Energético:
El modelo 90-10 propuesto por CAPROMISA es una apuesta por el desarrollo territorial real. En Runrún, creemos que la industria extractiva solo es plenamente eficiente cuando logra integrar de manera profunda a su cadena de valor local. Priorizar a los proveedores de la región no es solo una cuestión de pertenencia, sino de optimización logística y licencia social. Para que la energía y la minería sigan siendo los motores del país, es fundamental que la inversión se traduzca en una red de proveedores fuerte, tecnificada y competitiva.
La operadora independiente GeoPark reportó un sólido cierre de año al alcanzar una producción promedio de 28.419 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) durante el cuarto trimestre de 2025. Este desempeño estuvo impulsado por la actividad en sus activos estratégicos de la región y, fundamentalmente, por su expansión en Vaca Muerta, donde la compañía ha fortalecido su inventario de perforación y su capacidad operativa a lo largo del año.
Vaca Muerta, Argentina, December 23, 2016: Extraction of unconventional oil. Battery of pumping trucks for hydraulic fracturing (Fracking).
1. Récord de producción y eficiencia
El salto productivo de la compañía refleja el éxito de su estrategia de crecimiento orgánico y adquisiciones selectivas. Durante el último trimestre de 2025, GeoPark logró consolidar su volumen de extracción apoyada en el buen desempeño de sus bloques, manteniendo un ritmo operativo que le permite posicionarse como un actor relevante entre las empresas independientes que operan en la Cuenca Neuquina y otros mercados regionales como Colombia y Ecuador.
2. Fortaleza financiera y retorno al accionista
El reporte de la compañía destaca un flujo de caja de operaciones de $105,4 millones en el período. Esta solidez financiera permitió a GeoPark ejecutar una política activa de retorno al accionista, destinando $10,2 millones a la recompra de acciones y manteniendo el pago de dividendos. La capacidad de generar caja propia mientras se financia la expansión en el shale subraya la eficiencia en la gestión de costos de la operadora al cierre del ejercicio 2025.
3. Expansión estratégica en la Cuenca Neuquina
Un hito clave para el crecimiento de GeoPark ha sido la consolidación en los bloques Mata Mora Norte y Confluencia Sur, en asociación con Phoenix Global Resources. Esta operación no solo ha incrementado su producción de crudo liviano, sino que le otorga acceso a infraestructura de transporte, acelerando la puesta en valor de sus reservas no convencionales y asegurando una plataforma de crecimiento sostenido.
La Visión de Runrún Energético:
En el mercado energético, la capacidad de ejecución define a los ganadores. En Runrún, observamos que el caso de GeoPark ratifica el atractivo de Vaca Muerta para operadoras independientes que buscan escala y eficiencia. Lograr un flujo de caja sólido al finalizar el 2025 mientras se expande la huella operativa en el shale es una señal de madurez para el sector. La llegada de nuevos jugadores y la consolidación de sus inversiones aseguran un ecosistema más diverso y dinámico, fundamental para el desarrollo sostenido de los recursos del país.
En una definición clave para el avance del megaproyecto de GNL liderado por YPF, la empresa india Welspun resultó adjudicada para la provisión de los caños destinados a la construcción del gasoducto que transportará el recurso desde Vaca Muerta. La firma asiática logró imponerse en el proceso licitatorio frente a la propuesta presentada por el Grupo Techint, marcando un hito en la competencia por los grandes contratos de infraestructura energética en Argentina.
1. El factor competitividad en la decisión
La adjudicación a Welspun se fundamentó en las condiciones competitivas ofrecidas por la compañía internacional. Para el desarrollo del proyecto de exportación de GNL, la optimización de los costos de los insumos básicos es un factor determinante. Este resultado pone de relieve los desafíos que enfrentan los proveedores locales ante jugadores globales que cuentan con grandes escalas de producción y estructuras de costos internacionales.
2. Impacto en la industria siderúrgica local
La decisión de YPF de optar por un proveedor extranjero genera un fuerte impacto en el sector metalmecánico nacional, dado que el Grupo Techint es el referente histórico en la fabricación de tuberías de alta calidad en la región. La licitación subraya una tendencia hacia la apertura del mercado, donde la eficiencia en los precios de los materiales críticos se vuelve la prioridad para asegurar la viabilidad económica de las obras de gran escala.
3. Hacia estándares de costos internacionales
La elección de una firma india para una obra de esta magnitud confirma la búsqueda de estándares de costos globales para el gas argentino. El proyecto de GNL requiere inversiones de capital masivas y, en ese contexto, la compulsa de precios busca garantizar que la infraestructura sea lo más eficiente posible. Esto posiciona a Vaca Muerta dentro de un esquema de competencia donde los proveedores de todo el mundo pujan por participar en la cadena de valor del shale.
La Visión de Runrún Energético:
En un escenario de mercado globalizado, la competencia por los grandes proyectos de infraestructura es intensa. En Runrún, entendemos que hitos como esta licitación son parte de la transición hacia estándares internacionales de costos. Creemos en el valor de la industria nacional; sin embargo, el desafío actual pasa por acompañar la calidad técnica con estructuras de costos que permitan competir frente a los grandes jugadores del exterior. Vaca Muerta exige una eficiencia constante para asegurar que los proyectos de exportación de Argentina sean competitivos en el mundo.
La provincia de Río Negro ha dado un paso clave en la expansión de su frontera hidrocarburífera al autorizar a la empresa Pan American Energy (PAE) a iniciar trabajos de exploración en el bloque Cinco Saltos Norte. La apuesta busca evaluar el potencial de la formación Vaca Muerta en un área que permanecía inactiva desde 1979, cuando se perforó un pozo que fue abandonado por falta de productividad comercial con las herramientas de aquel momento.
1. Tecnología actual para reservorios históricos
El proyecto contempla una inversión inicial de 6,7 millones de dólares. El objetivo de PAE es reingresar al pozo existente, denominado “Cinco Saltos x-1”, para realizar estudios técnicos y determinar si la formación no convencional es productiva en esta zona de la provincia. Lo que hace 45 años fue considerado un pozo sin éxito, hoy será testeado con las modernas técnicas de estimulación hidráulica que definen la eficiencia de Vaca Muerta.
2. Ampliación del mapa productivo provincial
Esta iniciativa es parte de la estrategia del Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, para reactivar áreas que el mercado había dejado de lado. De confirmarse la viabilidad técnica del bloque, la provincia no solo sumará nuevas reservas, sino que logrará poner en valor miles de hectáreas que estuvieron fuera del radar inversor durante más de cuatro décadas, expandiendo la actividad fuera del núcleo tradicional de producción.
3. El inicio de una etapa exploratoria de frontera
La habilitación a PAE marca el comienzo de una etapa de evaluación que será fundamental para el futuro energético de la región. La exploración de esta zona de frontera técnica permite testear la continuidad geológica de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca. Este movimiento demuestra que el avance del conocimiento técnico y la inversión privada son los motores necesarios para transformar antiguos pozos inactivos en nuevos activos productivos para la provincia.
La Visión de Runrún Energético:
La reapertura de un área cerrada desde 1979 es un recordatorio de que los recursos naturales se convierten en riqueza cuando se aplican la inversión y la tecnología adecuada. En Runrún, sostenemos que el avance sobre zonas de frontera técnica es una señal de confianza en el potencial geológico de Río Negro. Que se retomen pozos inactivos hace más de 45 años demuestra que Vaca Muerta todavía tiene mucho territorio por explorar y que los límites de la cuenca se siguen expandiendo hacia nuevas oportunidades.
La aplicación de tasas municipales sobre la carga de combustibles se ha convertido en uno de los puntos de mayor tensión entre los intendentes de la provincia de Buenos Aires y el Gobierno Nacional. Este recargo, que se suma al precio final por cada litro de nafta o gasoil, ha generado una ola de presentaciones judiciales y cruces políticos que ponen en debate la autonomía municipal frente a las regulaciones nacionales sobre transparencia de precios.
1. El conflicto por la “Tasa Vial”
Varios distritos bonaerenses aplican este gravamen destinado, en teoría, al mantenimiento de la red vial. Sin embargo, el Gobierno Nacional, a través de la Secretaría de Comercio, ha prohibido que las tasas locales se incluyan de forma solapada en las facturas de servicios y busca que los cargos sean claramente visibles para el consumidor. Esto ha provocado que muchos municipios tengan que defender la legalidad de este cobro ante la justicia para evitar el desfinanciamiento de sus obras locales.
2. Judicialización y amparos
La disputa ya escaló a los tribunales. Mientras el Ministerio de Economía de la Nación sostiene que estos recargos distorsionan los precios finales y constituyen una carga impositiva injustificada, los jefes comunales argumentan que es una facultad constitucional de los municipios para sostener servicios esenciales. Algunos juzgados ya han dictado medidas cautelares a favor de los municipios, mientras que otros casos avanzan hacia instancias superiores como la Corte Suprema de Justicia.
3. Impacto en los estacioneros y usuarios
Para los dueños de estaciones de servicio, esta tasa representa una complejidad administrativa y una presión extra sobre el precio, afectando la competitividad frente a distritos vecinos que no la aplican. Por su parte, el usuario final termina pagando un valor diferenciado según la jurisdicción donde cargue, lo que ha generado una marcada disparidad de precios en el Gran Buenos Aires y el interior provincial, alimentando el malestar de los consumidores en un contexto de constantes ajustes en el sector.
La Visión de Runrún Energético:
La proliferación de tasas municipales sobre el combustible es una muestra de las distorsiones que enfrenta el sistema energético cuando se cruza con las urgencias fiscales locales. En Runrún, creemos que la transparencia es fundamental: el usuario tiene derecho a saber exactamente qué está pagando. Si bien los municipios necesitan recursos, cargar sistemáticamente sobre el insumo básico de la logística y la movilidad no es el camino más eficiente. Es necesaria una armonización tributaria nacional que evite estas “aduanas interiores” que solo agregan fricción y falta de previsibilidad a un mercado de combustibles que ya opera bajo una fuerte presión de costos.
A través del DNU 26/2026 publicado este lunes, el Poder Ejecutivo nacional introdujo modificaciones estructurales al Plan Gas.Ar. La medida principal establece un Precio Anual Uniforme o “Precio Flat”, para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Esto con el fin de eliminar los saltos tarifarios que afectaban a los hogares durante los meses de mayor demanda. Con este nuevo esquema, el costo del fluido se prorrateará a lo largo de los 12 meses, otorgando mayor previsibilidad financiera a los usuarios.
1. Implementación del Precio Anual Uniforme
El decreto faculta a la Secretaría de Energía a fijar un valor promedio anualizado para el gas. Este mecanismo, conocido como “Precio Flat”, busca que el impacto estacional del invierno no recaiga de forma abrupta sobre el bolsillo de los consumidores residenciales. El Estado Nacional continuará asumiendo el pago de las diferencias entre el precio ofertado por las empresas productoras y el valor establecido para los usuarios en la factura final.
2. Incentivos para contratos entre privados
La reforma introduce herramientas para que las empresas comiencen a migrar sus contratos vigentes en el Plan Gas.Ar hacia acuerdos directos de compraventa entre privados. Aquellas operadoras que opten por la cesión total o parcial de sus contratos de suministro verán simplificadas sus obligaciones regulatorias. El objetivo es reducir gradualmente la intervención estatal y fomentar un mercado de gas basado en negociaciones directas entre productores y consumidores.
3. Sostenibilidad del sistema y cadena de pagos
La normativa aclara que estos cambios no modifican los precios que las operadoras perciben por el gas inyectado bajo los contratos ya firmados. Al evitar que las facturas de invierno resulten impagables para un sector de la población, el Gobierno busca reducir los niveles de morosidad y asegurar que la cadena de pagos hacia las productoras se mantenga estable, permitiendo la continuidad de las inversiones en el sector.
La Visión de Runrún Energético:
El “Precio Flat” es una herramienta de pragmatismo financiero. En Runrún, creemos que estabilizar la carga de pago del usuario a lo largo del año reduce la morosidad y permite que la transición hacia precios de mercado sea más sostenible. El gran desafío de esta reforma será la gestión de los saldos compensatorios por parte de las autoridades: la eficiencia del sistema depende de que el Estado cumpla en tiempo y forma con las productoras para no comprometer el ritmo de perforación en Vaca Muerta. La anualización es un alivio para el hogar, pero exige una gestión administrativa impecable.
El potencial de Vaca Muerta para abastecer al mercado brasileño tiene un punto crítico de definición: el estado de San Pablo. Según los análisis de infraestructura y demanda, aunque Argentina avance en sus obras de transporte, el éxito de las exportaciones depende de la capacidad de absorción del polo industrial paulista. San Pablo consume cerca del 50% de los 100 millones de metros cúbicos diarios que demanda Brasil, posicionándose como el cliente estratégico para el gas neuquino ante el declino de la oferta boliviana.
1. El límite de la red interna brasileña
El verdadero “cuello de botella” no reside solo en los gasoductos troncales de integración, sino en la infraestructura interna de Brasil. Para que el gas de Vaca Muerta llegue de forma masiva a las industrias de San Pablo, es necesario que la red de transporte brasileña realice adecuaciones y ampliaciones en sus tramos finales. Sin estas obras del lado brasileño, el flujo de gas argentino encontrará un límite físico insalvable para su distribución en el mercado de mayor consumo.
2. El reemplazo del declino boliviano
La oportunidad para Vaca Muerta se acelera ante la caída productiva de Bolivia, que históricamente ha sido el principal proveedor de la región. San Pablo necesita asegurar un suministro estable y a precios competitivos para mantener su actividad industrial. En este escenario, el gas argentino aparece como la opción más viable, siempre y cuando se despejen los obstáculos logísticos que impiden que el fluido llegue con la presión y el volumen necesarios al corazón productivo de Brasil.
3. La demanda como motor del proyecto
El mercado brasileño, y específicamente el paulista, es el que otorga escala al desarrollo de Vaca Muerta. La integración energética real depende de que la oferta argentina y la capacidad de transporte brasileña se sincronicen. El análisis advierte que la planificación debe contemplar el sistema de punta a punta: desde la boca de pozo en Neuquén hasta la red de distribución final en San Pablo, para evitar que la inversión en ductos quede subutilizada por limitaciones en el destino.
La Visión de Runrún Energético:
En el mercado del gas, la demanda es la que manda. En Runrún, observamos que el éxito de Vaca Muerta en Brasil no termina en la frontera. San Pablo es el objetivo estratégico, pero la logística interna de Brasil es hoy el factor que define el techo de nuestras exportaciones. La integración energética real requiere que los esfuerzos de infraestructura sean coordinados: el recurso argentino solo generará riqueza plena si el destino final tiene la capacidad de recibirlo. La diplomacia comercial y técnica debe enfocarse hoy en despejar esos cuellos de botella para que el gas fluya hacia el mercado más grande de Sudamérica.
La espera terminó para el ecosistema educativo de la Cuenca Neuquina. El Instituto Vaca Muerta, el ambicioso polo de formación técnica diseñado para abastecer la demanda de mano de obra especializada, ya tiene fecha confirmada para el inicio de sus actividades en Neuquén. Con el objetivo de cerrar la brecha entre la educación secundaria y las exigencias de la industria del shale, las autoridades lanzaron además un programa previo de “conocimientos básicos” para preparar a los aspirantes antes de su ingreso formal.
1. El puente hacia el empleo real
El Instituto nace como una respuesta directa a los cuellos de botella en la contratación de personal local. No se trata de formación académica tradicional, sino de una currícula diseñada en conjunto con las operadoras para garantizar que cada egresado maneje las competencias técnicas que hoy requiere un yacimiento de alta eficiencia. La apertura de puertas marca un hito en la infraestructura social que acompaña el desarrollo de Vaca Muerta.
2. Nivelación: El primer paso de la excelencia
Dada la complejidad de las tareas en pozo y plantas de tratamiento, el Gobierno y los responsables del Instituto han decidido implementar un curso de preparación previo. Este programa busca nivelar a los jóvenes en materias críticas como matemática aplicada, seguridad industrial y lógica de procesos. “Queremos que el ingreso sea masivo pero que la formación sea de elite; por eso los preparamos para que no fracasen en los primeros módulos”, señalaron desde la coordinación educativa.
3. Impacto en la competitividad regional
Para las empresas de servicios (pymes y grandes operadoras), la puesta en marcha del Instituto significa una reducción drástica en los costos de inducción y entrenamiento inicial. Al contar con técnicos que ya comprenden la dinámica del upstream, las compañías pueden acelerar sus curvas de aprendizaje y mejorar la productividad por trabajador, un factor clave para mantener los costos operativos bajo control en un escenario de precios competitivos.
La Visión de Runrún Energético:
La capacitación es la inversión con mayor retorno en la industria energética. En Runrún, celebramos que el Instituto Vaca Muerta no solo abra sus puertas, sino que entienda que la ‘nivelación’ es el paso previo necesario para no bajar el estándar de calidad. En una economía de mercado, el talento es como nuestras reservas de gas: un recurso inmenso que solo genera riqueza real cuando se invierte en la infraestructura necesaria para desarrollarlo. Formar jóvenes bajo estos estándares de excelencia es asegurar que el potencial del subsuelo se transforme en desarrollo real y duradero para la región.”
El grupo ArcelorMittal, uno de los mayores productores de acero a nivel global y controlador de Acindar en el país, formalizó su ingreso al sector minero local. Para ello, constituyó la sociedad ArcelorMittal Mining Argentina, inscripta oficialmente el 11 de diciembre de 2025 ante la Inspección General de Justicia (IGJ). El objetivo de esta nueva firma es analizar y aprovechar las oportunidades que ofrece el sector minero en Argentina, abarcando desde la exploración hasta la comercialización de minerales.
1. Alcance de la nueva sociedad
ArcelorMittal Mining Argentina S.A.U. fue constituida con un capital inicial de $30 millones, aportado por su accionista único, ArcelorMittal Netherlands B.V. La compañía está habilitada para realizar exploración, extracción, procesamiento y comercialización de minerales, tanto en el país como en el exterior. Además, el estatuto le permite participar en licitaciones públicas y privadas y ofrecer servicios tecnológicos y de infraestructura asociados a la actividad.
2. Contexto estratégico y diversificación
El ingreso al negocio minero aparece como una alternativa de expansión frente al complejo escenario que atraviesa la industria siderúrgica y la construcción en Argentina. Hasta el momento, el grupo participaba de forma indirecta mediante la provisión de insumos para la molienda de minerales. Con esta nueva estructura, busca captar el dinamismo de un sector que el año pasado alcanzó exportaciones por u$s6.000 millones.
3. Conducción y perfil global
La presidencia de la nueva unidad minera está a cargo de Armando Isasmendi, abogado con trayectoria en el sector y ex director de YPF. A nivel internacional, ArcelorMittal ya es uno de los cinco principales productores de mineral de hierro y carbón metalúrgico, con operaciones de escala en países como Liberia, Canadá y Ucrania, lo que le permite abastecer su propia red global de plantas siderúrgicas.
La eficiencia en el shale no solo depende de la perforación, sino también de la logística. Esto es, la velocidad con la que los insumos llegan al pozo. En este contexto, la compañía logística Andreani inauguró una nueva planta de 3.000 m² en la ciudad de Neuquén. Ubicada estratégicamente sobre la Ruta de Circunvalación Neuquén–Plottier, esta infraestructura triplica la capacidad de almacenamiento de la firma en la región, permitiendo realizar entregas en la modalidad same day (en el día) y next day para las operadoras de la cuenca.
Vaca Muerta, Argentina, December 23, 2016: Extraction of unconventional oil. Battery of pumping trucks for hydraulic fracturing (Fracking).
1. El desafío de los “tiempos muertos”
En la industria del Oil & Gas, cada hora de inactividad por falta de un componente crítico se traduce en pérdidas millonarias. La nueva planta fue diseñada específicamente para el movimiento de grandes volúmenes y servicios on call. Según Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani, el rol del operador logístico hoy es administrar flujos desde el origen hasta el pozo, eliminando intermediarios y garantizando trazabilidad en tiempo real para optimizar inventarios.
2. Equipamiento para equipos pesados
Para acompañar el salto productivo de Vaca Muerta, Andreani incorporó flota especializada, incluyendo chasis y semirremolques diseñados para la cuenca. Esto permite el traslado de componentes sobredimensionados, válvulas de gran porte y equipos de pulling, asegurando que la maquinaria llegue al yacimiento en el momento exacto. Además, la compañía mantendrá operativo su depósito anterior, ubicado a solo 700 metros, para fortalecer la capacidad de respuesta.
3. Soporte clave para las PyMEs
Un punto destacado de esta inversión es su impacto en la cadena de valor. Las PyMEs proveedoras de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala para tener depósitos propios en Neuquén, podrán utilizar este Hub como centro de recepción y consolidación de cargas. Esto les permite competir en igualdad de condiciones, accediendo a estándares de eficiencia que demanda el próximo gran salto de la cuenca.
Visión Runrún Energético:
La logística es la columna vertebral invisible de Vaca Muerta. Que un jugador como Andreani triplique su capacidad en Neuquén es una señal clara de que el sector espera un aumento significativo en la actividad de perforación para 2026. Esta inversión baja los costos ocultos de la industria —los tiempos de espera— y profesionaliza aún más la cadena de suministro, permitiendo que incluso las PyMEs más pequeñas puedan cumplir con los exigentes plazos que impone el shale.
En un giro estratégico para su matriz productiva, la provincia de La Rioja anunció el inicio de un ambicioso proyecto de exploración minera de la mano de capitales canadienses. El acuerdo, que pone el foco en la búsqueda de minerales críticos para la transición energética, marca el reingreso de la provincia al escenario minero internacional bajo estándares de sustentabilidad y transparencia, buscando replicar modelos de gestión exitosos como los de la vecina San Juan.
1. Inversión extranjera y minerales críticos
El proyecto, liderado por una operadora de origen canadiense con amplia trayectoria en la región, se centrará en la exploración de áreas con potencial para cobre y oro. La llegada de estos inversores es leída como una señal de confianza en el marco normativo actual y la capacidad de la provincia para garantizar seguridad jurídica. Según las autoridades riojanas, el objetivo es determinar la viabilidad de yacimientos que puedan abastecer la creciente demanda global de metales necesarios para las tecnologías limpias.
2. El eje de la sustentabilidad
Un punto central del anuncio es el compromiso con la “minería sustentable”. El proyecto contempla el uso de tecnologías de bajo impacto ambiental y un monitoreo participativo que involucrará a las comunidades locales desde la etapa de prospección. La Rioja busca así despejar dudas sobre el impacto de la actividad, priorizando el cuidado del recurso hídrico y asegurando que el desarrollo minero sea compatible con otras actividades productivas de la provincia.
3. Desarrollo de proveedores locales
Más allá de la extracción, el convenio estipula un fuerte incentivo para la contratación de mano de obra riojana y el desarrollo de una cadena de proveedores locales. Esto abre una oportunidad histórica para las PyMEs de la región, que podrán integrarse a una industria de alta exigencia técnica. Para el gobierno provincial, este es el primer paso de un plan a largo plazo para convertir a la minería en uno de los pilares de la recaudación y la generación de empleo genuino.
Visión Runrún Energético:
Que La Rioja reactive su agenda minera con capitales canadienses es una noticia de alto impacto político y económico. Durante años, la provincia mantuvo una postura cautelosa, pero la urgencia de divisas y el potencial de sus suelos han inclinado la balanza hacia el desarrollo. Si el proyecto logra demostrar que es posible hacer minería con licencia social y cuidado del agua, La Rioja podría sumarse rápidamente al pelotón de provincias que hoy lideran las exportaciones mineras en Argentina.
En el último informe de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), publicado este fin de semana, el país obtuvo una destacada calificación de 80 sobre 100. El documento identifica a San Juan como la provincia clave para este éxito, destacando su compromiso con la apertura de datos y la gobernanza autónoma de sus recursos naturales. Puede decirse que Argentina ha dado un paso decisivo para consolidarse como un destino confiable para los capitales globales.
1. ¿Qué es el EITI y por qué importa?
El EITI es el estándar global que garantiza la transparencia y la rendición de cuentas en los sectores minero y petrolero. Formar parte de este selecto grupo de países —e integrar con éxito a los estados provinciales— envía una señal clara a los mercados: en Argentina, la gestión de los recursos naturales es auditable y transparente. La evaluación, que abarcó desde noviembre de 2021 hasta agosto de 2025, valoró positivamente la capacidad de San Juan para publicar información verificada sobre contratos, pagos de regalías e impacto ambiental.
2. San Juan como modelo subnacional
El informe resalta que San Juan ha logrado un estándar de publicación de datos que sirve de modelo para otras provincias federales. Gracias a la digitalización de expedientes y la participación activa en el Grupo Multipartícipe (donde conviven Gobierno, empresas y sociedad civil), los inversores pueden acceder hoy a información precisa sobre la vida de proyectos mineros clave. Este nivel de institucionalidad es lo que permitió subir el puntaje general del país, que en 2022 había obtenido una calificación moderada de 73 puntos.
3. El camino hacia la excelencia
Si bien el avance es notable, el EITI señala que el próximo paso para Argentina será profundizar en la divulgación de contratos específicos y lograr una mayor participación de las operadoras de hidrocarburos. No obstante, para el sector minero sanjuanino, este reconocimiento internacional llega en un momento inmejorable, reforzando la “licencia social” y facilitando el camino para que nuevos proyectos se encuadren bajo marcos normativos de incentivos a la inversión.
Visión Runrún Energético:
La transparencia no es solo un valor ético; es un activo financiero. En un mercado global que compite ferozmente por inversiones en cobre y oro, tener un “80/100” en transparencia internacional es una ventaja competitiva directa. San Juan ha entendido que la mejor forma de defender la minería es abriendo los datos a la sociedad. Este éxito en el EITI demuestra que la provincia está lista para jugar en las grandes ligas de la minería sustentable, dándole la seguridad jurídica que tanto demandan los grandes fondos de inversión.
Río Negro se prepara para dejar de ser una provincia de tránsito y convertirse en la principal plataforma exportadora de energía del país. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el ambicioso oleoducto que unirá la cuenca neuquina con el Atlántico, ya superó el 51% de avance físico al inicio de este 2026. Con el reciente hito del cruce del lecho del Río Negro, las autoridades provinciales y el consorcio liderado por YPF confirman que el cronograma sigue firme para que el primer barco de crudo zarpe desde la terminal de Punta Colorada antes de que termine el año.
1. El Hub logístico de Punta Colorada
La terminal portuaria en Sierra Grande se está transformando en una obra de ingeniería sin precedentes para la región. Actualmente, se avanza en la construcción de seis tanques gigantes con una capacidad total de almacenamiento de 720 millones de litros de crudo. Este nodo no solo recibirá la producción del shale oil, sino que operará con un sistema de monoboyas en mar abierto, lo que permitirá cargar buques de gran porte (tipo VLCC) con estándares internacionales de seguridad y eficiencia.
2. Superando los “Cuellos de Botella”
La importancia estratégica de este oleoducto de 437 kilómetros radica en su capacidad de evacuar el incremento de actividad que venimos analizando. En su primera etapa, el sistema podrá transportar 180.000 barriles diarios, escalando rápidamente hasta los 550.000 barriles en fases posteriores. Esta obra es la garantía de que el aumento proyectado del 20% en la producción de Vaca Muerta tenga una salida directa al mercado global, generando divisas estimadas entre 12.000 y 15.000 millones de dólares anuales.
3. Impacto local y pleno empleo
El gobernador Alberto Weretilneck destacó que el proyecto entrará en su pico de construcción entre marzo y abril de este año, empleando a más de 1.600 personas de forma directa. La aplicación de la Ley 80/20 asegura que el beneficio del empleo se quede mayoritariamente en la provincia, dinamizando la economía de localidades como Allen, Sierra Grande y San Antonio Oeste, que hoy respiran al ritmo de la industria hidrocarburífera.
Visión Runrún Energético:
Río Negro está escribiendo su nueva historia económica. El oleoducto Vaca Muerta Sur es el “caño” que conecta el potencial geológico con la caja del Banco Central. Que la obra ya haya superado el 50% de avance es una señal de confianza total de los inversores. Para 2027, el mapa petrolero argentino tendrá un nuevo centro de gravedad: el puerto de Punta Colorada. La provincia ya no solo mira al turismo y la fruticultura; ahora es el puerto de salida del petróleo argentino al mundo.
Lejos de la parálisis, la Cuenca Noroeste está activando mecanismos de defensa y modernización para asegurar su futuro. La gran noticia del fin de semana es la consolidación de YPF como operador y accionista total de Refinor. Esta decisión estratégica no solo garantiza la continuidad operativa de la Refinería de Campo Durán, sino que la posiciona como el nodo logístico indispensable para el abastecimiento de combustibles en todo el Norte Grande Argentino.
1. Campo Durán: De refinería a Hub Logístico Inteligente
La toma de control por parte de YPF permite una visión integrada que el complejo necesitaba. Con la reversión del Gasoducto Norte ya en marcha, Campo Durán deja de depender exclusivamente del declino de los pozos locales para transformarse en un centro estratégico de recepción, almacenaje y despacho. La robusta infraestructura de la planta es la garantía de que Salta y Jujuy seguirán teniendo soberanía en el suministro de hidrocarburos, respaldada ahora por el mayor jugador del país.
2. Estabilidad laboral y compromiso provincial
El reciente esquema de prórrogas de concesiones en áreas como Ramos es la herramienta legal que el Gobierno de Salta diseñó para dar previsibilidad. Al extender los plazos, se incentiva a las operadoras a aplicar nuevas tecnologías de recuperación que antes no eran rentables. Esta sinergia entre el sector público y privado tiene un objetivo claro: blindar los puestos de trabajo en Tartagal, Mosconi y Aguaray, convirtiendo la experiencia de los trabajadores petroleros salteños en el motor de la reactivación.
3. El horizonte del “Shale del Norte”
La nueva gestión de YPF en la zona ya mira hacia el futuro: la formación Los Monos. Los técnicos coinciden en que el potencial de recursos no convencionales en el norte es la próxima gran frontera a explorar. Con la infraestructura de Refinor saneada y operativa, Salta se prepara para recibir inversiones que busquen repetir el modelo de éxito de Vaca Muerta, aprovechando una base industrial que ya está instalada y lista para crecer.
Visión Runrún Energético:
Lo que algunos ven como una crisis, nosotros lo vemos como una limpieza de tablero necesaria. La salida de socios minoritarios y la consolidación de YPF le dan a Refinor la espalda financiera que necesitaba para dejar de sobrevivir y empezar a planificar. El Norte argentino no se apaga; se está reconvirtiendo para ser el puente energético con la región, apoyado en la infraestructura de Campo Durán que, ahora más que nunca, es una pieza clave en el mapa de la energía nacional.
En un movimiento que marca un cambio de ciclo para los operadores internacionales en la Cuenca Neuquina de Vaca Muerta, la multinacional Shell ha iniciado una revisión estratégica integral de sus operaciones en Argentina. Según reveló la agencia Reuters el pasado jueves 22 de enero, la compañía anglo-neerlandesa está considerando la venta, total o parcial, de sus participaciones en los bloques que opera en Vaca Muerta, una decisión alineada con su actual política global de optimización de portafolio.
1. El alcance de la revisión estratégica
De acuerdo con fuentes directas consultadas por Reuters, Shell ya ha entablado contactos con potenciales compradores para “testear” el interés del mercado por su cartera de activos no convencionales. Aunque la empresa ha mantenido una postura de “no realizar comentarios” ante las consultas de la prensa, el proceso de evaluación ya estaría en marcha, buscando capitalizar activos que hoy presentan economías sólidas, con puntos de equilibrio (break-even) estimados por debajo de los USD 50 por barril Brent.
2. El antecedente directo: La salida del proyecto GNL
Esta evaluación de salida no es un hecho aislado. Se produce pocas semanas después de que Shell confirmara su retiro del proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado liderada por YPF. Al bajarse formalmente de la fase inicial de licuefacción a fines de diciembre de 2025, la sinergia logística que la compañía proyectaba para su gas de Vaca Muerta se vio reducida, lo que aceleró la revisión de la rentabilidad de sus bloques de producción.
3. Estrategia Global: “Valor sobre Volumen”
La posible desinversión en Argentina responde al mandato de su CEO global, Wael Sawan, quien desde 2023 impulsa una agresiva estrategia para mejorar el rendimiento financiero de la firma. Bajo esta premisa, Shell está desprendiéndose de activos en diversas regiones (como ocurrió recientemente en Siria y Canadá) para concentrar su capital en proyectos con retornos más inmediatos y menor exposición al riesgo, priorizando la rentabilidad sobre la expansión territorial masiva.
Visión Runrún Energético:
La posible salida de Shell, uno de los primeros impulsores de Vaca Muerta en 2012, debe leerse como un proceso de maduración del mercado local. Con una producción récord en la cuenca y costos operativos en mínimos históricos, los activos de Shell son hoy “piezas de deseo” para operadoras regionales y nuevos jugadores que buscan escala inmediata. Si se concreta la venta, no será por falta de potencial en el subsuelo argentino, sino por un reordenamiento de prioridades en los balances de Londres. La vacante que deje Shell definirá el mapa de inversiones del sector para el resto de 2026.
Por Redacción Runrún Energético (Con información de Reuters)
Desde hace décadas, la agricultura —principal motor económico de la provincia de Mendoza— atraviesa un proceso sostenido de decadencia. La concentración productiva, impulsada por tendencias globales, la pérdida de competitividad, el ahogo impositivo y la ausencia de políticas productivas de largo plazo, fue desplazando a miles de pequeños agricultores o empujándolos hacia actividades urbanas.
Como consecuencia directa de este proceso, se abandonaron miles de hectáreas productivas a lo largo y ancho de todos los oasis provinciales. El impacto no solo se mide en términos económicos, sino también territoriales y sociales.
Un ejemplo contundente de este retroceso se observa en el departamento de General Alvear. En la década del 80 existían allí 128 bodegas y alrededor de 13.500 hectáreas de viñedos. Hoy, esa realidad se redujo drásticamente a solo 14 bodegas y menos de 4.000 hectáreas cultivadas.
El impacto social: migración y pérdida de capital humano
Esta crisis productiva no solo afecta al paisaje rural, sino también al recurso más valioso de la provincia: su gente. La falta de oportunidades laborales sostenidas y bien remuneradas generó una migración constante, principalmente hacia localidades vinculadas a la producción de hidrocarburos como Catriel o Rincón de los Sauces.
Allí, muchos mendocinos encontraron empleos de mayor calidad y mejores ingresos, profundizando el vaciamiento de zonas históricamente productivas. Este fenómeno deja en evidencia la urgencia de diversificar la matriz económica provincial para evitar que Mendoza continúe perdiendo población activa y calificada.
La minería como oportunidad: diversificación, empleo y desarrollo
La minería no es la única solución, pero sí representa una oportunidad real y concreta para diversificar la matriz productiva, algo tan necesario para los mendocinos. Su desarrollo permitiría generar empleo directo e indirecto, impulsar cadenas de proveedores locales y aumentar la recaudación del Estado a través de regalías, recursos que deberían traducirse en mejores servicios públicos e infraestructura de calidad.
El camino no es sencillo. Si bien la riqueza se encuentra en el subsuelo, resulta indispensable brindar información clara y veraz a la población para generar confianza en la actividad. Esa confianza debe sustentarse en controles estrictos, especialmente en lo referido al cuidado del ambiente y, fundamentalmente, del agua. En ese sentido, la creación de la autoridad de control minera el año pasado representa un paso positivo.
El rol de la política
A esto debe sumarse una política educativa alineada con el desarrollo productivo, que fomente carreras vinculadas a la actividad minera y, por qué no, la incorporación de orientaciones en recursos naturales en las escuelas técnicas de nivel secundario. Confianza, control y educación aparecen así como los pilares indispensables para pensar el futuro.
Ver a la minería como una oportunidad y no como una amenaza implica entender que la puesta en marcha de proyectos responsables puede traducirse en empleo genuino, recaudación sostenible y un entramado económico dinámico de empresas, profesionales y técnicos al servicio del desarrollo provincial.
La implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) abre una etapa de oportunidades sin precedentes para la Argentina. En este marco, tanto el sector público como las cámaras empresariales han comenzado a analizar los mecanismos de importación de insumos con el objetivo de armonizar la llegada de tecnología extranjera con el fortalecimiento de la industria nacional. El desafío actual reside en la interpretación técnica de los aranceles para bienes de capital, buscando que el régimen actúe como un puente para que las PyMEs locales se integren a los grandes proyectos energéticos.
1. Colaboración público-privada
Lejos de una confrontación, las principales entidades que agrupan a proveedores industriales están proponiendo mesas de trabajo técnico con las autoridades nacionales. El objetivo es brindar información precisa sobre la capacidad de respuesta y los estándares de calidad que la industria argentina ya ofrece en sectores como el petróleo, el gas y la minería. Se busca que la flexibilidad en las importaciones que otorga el RIGI se aplique de manera estratégica en aquellos componentes que no poseen fabricación local, permitiendo que el resto de la demanda sea cubierta por el “know-how” argentino.
2. Competitividad y escala
Para las operadoras que lideran los proyectos bajo el RIGI, la eficiencia de costos y los plazos de entrega son pilares fundamentales para la viabilidad de las inversiones. Por ello, el debate se centra en cómo mejorar la competitividad de la cadena de suministro doméstica. La industria local entiende que este escenario es una oportunidad para elevar sus propios estándares y trabajar en conjunto con el Estado en políticas que reduzcan los costos logísticos y financieros, permitiendo que el proveedor argentino compita de igual a igual con los insumos globales.
3. Hacia un desarrollo industrial sostenible
La visión compartida entre el Gobierno y el sector privado es que las grandes inversiones deben dejar una capacidad instalada duradera en el país. El RIGI, en su espíritu original, contempla el desarrollo de proveedores locales como un componente clave del éxito a largo plazo. En este sentido, el ajuste fino de la normativa se percibe como una evolución natural del régimen para asegurar que el crecimiento de Vaca Muerta y la minería se traduzca en una industria nacional más moderna, tecnológica y exportadora.
Visión Runrún Energético:
En Runrún creemos que el RIGI es la herramienta más potente que ha tenido el país en décadas para atraer capitales. Este proceso de ajuste en la cadena de suministros es parte de una transición necesaria. El diálogo abierto entre los ministerios y las cámaras industriales es la garantía de que los beneficios del régimen “derrame” de forma equilibrada, protegiendo el empleo nacional mientras se acelera la ejecución de las obras que el país necesita para ser una potencia energética global.
Lo que el pasado 6 de enero anticipamos en exclusiva como un fuerte interés de los capitales de Abu Dhabi por los recursos no convencionales argentinos, hoy se termina de materializar en una operación de ingeniería corporativa de alto impacto. YPF y Pluspetrol han activado un intercambio de áreas (swap) estratégico que funciona como la “llave de acceso” para que la italiana Eni y la emiratí ADNOC ingresen finalmente a la joya del shale argentino.
1. El detrás de escena de la operación
Tal como adelantamos en nuestra nota “Inversiones: Vaca Muerta en el radar de Abu Dhabi”, el desembarco árabe no es una decisión aislada, sino parte de una alianza global para asegurar el suministro de gas. El swap consiste en un canje de participaciones entre YPF y Pluspetrol en bloques clave como Bajada de Añelo. Este movimiento permite que Eni y ADNOC ingresen como socios no operadores, aportando el músculo financiero necesario para escalar la producción.
2. El peso de los nuevos socios
El ingreso de ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) es un hito: se trata de uno de los mayores productores de energía del mundo, con una capacidad de inversión que garantiza el desarrollo de infraestructura de largo plazo. Por su parte, la italiana Eni aporta su know-how tecnológico y su red de distribución en Europa. Para YPF, contar con estos socios significa blindar el abastecimiento para su ambicioso plan de exportación de GNL, asociándose con quienes ya dominan ese mercado a nivel mundial.
3. Del rumor a la confirmación estratégica
Aquel “radar de Abu Dhabi” que mencionamos hace semanas se ha transformado hoy en contratos firmados. Este swap permite a Pluspetrol consolidar áreas de su interés operativo y a YPF concentrar esfuerzos en la “ventana de gas” para alimentar la planta de licuefacción. En un contexto donde algunas operadoras tradicionales revisan su permanencia, la llegada de estos gigantes de Oriente Medio y Europa ratifica que el atractivo geológico de Vaca Muerta está por encima de cualquier coyuntura corporativa.
Visión Runrún Energético:
La confirmación de este desembarco valida nuestra línea editorial: Argentina ha dejado de ser una promesa regional para convertirse en una prioridad para los fondos soberanos más grandes del mundo. Mientras otros medios recién comienzan a analizar el impacto del ingreso de ADNOC, nuestros lectores ya sabían desde principios de enero que este era el camino. La entrada de Eni y ADNOC no solo trae dólares, trae una visión global del negocio del gas que cambiará para siempre la escala de exportación del país.
Un paso fundamental para la infraestructura energética del interior neuquino se concretó este fin de semana con el arribo de los primeros componentes críticos para la construcción de la planta de almacenamiento y vaporización de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Moquehue. Esta obra, ejecutada por la empresa estatal Hidenesa, permitirá dotar de gas por red a una de las zonas turísticas con mayor crecimiento de la provincia, eliminando la dependencia de métodos de calefacción individuales y costosos.
1. Logística y equipamiento
El operativo de traslado incluyó la llegada de tanques de almacenamiento de gran porte y equipos de vaporización diseñados para operar en condiciones climáticas extremas. Según informaron las autoridades provinciales este sábado 24 de enero, la logística fue coordinada para aprovechar la ventana de buen tiempo en la zona cordillerana y garantizar que el montaje comience de inmediato.
2. Impacto en la comunidad y el turismo
La planta de Moquehue no solo beneficiará a las familias residentes, sino que representa un salto cualitativo para la infraestructura turística. Al contar con gas por red, los emprendimientos hoteleros y gastronómicos de la zona de Villa Pehuenia-Moquehue podrán reducir significativamente sus costos operativos, mejorando la competitividad del destino durante la temporada invernal.
3. El rol de Hidenesa
La ejecución de esta obra reafirma el rol estratégico de Hidenesa en la llegada de servicios a localidades donde, por razones de escala o geografía, los operadores privados no llegan. La planta funcionará como un centro de distribución local, abastecido mediante camiones que transportarán el GLP desde las plantas de producción hasta los tanques de almacenamiento ahora instalados.
Visión Runrún Energético:
Mientras los grandes titulares se los lleva la exportación de crudo y el GNL, obras como la de Moquehue son las que “derraman” el beneficio del recurso energético hacia la población local. La llegada de los equipos es una señal de gestión cumplida para el gobierno provincial en un área sensible. Para el sector, es un recordatorio de que la expansión de la red de GLP sigue siendo la herramienta más eficaz para integrar la cordillera al sistema energético nacional.
El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, oficializó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación para las áreas Piedras Coloradas–Estructura Intermedia y Cacheuta, operadas por la empresa mendocina VenOil SA. La medida busca garantizar la continuidad operativa en campos convencionales estratégicos y fomentar un nuevo ciclo de inversiones en la región.
1. Plan de Inversiones y Reactivación
La prórroga está supeditada a un ambicioso plan de trabajo que incluye la reactivación de pozos inactivos y la optimización de las instalaciones actuales. Según lo acordado, VenOil iniciará una nueva etapa de perforaciones en la cuenca a partir de 2027. Además, se implementarán proyectos piloto de recuperación secundaria con el objetivo de revertir el declive natural de estos yacimientos y sostener una producción que actualmente supera los 200 m³ diarios de petróleo.
2. Esquema de Regalías Variables
Una de las novedades técnicas del acuerdo es la implementación de un esquema de regalías móviles basado en el precio de mercado del crudo. Este mecanismo permite que la alícuota disminuya cuando los precios internacionales son bajos (protegiendo la viabilidad del operador) y aumente cuando el precio sube, permitiendo a la provincia capturar una mayor renta extraordinaria. Este modelo de riesgo compartido es clave para la supervivencia de los yacimientos convencionales frente a la competencia de los recursos no convencionales.
3. Compromiso Ambiental y Control
El decreto establece pautas rigurosas en materia de remediación. VenOil deberá ejecutar el abandono técnico de pozos que ya no están en producción y realizar tareas de saneamiento ambiental bajo la supervisión de la autoridad provincial. Asimismo, el Ministerio de Energía y Ambiente se reserva la facultad de realizar inspecciones sin previo aviso para auditar los procesos y asegurar el cumplimiento de las metas de producción y cuidado del entorno.
Visión Runrún Energético:
La consolidación de VenOil como operadora en Mendoza —tras haber adquirido las áreas de CGC en 2025— confirma que el futuro de la Cuenca Cuyana depende de empresas con estructuras ágiles y conocimiento local. Mientras el foco nacional está en Vaca Muerta, Mendoza apuesta por la eficiencia en sus activos tradicionales para defender el empleo y el flujo de regalías. La flexibilidad en las alícuotas es, quizás, la herramienta más inteligente que el Estado puede ofrecer hoy para que los barriles convencionales sigan siendo rentables.
En una jornada histórica para el mercado de capitales, los activos argentinos en Wall Street registraron subas de doble dígito, impulsados por un clima de distensión global tras el Foro de Davos y el avance de acuerdos estratégicos internacionales. El Riesgo País acompañó la tendencia con una caída del 1,40%, ubicándose en los 554 puntos básicos, su nivel más bajo en años, lo que reabre la ventana de financiamiento externo para las grandes operadoras del sector.
1. El Sector Energético al frente en Wall Street
Las empresas del sector fueron las grandes protagonistas de la rueda en Wall Street. YPF anotó una suba del 5,2%, consolidándose como el papel más buscado por los fondos de inversión, seguido de cerca por Pampa Energía (+4,7%) y Vista Energy. La percepción de los inversores es clara: con un Riesgo País en estos niveles, el costo de capital para desarrollar Vaca Muerta cae drásticamente, mejorando la tasa de retorno de los proyectos de infraestructura.
2. Telecom y Bancos impulsan el Merval
Más allá de la energía, la jornada estuvo marcada por operaciones corporativas de peso. Telecom Argentina voló casi un 13% en Nueva York tras confirmarse que Banco Macro adquirió el 50% de Personal Pay. Este movimiento de consolidación en el sector de servicios y finanzas traccionó al índice S&P Merval, que defendió con solidez el piso de los 3 millones de unidades.
3. Impacto en el financiamiento de proyectos
La caída sostenida del Riesgo País por debajo de la barrera de los 600 puntos es el dato que las gerencias financieras de las energéticas esperaban para 2026. Este escenario facilita la emisión de deuda corporativa a tasas competitivas, un paso fundamental para financiar la construcción de plantas de GNL y la expansión de los ductos troncales necesarios para evacuar la producción récord de la Cuenca Neuquina.
Visión Runrún Energético:
Lo que vimos hoy en Wall Street no es solo un “rebote” técnico; es una validación del rumbo macroeconómico por parte del mercado externo. Para el sector energético, un Riesgo País de 554 puntos es la llave que abre el mercado de crédito para las grandes obras que el país necesita. Si esta tendencia se mantiene, el 2026 podría ser el año en que Argentina finalmente logre financiar su salto exportador sin depender exclusivamente de recursos propios o préstamos bilaterales costosos.
La consolidación de la exportación de la Cuenca Neuquina sumó un nuevo hito operativo con el despacho de 445.000 barriles de petróleo (71.000 m³) desde la Refinería de Bahía Blanca con destino a Estados Unidos. La operación, realizada a través del buque tanque VS Pride, fue posible gracias a la entrada en servicio pleno del nuevo Oleoducto de Derivación, una obra de infraestructura clave que conecta el sistema troncal de Oldelval directamente con la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván.
1. Infraestructura de Conexión Directa
El nuevo ducto, inaugurado recientemente, cuenta con una extensión de 11 kilómetros y un diámetro de 14 pulgadas. Esta obra, que demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares, permite evitar las restricciones logísticas históricas que limitaban la velocidad de carga. Al conectar la refinería directamente con el sistema troncal Allen-Puerto Rosales, se elimina la dependencia de transportes intermedios, agilizando los tiempos de despacho para buques de gran eslora (hasta 228 metros).
2. Sinergia Logística y Capacidad de Evacuación
El estreno operativo a gran escala de esta derivación demuestra que la capacidad de evacuación de Vaca Muerta no solo depende de los grandes ductos troncales, sino de los “last mile” o conexiones de última milla. La fluidez en la carga de los 445.000 barriles subraya la importancia de coordinar los esfuerzos entre las refinerías, los sistemas de transporte (Oldelval) y los consorcios portuarios para escalar el volumen exportable de la cuenca.
3. Posicionamiento Estratégico de Trafigura
Con esta segunda operación bajo el nuevo esquema, Trafigura reafirma su rol como actor logístico central en el mercado de hidrocarburos. La empresa utiliza su red global para conectar la producción argentina con los centros de consumo más exigentes del mundo, apalancándose en inversiones que optimizan la cadena de suministro y reducen los costos operativos por barril exportado.
Visión Runrún Energético:
La inversión de Trafigura es un ejemplo de cómo el sector privado está resolviendo los cuellos de botella que el Estado no puede financiar. 11 kilómetros de ducto pueden parecer poco frente a un gasoducto troncal, pero son la diferencia entre cargar un buque en tres días o en una semana. Para que Vaca Muerta sea un hub global, la eficiencia debe estar en cada nodo, y Puerto Galván está demostrando que tiene el potencial para ser la puerta de salida que el shale argentino necesita para competir en el mercado de livianos.
El Gobierno de Río Negro confirmó que el próximo mes de febrero de 2026 realizará el llamado a licitación para la obra de enripiado integral y mejora de la Ruta Provincial 9. Con una inversión prevista de $3.251 millones, este corredor de 28 kilómetros es la pieza logística fundamental para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), ya que conecta la Ruta Nacional 3 con la terminal de exportación que se construye en la costa atlántica.
1. Detalles Técnicos de la Obra
El proyecto contempla una intervención profunda sobre la traza actual para adaptarla al tránsito pesado de alta intensidad:
Ensanche de calzada: Se llevará el ancho a 7 metros para facilitar el cruce de camiones y equipos especiales.
Movimiento de suelos: Incluye la ejecución de terraplenes y una compactación especial en sectores críticos para soportar cargas pesadas.
Seguridad y Drenaje: Adecuación de alcantarillas existentes, instalación de señalización vertical reflectiva y colocación de defensas metálicas en puntos definidos.
2. Financiamiento vía “Bono VMOS”
Un dato clave para el sector es el origen de los fondos. La obra será financiada íntegramente a través del Bono VMOS, un instrumento de inversión en infraestructura acordado entre la provincia y las empresas petroleras que integran el consorcio del oleoducto. Este modelo de financiamiento público-privado asegura que la inversión en servicios e infraestructura vial se ejecute en paralelo al avance de la obra energética, que ya superó el 51% de ejecución.
3. Logística para el Hub Exportador
La Ruta 9 no es solo un camino de acceso; es el cordón umbilical que permitirá el flujo de trabajadores, equipos y materiales hacia Punta Colorada, donde se erigirá el puerto exportador de crudo más grande del país. Para la administración rionegrina, anticiparse a las necesidades logísticas es la garantía para evitar los cuellos de botella que históricamente han limitado el crecimiento de los grandes proyectos industriales en la región.
Visión Runrún Energético:
La licitación de la Ruta 9 es la respuesta concreta a una demanda histórica de las empresas de servicios. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur no puede operar de forma aislada; necesita un ecosistema de infraestructura civil que lo respalde. Que la obra se financie con el aporte directo de las petroleras demuestra una madurez en la relación Estado-Empresa, donde la infraestructura se entiende como una inversión productiva compartida y no como un gasto público discrecional.
La provincia de Neuquén alcanzó en diciembre de 2025 un hito sin precedentes: una producción de 601.273 barriles de petróleo por día. Este nuevo máximo histórico representa un salto interanual del 28,6% y consolida a Vaca Muerta como el motor indiscutible del perfil exportador del país. El crudo no convencional ya explica casi el 97% del total provincial, gracias al despliegue de las principales operadoras.
1. Los yacimientos “estrella” y sus operadoras
El crecimiento mensual estuvo traccionado por áreas estratégicas donde las compañías líderes han logrado niveles de eficiencia de clase mundial:
Loma Campana (YPF – Chevron): El buque insignia de Vaca Muerta lideró la expansión con un incremento de 9.465 barriles diarios.
Bajo del Choique–La Invernada (ExxonMobil): Aportó un sólido crecimiento de 5.722 bbl/d, reafirmando el potencial de sus activos.
La Angostura Sur (Pampa Energía): Registró un salto significativo, consolidando la estrategia de diversificación de la compañía.
Bandurria Sur (YPF – Shell – Equinor): Mantuvo su tendencia alcista en una de las zonas más productivas de la ventana de petróleo.
La Amarga Chica (YPF – Petronas): Continúa siendo uno de los pilares de la producción diaria de la cuenca.
2. El gas también marca tendencia bajo el control de los grandes actores
El segmento del gas natural llegó a los 90,81 millones de m³/día, un crecimiento intermensual del 11,75%. Este repunte fue motorizado por:
Aguada Pichana Oeste (Pan American Energy – PAE): Clave en el aporte de nuevos volúmenes al sistema.
El Mangrullo (Pampa Energía): Uno de los yacimientos con mayor desarrollo de infraestructura reciente.
Fortín de Piedra (Tecpetrol): El mayor productor de gas de la cuenca sigue manteniendo niveles de extracción cercanos a su capacidad máxima.
3. Hacia un 2026 de expansión sostenida
El acumulado de 2025 cerró con una producción un 24,7% superior a la del año anterior. Con la entrada en servicio de nuevas etapas de fractura por parte de empresas de servicios especializados y la optimización de los sistemas de evacuación de Oldelval, las proyecciones para 2026 son sumamente favorables.
Visión Runrún Energético:
Llegar a los 600.000 barriles es el resultado de una sinergia exitosa entre el capital de las operadoras y la tecnología aplicada en el terreno. Que YPF, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol y las multinacionales estén batiendo récords simultáneamente demuestra que Vaca Muerta ha superado la etapa de aprendizaje para convertirse en una fábrica de energía a gran escala. Para el ecosistema de proveedores, este escenario es la mejor garantía de una demanda sostenida para todo el 2026.
Mientras el país celebra un récord histórico de 868.712 barriles diarios —según los últimos informes de la Secretaría de Energía de la Nación— la industria pone el foco en la necesidad de estabilizar la producción de las cuencas tradicionales. A pesar de los declinos naturales en distritos históricos, la aplicación de tecnología de Recuperación Terciaria (EOR) y el reciente traspaso de activos clave a operadoras especializadas marcan un cambio de paradigma para el sector convencional.
1. El rol estratégico de la inyección de polímeros
La tecnología es el principal aliado para frenar el agotamiento de los reservorios. Actualmente, la producción vía EOR ya alcanza los 17.770 barriles diarios a nivel nacional. Casos como el de Pecom en el área El Trébol, con la puesta en marcha de nuevas plantas de inyección, o los proyectos de Crown Point en El Tordillo, demuestran que el uso de polímeros y geles puede revertir curvas de caída con mejoras de eficiencia superiores al 20%.
2. El hito de Manantiales Behr: De YPF a Rovella Capital
El caso testigo de este nuevo ciclo es Manantiales Behr, el yacimiento convencional más productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tras la firma del acuerdo este mes, el área pasa de YPF al Grupo Rovella Capital (a través de Limay Energía) por una operación de USD 575 millones. Este movimiento, enmarcado en el Plan Andes de la petrolera estatal, busca que una estructura más ágil y focalizada asuma la operación de un yacimiento que produce 25.000 barriles diarios, garantizando la inversión necesaria en terciaria que el activo demanda.
3. La Cuenca Austral y el potencial del Gas
Aunque el petróleo convencional enfrenta desafíos, la Cuenca Austral logró un repunte del 5,9% en la producción de gas, traccionado por proyectos estratégicos offshore. Este dato, respaldado por la autoridad energética nacional, subraya que cuando se aplican modelos de gestión específicos y tecnología de punta, las cuencas maduras mantienen su capacidad de respuesta para fortalecer la matriz energética.
Visión Runrún Energético:
La venta de Manantiales Behr no es un retroceso, sino una apuesta por la especialización. El modelo de negocio migra de la masividad de las grandes operadoras a la precisión de las compañías independientes. Para las empresas de servicios, este cambio de manos representa una oportunidad: los nuevos dueños llegan con la obligación de invertir para sostener la curva. Si la recuperación terciaria se escala bajo estos nuevos liderazgos, el convencional seguirá siendo el soporte indispensable para el empleo regional mientras el shale lidera la exportación.
En su tercera participación en el Foro Económico Mundial de Davos, el presidente Javier Milei cerró una agenda de alto impacto orientada a posicionar a la Argentina como el destino más previsible para el capital internacional. Ante más de 80 CEOs de bancos y firmas globales, el mandatario ratificó que el respeto a la propiedad privada y la libre disponibilidad de dividendos son los pilares innegociables de su gestión, despertando elogios de figuras clave del sector como Alejandro Bulgheroni (PAE) y directivos de los principales fondos de inversión del mundo.
1. Sintonía con el “Círculo Rojo” Global
La comitiva argentina, integrada por el ministro Luis Caputo y el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, mantuvo encuentros estratégicos con los líderes de BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs y Citigroup. El mensaje del Gobierno fue unívoco: la normalización macroeconómica y la eliminación de trabas burocráticas no son medidas reversibles. Esta señal fue recogida con optimismo por el mercado, reflejándose en un salto de los ADRs energéticos en Wall Street.
2. El foco en el GNL y los Minerales Críticos
Durante las sesiones privadas, se puso especial énfasis en el potencial exportador de la Argentina. Tras las reuniones previas con directivos de MidOcean Energy (especializada en GNL), en Davos se profundizó el interés por el proyecto Argentina LNG y la expansión de la infraestructura de transporte. La visión oficial es transformar los recursos de Vaca Muerta y el litio en activos globales blindados por marcos normativos que aseguren la estabilidad jurídica por las próximas décadas.
3. Alianza estratégica y el “Board of Peace”
Un hito político de la jornada fue la incorporación de Argentina como miembro fundador del “Board of Peace”, junto al presidente de Estados Unidos, Donald Trump. Este alineamiento geopolítico refuerza la percepción de Argentina como un aliado estratégico de Occidente, un factor determinante para las empresas multinacionales a la hora de decidir la radicación de mega-proyectos de infraestructura energética y minera en el Cono Sur.
Visión Runrún Energético:
Lo que ocurrió esta semana en Davos es la validación del “modelo argentino” por parte del poder real. Para el sector energético, no se trata solo de discursos ideológicos, sino de la apertura real de líneas de crédito y la llegada de socios de peso para obras que superan la capacidad local. Con un Riesgo País en mínimos y el respaldo explícito de los principales jugadores financieros, el 2026 se perfila como el año del “despegue” definitivo para las grandes inversiones que Vaca Muerta necesita para jugar en las grandes ligas del mundo.
La transformación digital del downstream argentino suma un nuevo aliado estratégico: la Inteligencia Artificial (IA) aplicada al punto de venta. A través de plataformas de análisis de datos de última generación, las Estaciones de Servicio están logrando optimizar sus niveles de stock, predecir picos de demanda y personalizar la oferta en sus tiendas de conveniencia, todo esto mediante implementaciones de bajo costo que prometen revolucionar la experiencia del usuario y los márgenes del operador.
1. Gestión Predictiva de Inventarios
Uno de los mayores desafíos logísticos en las estaciones es evitar el quiebre de stock sin inmovilizar capital excesivo. Los nuevos algoritmos de IA analizan patrones históricos de ventas, variables climáticas y hasta eventos locales para sugerir pedidos de combustible y productos de tienda con una precisión superior al 95%. Esto permite que el estacionero mantenga un flujo de caja más sano y garantice que el cliente siempre encuentre lo que busca.
2. Marketing Dinámico y Personalización con Inteligencia Artificial
La IA ya no solo mira el surtidor, sino que entra al “Shop”. Mediante el análisis del comportamiento de compra en tiempo real, las pantallas y terminales de autoservicio pueden ofrecer promociones dinámicas (cross-selling) adaptadas al perfil del cliente. Por ejemplo, sugerir un combo de café y pastelería en horarios de mañana o promociones de lubricantes para vehículos de flota, aumentando el ticket promedio de forma automática y orgánica.
3. Eficiencia Operativa sin Grandes Desembolsos
A diferencia de otras actualizaciones tecnológicas que requieren cambios de hardware costosos, estas soluciones de IA se integran mediante software a los sistemas de gestión (ERP) ya existentes. Esto democratiza el acceso a la tecnología punta, permitiendo que incluso estaciones independientes o de bandera blanca puedan competir en eficiencia con las grandes redes, reduciendo desperdicios operativos y mejorando la productividad del personal.
Visión Runrún Energético:
La llegada de la IA a las Estaciones de Servicio es el claro ejemplo de que la eficiencia energética también se juega en el mostrador. Ya no alcanza con vender combustible; hoy el negocio es gestionar datos para vender servicios. Para el sector del downstream, adoptar estas herramientas es la forma más rápida y económica de blindar la rentabilidad en un mercado competitivo. En 2026, la diferencia entre una estación exitosa y una que solo sobrevive estará en su capacidad de procesar información para anticiparse a las necesidades del cliente.
En una operación relámpago que confirma el fuerte apetito de los inversores por el financiamiento de activos energéticos argentinos, YPF concretó con éxito la reapertura de sus Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV con vencimiento en 2034. La compañía de bandera logró captar USD 500 millones adicionales, consolidando un monto total en circulación de este instrumento que ahora se sitúa entre los USD 1.400 y USD 1.600 millones, garantizando una liquidez excepcional en los mercados internacionales.
1. Condiciones de Mercado y Rendimiento
La licitación, que cerró este miércoles 21 de enero, apuntó a una tasa de rendimiento en torno al 8%, un nivel sumamente atractivo que refleja la caída del costo de financiamiento para las corporaciones locales. El bono, emitido originalmente bajo legislación de Nueva York, atrajo el interés de grandes fondos de inversión globales y bancos de primera línea, quienes ven en la solidez operativa de YPF una apuesta segura en el marco de la normalización económica del país.
2. Estructura de Pagos y Plazos
Las ON Clase XXXIV presentan un esquema de amortización robusto, diseñado para no asfixiar el flujo de caja de la compañía en el corto plazo:
Amortización de Capital: Se realizará en tres cuotas anuales consecutivas (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en enero de 2034).
Intereses: Pagaderos semestralmente cada 17 de enero y 17 de julio. Este perfil de deuda permite a YPF alinear sus compromisos financieros con la entrada en producción masiva de sus principales proyectos de infraestructura.
3. Destino de los Fondos: El salto exportador
El flujo de divisas frescas captado en esta reapertura tiene un destino estratégico: el respaldo financiero para el plan de largo plazo de exportación de crudo y, fundamentalmente, el desarrollo del proyecto de GNL (Gas Natural Licuado). Bajo el régimen de “Emisor Frecuente”, la petrolera acelera su fondeo para cumplir con la hoja de ruta de inversiones 2026, consolidando la infraestructura necesaria para transformar el gas de Vaca Muerta en una commodity de exportación global.
Visión Runrún Energético:
Que YPF logre colocar USD 500 millones al 8% es la noticia financiera del año para el sector. Es la validación del mercado al “Plan 4×4” de la compañía. Con esta liquidez, YPF no solo blinda sus inversiones en Vaca Muerta, sino que envía una señal de fortaleza a todo el ecosistema energético: hay crédito disponible para quienes tienen proyectos serios y rentables. Hoy, la petrolera de bandera no solo lidera en producción, sino también en capacidad de gestión financiera en los mercados más exigentes del mundo.
La provincia de Río Negro continúa fortaleciendo su ecosistema industrial de cara a los megaproyectos que transformarán su matriz productiva. Según datos oficiales, el Registro de Proveedores rionegrinos ya cuenta con más de 300 empresas inscriptas. Este número refleja la expectativa del sector privado local ante hitos como la planta de GNL en Sierra Grande. Así como también el desarrollo de la minería de oro y plata en la Línea Sur.
1. Preparando la cadena de valor para el “Efecto Vaca Muerta” en Río Negro
Con el avance de los proyectos de exportación de energía (Oleoducto Vaca Muerta Sur y GNL), Río Negro se posiciona como la salida natural de los hidrocarburos neuquinos al mundo.
Especialización: El registro busca que las PyMEs locales no solo ofrezcan servicios básicos, sino que se tecnifiquen en áreas como mantenimiento industrial, logística de alta complejidad y servicios de ingeniería.
Certificaciones: La provincia promueve la profesionalización para que estas 300 empresas cumplan con los exigentes estándares de compliance y seguridad de las operadoras internacionales.
2. Minería y Energía: Un doble motor
El interés no se limita al Oil & Gas. Proyectos como Calcatreu (del cual informamos hoy en Runrún) están traccionando una demanda creciente en la Línea Sur.
Diversificación: El registro permite cruzar ofertas y demandas, asegurando que el compre local sea una realidad y no solo una expresión de deseos. Esto garantiza que el derrame económico de las inversiones quede en territorio rionegrino.
3. La clave: El Registro Digital y la Transparencia
El éxito de la convocatoria radica en la simplificación de los procesos. Contar con un mapa actualizado de quién es quién en la industria local le permite al Gobierno y a las grandes operadoras agilizar las licitaciones y la contratación de servicios especializados.
Visión Runrún:
Que 300 empresas rionegrinas ya estén “en la grilla de partida” es una señal de vitalidad económica. En Runrún siempre decimos que el éxito de los megaproyectos se mide por la capacidad de integración de las PyMEs locales. Este registro es el cimiento sobre el cual se construirá la logística del GNL y la minería del mañana.
Argentina se encuentra ante una oportunidad histórica para revertir un siglo de desinversión en ferrocarril. Tras la reciente presentación oficial ante el Gobierno Nacional, la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS) impulsa el Modelo Ferroviario Integrado 5F. La propuesta, que sumó visibilidad en un reciente encuentro virtual impulsado por el Prorrectorado de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), plantea un esquema de concesión a 99 años que promete eliminar el déficit fiscal y transformar el transporte en un motor de competitividad intermodal.
1. Concesión a 99 años: Estabilidad para la inversión real
El Modelo 5F propone dividir la red en cuatro mallas geográficas rentables. Al extender el plazo a 99 años, se otorga la previsibilidad necesaria para que el capital privado reconstruya la infraestructura sin requerir fondos del Estado. Este esquema se complementaría con un “RIGI Intermodal” que brinde incentivos fiscales de largo plazo a todo el ecosistema (vagones, contenedores y centros de transferencia).
2. El Camión como aliado y cliente
A diferencia de modelos anteriores, el 5F no busca desplazar al camión. Por el contrario, el objetivo es que el camión sea el mayor cliente del tren. El ferrocarril se encarga del flujo troncal masivo, mientras que el transporte automotor aporta la capilaridad necesaria para llegar a clientes de todo tamaño en cada rincón del país.
3. Innovación en el AMBA: Trenes metropolitanos sin déficit
Uno de los puntos más disruptivos de la propuesta es la Micrologística Metropolitana. El modelo 5F contempla integrar la logística de última milla en las 303 estaciones del AMBA (y replicarlo en otras metrópolis):
Coches de Carga Liviana: Cada tren de pasajeros contará con un coche dedicado al movimiento de pallets livianos para consumo masivo, comercios minoristas y e-commerce.
Logística 100% Eléctrica: Al descargar en las estaciones, la “última milla” podrá ser cubierta por vehículos eléctricos (camionetas, triciclos o bicicletas) que recorrerán menos de 3 km, utilizando la propia red eléctrica del ferrocarril para su carga bajo una red trazable.
4. Una visión soberana y regional
El fracaso de modelos como el Open Access en otros países sirve como advertencia. El Modelo 5F apuesta por una unidad de acción que evite la fragmentación logística. Esta integración es vital no solo para el mercado interno, sino para la conexión con los países vecinos, permitiendo que sectores como la minería y el Oil & Gas cuenten con una salida competitiva hacia ambos océanos.
Visión Runrún:
La propuesta de AIMAS, ya en manos del Ejecutivo, marca el fin de la parsimonia logística. Al unir la gran carga de exportación con la micrologística urbana de última milla, el Modelo 5F propone una Argentina conectada, eficiente y sustentable. Es hora de que el ferrocarril vuelva a ser el eje de una economía que no se detiene.
Lo que comenzó en las cuencas de Permian y Eagle Ford en Texas, ha encontrado su espejo más fiel —y productivo— en el sur del continente. Según un análisis de los principales actores globales del sector, Argentina se ha consolidado como el único destino fuera de Norteamérica donde la “revolución del shale” ha logrado escala industrial y rentabilidad probada. Los pioneros del fracking ya no miran a Vaca Muerta como un experimento, sino como el nuevo eje de la seguridad energética global.
1. El modelo estadounidense, con ADN argentino
La transferencia de tecnología y know-how desde los Estados Unidos ha sido total, pero con un giro local. Las operadoras en Vaca Muerta han logrado adaptar las técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica masiva, alcanzando métricas de eficiencia que ya compiten directamente con los mejores pozos de Texas.
La curva de aprendizaje: Lo que en EE. UU. tomó décadas perfeccionar, en Argentina se ha acelerado gracias a la colaboración entre las “Majors” y una cadena de proveedores locales cada vez más tecnificada.
2. ¿Por qué Argentina y no el resto del mundo?
El reporte destaca que, mientras otros países con grandes reservas (como China o naciones europeas) han fallado por falta de infraestructura, geología compleja o regulaciones prohibitivas, Argentina ha logrado alinear tres factores clave:
Geología excepcional: Una roca con un espesor y una calidad que permite una productividad por pozo superior a la media global.
Ecosistema de servicios: Una red de empresas contratistas que ya hablan el “idioma del shale”.
Continuidad política en el recurso: El consenso de que Vaca Muerta es la principal fuente de divisas del país.
3. El RIGI como el imán para los “Pioneros”
La llegada de este capital inteligente y tecnológico se ve potenciada en este 2026 por el RIGI. Para los inversores que vivieron el auge del fracking en EE. UU., la estabilidad fiscal por 30 años es el componente que faltaba para comprometer inversiones de miles de millones de dólares en plantas de GNL (Gas Natural Licuado), permitiendo que el gas argentino llegue a los mercados de Europa y Asia.
4. La escala exportadora: El próximo paso
El análisis internacional es claro: Argentina ya superó la etapa de la autosuficiencia. El desafío ahora es la infraestructura de evacuación. Con los proyectos de oleoductos y terminales marítimas en marcha, el país se prepara para dejar de ser un jugador regional y convertirse en un exportador neto de energía, disputando cuotas de mercado a nivel mundial.
Visión Runrún:
Que los “padres” del fracking validen el modelo argentino en medios como el Financial Times es una señal de precio para el mercado. Para el suscriptor de Runrún, esto significa que el flujo de capital y tecnología no se detendrá. Estamos ante un cambio de era: Argentina ha dejado de importar recetas para empezar a exportar energía producida con los más altos estándares globales.
En el marco del Future Minerals Forum en Arabia Saudita, la voz de la minería argentina resonó con un mensaje de confianza y madurez operativa. Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), afirmó que el país atraviesa un momento bisagra, consolidándose como un actor estratégico en la transición energética global. Con el litio en plena expansión y el cobre como el gran horizonte, Argentina se presenta ante el mundo no solo con geología, sino con estabilidad y compromiso ambiental.
1. El Litio: La realidad de los siete proyectos
Cardona destacó que Argentina ya dejó de ser una promesa en el mercado del oro blanco. Con siete proyectos en producción y una cartera de 20 más en desarrollo, el país ratifica su posición como el quinto productor mundial. La meta es clara: transformar ese potencial en una industria que traccione divisas y empleo de manera inmediata.
2. El Cobre: Los seis gigantes que esperan el “click”
Para los suscriptores de Runrún, el dato clave es la mención a los seis proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar. Cardona subrayó que el inicio de estas obras marcará el verdadero hito para convertirnos, definitivamente, en un “país minero” de la talla de nuestros vecinos andinos.
3. Sustentabilidad y Licencia Social: El sello TSM
Un punto fuerte de la disertación fue el compromiso con el protocolo Hacia una Minería Sostenible (TSM). Cardona fue enfática: la minería hoy está bajo la mirada pública y la única forma de desarrollarla es con transparencia y estándares sociales rigurosos.
Integración regional: Argentina lideró la traducción y adaptación de estos estándares, compartiendo la experiencia con otros países de la región.
Triple impacto: “Es imposible desarrollar la industria sin la participación activa de las comunidades, las empresas y el gobierno”, concluyó la ejecutiva.
4. Construyendo puentes bajo el RIGI
Aunque Cardona habla desde la cámara (CAEM), su mensaje sobre el “buen clima para inversiones” y “objetivos claros y estables” se alinea directamente con los beneficios que el RIGI ofrece en este 2026. Para la ejecutiva, es el momento ideal para construir puentes con otros países y atraer el capital necesario para reforzar la exploración, la base de la minería de las próximas décadas.
Visión Runrún:
Las palabras de Alejandra Cardona en un foro de la relevancia de Arabia Saudita confirman que Argentina ha recuperado su lugar en la agenda minera internacional. El desafío, como ella bien señala, es demostrar que “realmente podemos hacer minería” con las mejores prácticas. Para nuestra red de proveedores y profesionales, esto significa que el mercado no solo demanda servicios, sino excelencia operativa y compromiso social.
El mapa industrial de Jujuy se transforma. En una reunión clave con los ministerios de Ambiente y Minería de la provincia, el gigante asiático Tsingshan —líder mundial en acero inoxidable y química— confirmó que en febrero de 2026 inaugurará formalmente su planta en el Parque Industrial de Perico. Con una inversión inicial de USD 120 millones, este hito marca el paso de la minería extractiva a la creación de un polo de insumos estratégicos para la cadena del litio en Argentina.
1. Insumos clave “Made in Jujuy”
La planta de Tsingshan en Perico no es un proyecto menor. Está diseñada para producir insumos químicos fundamentales que hoy la industria del litio demanda a gran escala. Esto permite:
Sustitución de importaciones: Al producir localmente, se reducen costos logísticos y la dependencia de mercados externos.
Eficiencia en la Puna: Las mineras tendrán a pocos kilómetros los insumos críticos para el procesamiento del carbonato de litio.
2. El horizonte se expande: Más allá de los USD 120 millones
Lo más destacado del encuentro fue el anuncio de que la empresa ya evalúa nuevas líneas de inversión. El grupo (a través de Decent y Shenya Chemical) manifestó su interés en:
Ampliar la capacidad instalada para diversificar la matriz industrial de la provincia.
Explorar nuevas aplicaciones tecnológicas para los sectores de minería y energía.
Fortalecer la articulación con universidades y la transferencia de conocimiento técnico.
3. Sustentabilidad y Control: Una nueva etapa de gestión
Por primera vez, los ministerios de Ambiente y Cambio Climático y de Minería mantuvieron una reunión conjunta con la empresa. Este enfoque “dual” refleja la política de 2026:
Producción Responsable: El Gobierno de Jujuy busca que las inversiones de esta magnitud cumplan con los más altos estándares ambientales, garantizando que el crecimiento económico no comprometa los recursos naturales de la provincia.
Seguimiento Ordenado: Se acordó una agenda de trabajo para acompañar los nuevos proyectos de Tsingshan de manera sostenible y previsible.
4. Impacto en la cadena de valor y empleo
Para los suscriptores de Runrún, la llegada de Tsingshan a la fase operativa es una noticia dinamizadora. La empresa planea potenciar el desarrollo de proveedores locales, lo que abre una ventana de oportunidad para pymes de logística, mantenimiento y servicios técnicos que operen bajo estándares de alta eficiencia.
Visión Runrún:
La inauguración de la planta de Tsingshan en febrero será la prueba de que el “Triángulo del Litio” está madurando hacia un complejo industrial. Ya no se trata solo de lo que sale del salar, sino de la tecnología y la química que se queda en el territorio. Esta inversión es el tipo de “caso de éxito” que atrae a otros jugadores globales y consolida al Norte Argentino como un centro de servicios industriales para toda la región.
La Dirección de Hidrocarburos ha decidido recalibrar el cronograma de la ambiciosa licitación de 17 áreas petroleras en la provincia de Mendoza. Esta prórroga en los plazos de presentación de ofertas no es un mero retraso administrativo; representa un espacio estratégico solicitado por el mercado para profundizar el análisis técnico de los bloques de exploración y explotación que saldrán a escena en este 2026.
El mercado demanda tiempo para el “Due Diligence”
La magnitud de esta licitación, que incluye áreas de alto potencial tanto en la Cuenca Neuquina como en la Norte, ha despertado el interés de operadoras independientes que buscan heredar el protagonismo que las grandes compañías están cediendo en el sector convencional.
La extensión del calendario permitirá a los interesados:
Análisis de Datos Sísmicos: Revisión exhaustiva de la información técnica disponible para ajustar las propuestas de inversión.
Armado de Consorcios: Facilitar las alianzas entre empresas de servicios y operadoras locales para pujar por los bloques más productivos.
Visitas a Terreno: Cumplir con los protocolos de inspección física necesarios antes de comprometer capitales de riesgo.
El modelo de “Licitación Continua”
Este proceso se enmarca en el nuevo paradigma de licitación abierta y continua que busca Mendoza para agilizar la rotación de activos. El objetivo es claro: que no existan áreas ociosas. Mientras el shale acapara los titulares, la provincia apuesta a que estas 17 áreas se conviertan en el motor de la recuperación secundaria y terciaria, garantizando regalías y empleo local.
Impacto en la cadena de valor
Para los proveedores de servicios que integran el ecosistema de Runrún, esta prórroga es una señal de que la competencia será real y robusta. Una licitación con plazos extendidos suele derivar en ofertas más sólidas y planes de trabajo más agresivos a largo plazo.
Las áreas en juego incluyen tanto bloques de explotación (con producción inmediata) como de exploración, donde la inversión inicial en servicios de perforación y completamiento será el primer dinamizador de la economía regional una vez adjudicados los contratos.
Visión Runrún:
La decisión oficial de mover el reloj es una respuesta pragmática a un mercado que está en plena reconfiguración. Tras el traspaso de activos maduros de YPF, las nuevas operadoras necesitan este tiempo extra para asegurar que sus ofertas sean técnicamente viables y financieramente sostenibles bajo el nuevo esquema de costos del 2026.
El mercado petrolero argentino entra en febrero con una dinámica de “tablero abierto”. Mientras las grandes operadoras concentran su potencia de fuego en la ventana del shale de Vaca Muerta, se acelera una seguidilla de licitaciones y traspasos de áreas convencionales en las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge.
Este proceso, lejos de ser una retirada, representa el inicio de una segunda vida para los campos maduros bajo el mando de operadoras independientes y pymes especializadas en recuperación secundaria y terciaria.
1. El Plan de Optimización de Portafolio
El mercado está respondiendo a la necesidad de las Majors (encabezadas por YPF y su plan de racionalización) de enfocar el CAPEX en proyectos de alta rentabilidad por barril. Esto libera áreas que, aunque ya no mueven la aguja de una petrolera global, son extremadamente rentables para empresas de menor estructura que aplican tecnologías de nicho.
2. Cuencas Maduras: El terreno de la eficiencia
Las licitaciones que se disparan este mes tienen un objetivo claro: atraer inversiones de empresas que puedan gestionar costos operativos (OPEX) más ajustados.
Recuperación Terciaria: La clave de estas áreas estará en la inyección de polímeros y técnicas de vanguardia para extraer el “petróleo remanente”.
Impacto en Servicios: Para la cadena de valor, este cambio de manos significa nuevos contratos. Las operadoras independientes suelen ser más ágiles y requieren proveedores locales con respuestas rápidas y soluciones a medida.
3. El rol de las Provincias y el RIGI
Los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Chubut están jugando un rol activo en estas licitaciones. El desafío político es garantizar que el traspaso no afecte la producción ni las regalías. Aquí, los beneficios fiscales para la inversión tecnológica (como los contemplados en el espíritu del RIGI) podrían actuar como el incentivo final para que estas nuevas operadoras decidan invertir en infraestructura de recuperación que el anterior dueño ya no consideraba prioritaria.
4. Vaca Muerta vs. El Convencional: ¿Competencia o Complemento?
Desde la perspectiva de Runrún, no hay competencia. El petróleo convencional sigue siendo vital para la mezcla de refino nacional y para sostener el empleo en cuencas históricas. La salida a licitación de estos bloques permite que Vaca Muerta sea el motor de exportación masiva, mientras que el convencional se estabiliza como una unidad de negocio de alta eficiencia para los nuevos jugadores del mercado.
Visión Runrún:
Para el ecosistema de proveedores que nos sigue, febrero será el mes de conocer nuevos clientes. Las empresas que logren quedarse con estas áreas licitadas llegarán con hambre de inversión y necesidad de partners tecnológicos locales que les permitan maximizar cada barril producido.
El ritmo frenético de Vaca Muerta ha desnudado una paradoja financiera: mientras la producción de barriles bate récords, las empresas de servicios (pymes y contratistas) enfrentan una crisis de crecimiento por la falta de capital de trabajo. La magnitud de los proyectos actuales exige una espalda financiera que el sistema bancario tradicional aún no logra cubrir, exponiendo la fragilidad de un eslabón crítico para sostener la actividad en el shale.
1. El costo de “crecer” en el upstream
Para una pyme petrolera, un nuevo contrato en Vaca Muerta no es solo una oportunidad, es un desafío financiero extremo. La necesidad de adquirir equipamiento de última generación, financiar el combustible y cubrir nóminas salariales con salarios petroleros —mucho antes de cobrar la primera factura— genera una brecha de liquidez peligrosa.
El factor plazos: Las operadoras mantienen ciclos de pago que, sumados a la inflación de costos, erosionan el margen de las empresas de servicios que no cuentan con líneas de crédito ágiles.
2. La necesidad de nuevos instrumentos de crédito
El análisis de la situación en el terreno confirma que el financiamiento comercial ya no alcanza. El sector servicios requiere:
Mercado de Capitales: Mayor uso de Obligaciones Negociables (ON) pyme y descuento de facturas digitales para inyectar liquidez inmediata.
Fondos de Garantía: Un rol más activo de los fondos provinciales para avalar créditos destinados a la compra de bienes de capital (CAPEX).
Sociedades de Garantía Recíproca (SGR): Potenciar estas herramientas para que las pymes puedan acceder a tasas competitivas sin quedar atrapadas en la burocracia bancaria.
3. El RIGI y las Pymes: El “derrame” esperado
Uno de los puntos de tensión en este 2026 es cómo los beneficios del RIGI, diseñados para las grandes operadoras, “derraman” hacia los proveedores. Desde Runrún, sostenemos que el financiamiento de la cadena de valor debe ser parte de la estrategia soberana. Si las grandes operadoras gozan de estabilidad y beneficios fiscales, parte de esa solidez debe traducirse en mejores condiciones de contratación y apoyo financiero para sus contratistas locales, evitando que el eslabón más débil de la cadena se rompa por falta de capital de trabajo.
4. Hacia una “Banca Energética” especializada
La complejidad técnica de Vaca Muerta requiere una evaluación de riesgo que un oficial de crédito tradicional a menudo no comprende. El sector demanda una arquitectura financiera que entienda los ciclos del petróleo y la minería, permitiendo que la “ejecución real” de la que hablamos no se detenga por falta de flujo de caja.
Visión Runrún:
Vaca Muerta ya no tiene un problema de geología ni de talento; tiene un problema de velocidad financiera. Para que la Argentina exportadora de energía sea una realidad permanente, las empresas de servicios deben dejar de autofinanciar el crecimiento con capital propio. Es hora de que el sistema financiero se ponga el mameluco y baje al pozo con soluciones a la medida del sector más dinámico del país.
La tracción de Vaca Muerta sobre la cadena productiva petrolera y las actividades conexas explican por qué en Neuquén creció el empleo privado en los últimos dos años, mientras se derrumbó en el resto del país. La provincia lideró el podio de las únicas tres jurisdicciones en donde creció el trabajo formal, según reveló un informe privado.
El distrito del norte de la Patagonia creció 2,2% entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, lo que representó un aumento de 3.212 nuevos puestos de trabajo, según un trabajo publicado por la consultora Politikon Chaco. De esa manera, junto a Río Negro y Mendoza, -donde el empleo aumentó 0,7% y 0,2%, respectivamente-, logró eludir el escenario general recesivo, donde el sector promedió una caía de 2,8% desde la asunción de Javier Milei.
El trabajo realizado con datos de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social muestra un país con números en rojo, con caídas que representan desde el -0,1% en San Juan hasta el -12,0% en La Rioja y -15,7% en Santa Cruz.
El derrame de Vaca Muerta
El boom de Vaca Muerta es el ejemplo más concreto de que el sector energético en su conjunto tiene un crecimiento muy importante durante el último tiempo en la generación de empleo privado registrado, y muestra que la energía “viene a contramano de un ciclo económico”, analizaron en diálogo con Letra P los responsables del informe.
La performance de la actividad, que queda desligada de los vaivenes financieros, derrama sobre actividades conexas, como los servicios, la logística y el transporte, principalmente. ¿Cuánto? “Imposible de saber” desde que el gobierno eliminó la base del empleo sectorial por provincia, precisan desde la consultora.
El rol del Estado neuquino
En el análisis de Politikon, si bien “Vaca Muerta se vende sola”, el gobierno de Neuquén se paró como un buen facilitador administrativo y logró acelerar el crecimiento del sector con la concreción de obras de infraestructura que a los privados le permiten aprovechar el boom.
Tras conocerse el informe, la administración de Rolando Figueroa valoró la consolidación de Emplea Neuquén, un programa orientado a la capacitación y la certificación de oficios que permite sostener un puente de vinculación directa entre trabajadores y empresas.
También destacaron los acuerdos alcanzados con operadoras y empresas de servicios de Vaca Muerta para brindar beneficios a quienes dan prioridad a la mano de obra neuquina, un esfuerzo que es “acompañado por los gremios”.
Entre las obras de infraestructura encaradas por el gobierno provincial destaca el trabajo realizado en rutas, gasoductos y servicios básicos, así como la expansión de redes de gas natural, agua y la ejecución de obras viales que generan puestos de trabajo directos e indirectos.
Neuquén en el mapa nacional
En los próximos años, la magnitud del crecimiento en el sector va a depender de cuánto se expandan las actividades de exploración y explotación en la zona. Los procesos de expansión tienen un impacto más fuerte al principio, pero tienen “un techo de crecimiento”, explicó Alejandro Pegoraro, titular de Politikon.
Salvo que surjan posibilidades de nuevas inversiones que amplíen esas actividades, lo más probable es que el empleo en Neuquén siga creciendo, pero a una velocidad más lenta.
De todas formas, en un escenario en el que la mayoría de las provincias no tiene un sector que pueda generar un derrame similar en otras cadenas productivas, Neuquén va a seguir liderando y destacando en el mapa nacional.
Caída generalizada en el país
A nivel nacional, desde noviembre de 2023 el sector privado formal de la economía perdió 176.908 puestos de trabajo, mayoritariamente empleos industriales que requieren especialización y formación de la mano de obra. Además, tras la apertura indiscriminada de las importaciones, un gran número de empresas dejó de fabricar en la Argentina, decidió importar y redujo su actividad al mínimo.
Muchos de los trabajadores que perdieron sus empleos hoy son monotributistas o trabajan de forma independiente o a través de aplicaciones, por lo que la caída laboral no se refleja en las estadísticas de desempleo.
La geografía hidrocarburífera de la provincia experimenta un desplazamiento hacia el sur del río Neuquén que devuelve a la comarca petrolera de Vaca Muerta un rol protagónico en la escena nacional. El municipio de Plaza Huincul inició un proceso de ordenamiento territorial ante el inminente inicio de la explotación en bloques estratégicos vinculados al megaproyecto exportador de gas natural licuado. El intendente Claudio Larraza confirmó que la ciudad ya trabaja en la previsión de infraestructura y logística para recibir el impacto productivo de las áreas Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
La planificación local busca adelantarse a la demanda de servicios que generará el proyecto Argentina LNG, liderado por la petrolera de bandera. Esta expansión energética requiere que la gestión municipal articule de manera inmediata planes de capacitación y atracción de inversiones para evitar un crecimiento desordenado de la zona urbana. Para el jefe comunal, la ciudad recuperó una centralidad estratégica que obliga a una anticipación técnica en materia de vialidad y conectividad con los nuevos centros de producción.
Una de las piezas fundamentales de este esquema es el bloque Las Tacanas, que se ubica como el desarrollo no convencional más próximo a las localidades históricas del petróleo neuquino. La empresa YPF ya notificó a la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales sobre las intervenciones exploratorias y la construcción de locaciones en este sector. Estos trabajos incluyen la perforación de pozos y el tendido de ductos, procesos que actualmente atraviesan las etapas de evaluación ambiental y audiencia pública.
La infraestructura de transporte constituye el eje central que conectará la producción local con los mercados internacionales de exportación. El Boletín Oficial del pasado 6 de enero confirmó el llamado a titulares de inmuebles rurales para coordinar las servidumbres de paso del nuevo gasoducto. Esta traza proyectada tendrá una extensión de aproximadamente 570 kilómetros, uniendo la zona de Meseta Buena Esperanza con la localidad rionegrina de Sierra Grande, donde se instalará la terminal de licuefacción.
Desde el punto de vista operativo, la elección de estos bloques ubicados al norte de Cutral Co y Plaza Huincul responde a la alta productividad de la ventana de gas húmedo. La cercanía logística con las instalaciones de superficie ya existentes permite reducir los costos de inversión y optimizar los tiempos de puesta en marcha. La creación de este “hub” integrado favorece la competitividad de la cuenca y garantiza un flujo constante de gas para el esquema de exportación por barcos.
La documentación ambiental detalla que las obras de infraestructura en Las Tacanas marcarán el inicio de una etapa de intensa actividad en el ejido urbano. El municipio busca que este crecimiento se traduzca en una mejora directa para los vecinos, mediante el fomento de pequeñas y medianas empresas locales que puedan prestar servicios a la industria. Según declaraciones del mandatario comunal, la prioridad es ordenar el territorio para que la actividad hidrocarburífera no colapse la dinámica diaria de la ciudad.
El proceso administrativo para las servidumbres y relevamientos de suelos en Neuquén y Río Negro ratifica que el proyecto ya superó la etapa de simples proyecciones. La movilización de equipos y personal técnico hacia la zona de influencia de Plaza Huincul se espera para los próximos meses, una vez obtenidas las licencias ambientales finales. Este movimiento reconfigura el mapa de Vaca Muerta, extendiendo los límites de la zona de mayor actividad hacia sectores que históricamente fueron convencionales.
La coordinación entre el Estado municipal y las empresas del sector resulta vital para mitigar cualquier efecto negativo sobre el entorno natural y social. El plan de gestión ambiental sometido a evaluación pública contempla medidas de mitigación para el tránsito de carga pesada y el manejo de residuos industriales. La intendencia de Larraza insiste en que la transparencia en la información y la participación de los organismos de fiscalización son las únicas garantías para un crecimiento sostenible.
Hacia el futuro, la región se prepara para ser el punto de partida de la mayor obra de transporte de gas de la última década en el país. El impacto en el empleo y el consumo local genera una expectativa positiva en el comercio de la comarca, que aguarda el inicio de las obras civiles de mayor envergadura. Mientras se completan los trámites en la Secretaría de Ambiente, la ciudad ajusta sus planes de urbanismo para estar a la altura de su nuevo rol como cabecera logística de la energía.
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
Convenio urbanístico
La Municipalidad de San Patricio del Chañar firmó un convenio urbanístico con la empresaria Antonella Ferracioli para impulsar la creación del primer Parque Industrial Verde (Sostenible) de la provincia.
El proyecto estratégico abarca aproximadamente 400 hectáreas y fortalece el desarrollo productivo y la planificación territorial de la localidad neuquina.
El acuerdo establece un esquema público-privado mediante el cual el Municipio accederá al 10% de las parcelas útiles del predio, mientras que la inversión para el desarrollo del parque estará a cargo del sector privado.
Esta articulación permitirá al Estado local acompañar políticas de promoción industrial y generar condiciones para nuevas oportunidades de crecimiento económico.
Portal estratégico para Vaca Muerta
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera. La iniciativa permitirá que las empresas que operan en el yacimiento cuenten con un parque industrial planificado, con servicios adecuados y localización estratégica, además de albergar otras actividades productivas.
“Este convenio es una muestra concreta del rumbo que venimos marcando, con planificación, desarrollo y trabajo conjunto con el sector privado”, expresó el intendente Gonzalo Nuñez.
Agenda de desarrollo
El jefe comunal destacó que el acuerdo se suma a otros convenios urbanísticos ya firmados, que forman parte de una agenda de desarrollo sostenida. “Cada uno de estos convenios responde a una visión clara de crecimiento ordenado y con reglas”, afirmó.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
La arquitectura de Vaca Muerta sigue sumando piezas fundamentales. Esta semana, Pampa Energía formalizó el siguiente paso en su hoja de ruta estratégica: la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la construcción de su Planta Central de Tratamiento (CPF) en el bloque Rincón de Aranda.
Este movimiento no es solo un trámite administrativo; es la piedra basal de una inversión de USD 426 millones destinada a transformar un yacimiento promisorio en un polo exportador de crudo de alta eficiencia.
Infraestructura de vanguardia para el Shale Oil
El proyecto presentado bajo el RIGI contempla una solución integral de procesamiento y evacuación. La nueva CPF permitirá a la compañía liderada por Marcelo Mindlin no solo procesar petróleo y gas en boca de pozo, sino también conectar el yacimiento de 240 km² con las arterias troncales del país:
Vinculación estratégica: El plan incluye ductos que conectarán directamente con el Gasoducto Perito Moreno y el ambicioso Oleoducto Vaca Muerta Sur.
Capacidad instalada: La meta es alcanzar una capacidad de procesamiento de 45.000 barriles diarios para 2026, quintuplicando la capacidad de las plantas de producción temprana actuales.
El petróleo como eje del CAPEX
Para los analistas de Runrún, el dato “letal” es la reconfiguración del portafolio de Pampa. Rincón de Aranda se ha convertido en el destino del 80% del presupuesto de inversión de la operadora para este ciclo. Con 35 pozos en distintas fases y una productividad que ya superó las expectativas iniciales (alcanzando los 7.200 barriles diarios en sus primeros ensayos), la compañía busca consolidarse como un jugador de peso en la ventana del petróleo, complementando su histórica dominancia en el segmento del gas.
El blindaje del RIGI
La decisión de adherir a este régimen responde a la necesidad de previsibilidad para un plan de inversión total que asciende a los USD 1.500 millones. Al utilizar los beneficios del RIGI, Pampa asegura la estabilidad fiscal y cambiaria necesaria para importar tecnología de bombeo y almacenamiento de última generación, acelerando los plazos de puesta en marcha de la planta definitiva.
Durante décadas, la minería argentina fue descrita como un “gigante dormido” o un “potencial infinito”.
Sin embargo, el inicio de 2026 marca un punto de quiebre definitivo: el sector ha pasado de los anuncios abstractos a la ejecución real en territorio. Con inversiones que ya alcanzan los USD 7.510 millones, la cordillera hoy no muestra maquetas, sino plantas en montaje, equipos autónomos y una actividad febril que está redibujando el mapa económico del país.
1. El RIGI: El motor que destrabó el capital en la minería
La diferencia entre 2026 y los años anteriores no es la geología, que siempre estuvo allí, sino la resolución del costo del capital. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido la herramienta que permitió a proyectos empantanados por años mover finalmente suelos. Al brindar blindaje jurídico y estabilidad, Argentina logró captar la confianza necesaria para que los miles de millones de dólares necesarios para un proyecto minero comiencen a “enterrarse” en la montaña.
2. El Cobre y el Litio: Los dos tiempos de la matriz
El sector se mueve hoy en dos velocidades complementarias:
El Litio es la urgencia: Con una producción estimada de 260.000 toneladas de Carbonato de Litio, Argentina ya es el tercer productor mundial, traccionando divisas de manera inmediata.
El Cobre es el horizonte: Proyectos como Josemaría y Filo del Sol en San Juan, junto a la reactivación de Bajo de la Alumbrera, definen la matriz exportadora de las próximas cinco décadas. No solo es minería; es la construcción de las mayores obras de infraestructura privada de la historia argentina.
3. Innovación Tecnológica: Minería 4.0 bajo tierra
Un hito que destaca este 2026 es el proyecto de Carbonatos Profundos en Gualcamayo (San Juan). Con una inversión de USD 660 millones, se está implementando tecnología inédita en Sudamérica:
Tecnología POX: Una planta de oxidación a presión que permite liberar oro de rocas refractarias.
Autonomía: El uso de equipos operados de forma remota, garantizando máxima seguridad y eficiencia operativa. Esto marca el estándar de lo que las operadoras demandarán a sus proveedores tecnológicos de ahora en adelante.
4. El “Cuello de Botella”: El Talento Humano
Con más de 115.000 empleos directos e indirectos, el desafío ya no es el financiamiento ni la burocracia, sino las personas. La demanda de técnicos, mecánicos, químicos e ingenieros crece a un ritmo que el sistema educativo aún no logra acompañar. Para las empresas del sector, la retención de talento y la capacitación continua se han vuelto la prioridad número uno de la agenda corporativa.
5. La deuda pendiente: Minerales de construcción
A pesar del boom metalífero, la minería de “segunda y tercera categoría” (cal, arena y piedra) enfrenta una realidad dispar. Mientras que las arenas silíceas y la cal encuentran refugio en la demanda de Vaca Muerta y el litio, el grueso del sector aún siente el impacto de la parálisis en la obra pública civil. La expectativa está puesta en que los megaproyectos de cobre se conviertan en el gran cliente que traccione a este sector hacia la recuperación.
Conclusión para el suscriptor:
El 2026 es el año en que Argentina dejó de hablar de lo que “podría ser” para gestionar lo que “ya es”. La ejecución real en la cordillera es una noticia inmejorable para la cadena de valor energética, pero nos impone un desafío: sostener las reglas de juego y formar al talento necesario para que esta riqueza se traduzca en desarrollo permanente.
El inicio de 2026 confirma una tendencia que desde este portal venimos anticipando: la balanza comercial energética ya no es solo un ítem en el presupuesto, sino el principal garante de la estabilidad cambiaria de la Argentina.
Mientras que las proyecciones iniciales del mercado situaban al dólar oficial en niveles mucho más altos para estas fechas, la divisa se mantiene en la zona de los $1.490, sostenida por un flujo de divisas genuinas provenientes de los sectores extractivos.
1. Vaca Muerta: El nuevo motor de reservas
A diferencia de ciclos económicos anteriores dependientes exclusivamente del agro, la estabilidad actual se apoya en una matriz industrial de base energética. El ingreso de divisas por exportaciones de gas y petróleo ha alcanzado niveles récord, permitiendo al Banco Central una acumulación constante de reservas.
La finalización de las obras de infraestructura clave (oleoductos y plantas de compresión) ha permitido que el flujo de dólares sea previsible, eliminando la estacionalidad que antes sufría la economía argentina.
2. La Minería y el RIGI como catalizadores de la estabilidad cambiaria
No es solo el shale. Los sectores de oro, plata y el consolidado litio en el NOA están aportando una oferta de dólares que compensa las tensiones de la macroeconomía. En este punto, el impacto del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) resulta fundamental.
Al ofrecer previsibilidad cambiaria y fiscal por 30 años, el régimen no solo atrae capitales para infraestructura, sino que actúa como un “ancla” de confianza. Las garantías de libre disponibilidad de divisas que ofrece el RIGI incentivan a las compañías a seguir liquidando exportaciones y financiando proyectos de largo aliento, blindando las reservas líquidas frente a la volatilidad del mercado.
3. El desafío de la competitividad operativa y su injerencia en la estabilidad cambiaria
Desde la perspectiva de los negocios, la estabilidad cambiaria plantea un reto: el atraso cambiario relativo. Con un tipo de cambio que corre por debajo de la inflación interna, los costos operativos en pesos de las empresas de servicios petroleros y mineros aumentan en términos de dólares.
Para el sector, este escenario exige una mayor eficiencia en la cadena de suministros y una gestión inteligente de los costos fijos. No obstante, la actual disponibilidad de divisas facilita el acceso al mercado de cambios para la importación de insumos críticos y maquinaria especializada, necesaria para mantener el ritmo de perforación y extracción.
Conclusión para el sector
El actual escenario de dólar estable no es un fenómeno aislado, sino el resultado de una balanza energética que finalmente ha pasado a terreno positivo. Para el operador de Vaca Muerta o el proveedor minero, el desafío de 2026 será gestionar la eficiencia de costos en un contexto de moneda fuerte, aprovechando la ventana de estabilidad para realizar inversiones de capital (CAPEX) y modernización tecnológica bajo el amparo de los beneficios fiscales vigentes.
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Áreas de explotación de Hidrocarburos
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
El último informe de la Secretaría de Minería de la Nación confirma que el sector no solo es un motor de divisas, sino el pilar del empleo privado formal en las provincias cordilleranas. Con un crecimiento sostenido en la cantidad de puestos de trabajo, la minería argentina alcanzó en el inicio de 2026 niveles históricos de empleabilidad, destacándose por ofrecer salarios que duplican la media nacional.
1. Los números del impacto laboral
La minería ya supera los 40.000 puestos de trabajo directos, pero el dato verdaderamente relevante para el ecosistema de negocios es el efecto multiplicador: se estima que por cada empleo directo se generan entre 3 y 5 empleos indirectos en la cadena de proveedores.
Salarios: Los salarios del sector minero se mantienen en el podio de los mejores pagos de la economía argentina, compitiendo cabeza a cabeza con el sector de Oil & Gas en Vaca Muerta.
Federalismo real: Santa Cruz, San Juan, Salta, Jujuy y Catamarca concentran el 80% del empleo minero, logrando revertir la migración interna hacia los grandes centros urbanos.
2. El desafío del talento calificado
Para los suscriptores de Runrún, el crecimiento del empleo trae aparejado un desafío logístico: la escasez de mano de obra calificada. La demanda de ingenieros de minas, geólogos, técnicos químicos y especialistas en mantenimiento de maquinaria pesada supera la oferta académica actual. Esto ha forzado a las operadoras a:
Invertir en capacitación propia: Programas de formación acelerada para comunidades locales.
Tecnificación: El uso de tecnología remota y automatización está creando nuevos perfiles de “mineros digitales” que operan desde centros de control en las ciudades.
3. El RIGI como garante de nuevos puestos
Como venimos analizando, el marco del RIGI es el gran acelerador. Los megaproyectos de cobre en San Juan (como Josemaría o El Pachón) y las nuevas plantas de litio que entran en fase de producción este año, requieren picos de hasta 5.000 trabajadores por proyecto solo en la etapa de construcción. La estabilidad que ofrece este régimen permite que las empresas planifiquen contrataciones de largo plazo (20 a 30 años), transformando empleos temporales de obra en carreras profesionales estables.
4. Inclusión y Proveedores Locales
Un dato que no pasa inadvertido es el crecimiento de la participación femenina en la minería, que ya ronda el 16% en puestos operativos y de toma de decisiones. Asimismo, el impulso a la Ley de Compre Local en provincias como San Juan y Catamarca garantiza que las pymes locales —muchas de las cuales forman parte de nuestro ecosistema— sean las principales empleadoras en sus regiones.
Análisis para el suscriptor:
Para el proveedor de servicios energéticos, este escenario es una oportunidad dorada. La necesidad de las mineras de retener talento implica que los contratistas de servicios (comedor, transporte, mantenimiento, EPP) deben elevar sus propios estándares de calidad y seguridad para estar a la altura de la demanda de las operadoras internacionales.
La expansión de la producción hidrocarburífera en Vaca Muerta comenzó a reflejarse con fuerza en la actividad portuaria de la provincia de Buenos Aires. El transporte de crudo, combustibles y cargas asociadas al sector energético explicó gran parte del aumento en toneladas, buques y movimiento logístico.
El crecimiento sostenido de Vaca Muerta ya no se limita al interior del país y empieza a redefinir el mapa logístico nacional. Entre enero y septiembre de 2025, los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires movilizaron 41,9 millones de toneladas, lo que representó un incremento interanual del 10,1%, impulsado principalmente por el avance del sector energético.
Según datos oficiales del Monitor Portuario bonaerense, el transporte y la exportación de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases provenientes de la cuenca neuquina fueron determinantes en el salto registrado por el sistema portuario provincial. La logística marítima se consolidó así como un eslabón clave para acompañar el aumento de la producción hidrocarburífera y la salida al mercado externo.
El informe, elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, remarcó que casi la mitad de la carga movilizada durante el período estuvo vinculada directamente al complejo energético. En particular, el petróleo crudo y los combustibles explicaron el 48% del total de toneladas operadas, muy por encima de otros rubros tradicionales.
Coronel Rosales, epicentro del corredor energético
Dentro del esquema portuario bonaerense, el puerto de Coronel Rosales emergió como uno de los grandes protagonistas del año. Las inversiones realizadas en infraestructura y capacidad de almacenamiento fortalecieron su perfil como terminal especializada en cargas energéticas y lo posicionaron como una pieza central del corredor que conecta Vaca Muerta con los mercados de exportación.
Durante los primeros nueve meses de 2025, el movimiento de petróleo crudo en esta terminal creció un 70,6% interanual y alcanzó cerca de 5 millones de toneladas. La ampliación de la capacidad operativa, que se incrementó en casi un 20%, permitió absorber la mayor demanda logística generada por el desarrollo no convencional.
El desempeño de Coronel Rosales explicó una porción significativa del crecimiento agregado del sistema portuario provincial y confirmó el cambio estructural que atraviesa la actividad marítima, cada vez más asociada al sector energético.
Más carga, más buques y mayor circulación
El impacto del petróleo y los combustibles no se reflejó solo en el volumen transportado. El mayor flujo de hidrocarburos traccionó un aumento en la cantidad de buques operados, en la circulación de camiones y en la demanda de servicios logísticos vinculados a la actividad portuaria.
De acuerdo al relevamiento oficial, el movimiento de buques creció 12,9% interanual, mientras que la circulación de camiones aumentó un 24,5% en el período analizado. En paralelo, el segmento de contenedores registró un salto destacado: se movilizaron 395.419 unidades, un 77,4% más que en igual período de 2024, con el puerto de Dock Sud concentrando la mayor parte de la operatoria.
Además del complejo energético y los contenedores, los puertos bonaerenses movilizaron cereales y oleaginosas (36% del total), así como fertilizantes, productos químicos, arenas y cargas vinculadas a la pesca.
Un crecimiento desigual
Si bien el balance general del sistema fue positivo, el informe advirtió que la dinámica no fue homogénea en toda la provincia. Algunos puertos asociados a otras actividades productivas, como Mar del Plata, mostraron retrocesos en su operatoria, lo que confirma que el impulso energético explica gran parte del crecimiento global.
En ese contexto, la provincia de Buenos Aires aparece cada vez más integrada a la cadena de valor de Vaca Muerta, no solo como territorio de tránsito, sino como plataforma logística estratégica para sostener el salto productivo y exportador del principal yacimiento no convencional del país.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó las instalaciones de Y-TEC, donde se interiorizó sobre el desarrollo de Y-FRED, un polímero de diseño creado especialmente para las operaciones de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
La recorrida se realizó junto al vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, Andrés Scarone, y contó con la recepción del gerente general de Y-TEC, Nicolás Federico Kerst, quien presentó los avances del equipo técnico y científico del instituto.
Vaca Muerta
Durante la visita, las autoridades conocieron en detalle las características técnicas de Y-FRED, un polímero diseñado específicamente para responder a las condiciones geológicas y operativas de Vaca Muerta, uno de los principales desarrollos shale a nivel mundial.
Según se explicó, se trata de una solución desarrollada a medida para las operaciones de fractura hidráulica, que combina eficiencia técnica con competitividad económica, dos factores clave para sostener el crecimiento de la producción no convencional en la cuenca neuquina.
El diseño molecular del polímero permite mejorar el desempeño en las operaciones de estimulación, optimizando el comportamiento del fluido y reduciendo los costos asociados al proceso, un aspecto estratégico en un contexto de creciente competencia internacional entre plays shale.
Pruebas de Y-TEC
Ensayos de laboratorio realizados por Y-TEC ya muestran mejoras significativas en comparación con productos comerciales actualmente disponibles en el mercado, lo que abre la posibilidad de sustituir insumos importados por desarrollos tecnológicos nacionales.
Desde la conducción de YPF destacaron que hacer más competitiva a Vaca Muerta no solo depende de la escala de inversión o de la infraestructura, sino también de la capacidad de desarrollar soluciones propias alineadas con las necesidades reales de la operación.
En ese sentido, el desarrollo de Y-FRED se inscribe en una estrategia más amplia de innovación aplicada, que busca integrar conocimiento científico, ingeniería y experiencia operativa para generar ventajas competitivas sostenibles.
La iniciativa refuerza el rol de Y-TEC como brazo tecnológico de YPF, orientado a la investigación, el desarrollo y la transferencia de tecnología al sistema productivo energético argentino.
La innovación, clave
Para la compañía, la innovación en insumos críticos como los utilizados en la estimulación hidráulica resulta clave para mejorar la productividad por pozo, reducir tiempos operativos y optimizar costos en un contexto de expansión acelerada del shale.
El avance también pone en valor el talento de los equipos técnicos y científicos locales, que trabajan en soluciones de clase mundial con impacto directo en la operación diaria de los yacimientos.
Desde YPF remarcaron que el desarrollo de tecnologías propias permite no solo ganar eficiencia, sino también fortalecer la soberanía tecnológica y reducir la dependencia de proveedores externos en áreas estratégicas.
La visita de Marín y Scarone a Y-TEC se enmarca en una agenda orientada a consolidar a YPF como una empresa integrada de energía, con capacidad de competir a nivel global y liderar la transformación del sector energético argentino.
Con proyectos como Y-FRED, la compañía apuesta a profundizar la innovación como uno de los pilares para sostener el crecimiento de Vaca Muerta, mejorar la rentabilidad de las operaciones y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el desarrollo de tecnologías aplicadas al shale.
El negocio downstream de la región sumó un movimiento de alto impacto con la firma de un acuerdo estratégico entre Destilería Argentina de Petróleo (DAPSA) y la petrolera estadounidense Chevron.
El convenio apunta a expandir la red de estaciones de servicio de la compañía argentina más allá de las fronteras nacionales y a consolidar una plataforma regional de comercialización de combustibles y lubricantes.
Dapsa, controlada por el holding Sociedad Comercial del Plata, busca internacionalizar su modelo de negocios replicando su esquema operativo en otros países de la región, apoyada en la provisión de productos de Chevron y en una estrategia conjunta de logística y abastecimiento.
Según detallaron desde la empresa, el acuerdo no se limita a la compraventa de combustibles y lubricantes, sino que establece un marco de cooperación más amplio.
Esto incluye la evaluación de nuevas áreas de integración y la optimización de la cadena logística, un factor clave para competir en mercados regionales.
En la Argentina, Chevron cuenta con activos estratégicos de primer orden. Es socia de YPF en partes iguales en Loma Campana, el yacimiento de mayor producción de petróleo del país.
Además opera el área El Trapial Este en Vaca Muerta, donde viene incrementando de manera sostenida su producción.
Que representa este acuerdo para Dapsa
Para Dapsa, con más de 50 años de trayectoria en el sector, este acuerdo representa la puerta de entrada a una nueva etapa de crecimiento. Desde la compañía explicaron que la estrategia consiste en fortalecer su modelo local y proyectarlo a escala regional.
La propuesta de valor se apoya en la comercialización de combustibles de alta calidad y en condiciones comerciales competitivas. Esto con el objetivo de ganar participación en mercados limítrofes y aprovechar las sinergias que ofrece esta alianza.
La operación de Dapsa
El músculo operativo de Dapsa en el mercado argentino es uno de los pilares de esta expansión. La empresa opera actualmente unas 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una infraestructura clave para el abastecimiento: una terminal portuaria propia en Dock Sud.
Esta terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos y está conectada mediante oleoductos con las principales refinerías del país, lo que le permite a la compañía una gestión eficiente del suministro. Y también la dota de una posición estratégica dentro del sistema energético nacional.
Dapsa también tiene una participación relevante en el mercado de lubricantes. La compañía concentra alrededor del 10% de la producción local de lubricantes y domina cerca del 60% del segmento de grasas lubricantes.
Estos son activos que ahora buscará proyectar con mayor fuerza en el exterior bajo el paraguas del acuerdo con Chevron.
Pese a la ambición regional, desde la empresa aclararon que Dapsa continuará comercializando productos de origen local en la Argentina, garantizando la continuidad de su oferta actual en las estaciones de servicio del país. Mientras avanza el proceso de integración con la marca estadounidense.
Uno de los aspectos que genera mayor expectativa es la posible unificación de la identidad visual de la red. Desde la compañía indicaron que se evalúa un rebranding regional, que permitiría operar bajo una misma bandera en todos los países donde se concrete la expansión.
Este eventual cambio de imagen buscaría reforzar el posicionamiento de la red, dotarla de mayor reconocimiento regional y acompañar la estrategia de crecimiento conjunto con Chevron en nuevos mercados.
Si bien los detalles técnicos finales del acuerdo permanecen bajo confidencialidad, desde Dapsa destacaron que ya se encuentran trabajando activamente en la identificación de socios estratégicos regionales y en la planificación de las primeras etapas de la expansión.
Con esta alianza, Dapsa y Chevron apuntan a consolidar una plataforma regional de downstream, combinando escala, logística y marca, en un contexto donde la competencia por los mercados de combustibles y lubricantes en América Latina se vuelve cada vez más intensa.
YPF busca ampliar la serie Clase XXXIV con vencimiento en 2034. El fondeo busca respaldar los planes de largo plazo para exportador crudo y el desarrollo del proyecto de GNL.
YPF puso en marcha una nueva etapa de su estrategia financiera para este 2026. La compañía reabrió la licitación de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV, un instrumento clave emitido bajo la legislación de Nueva York. Con esta maniobra, busca captar un flujo de divisas frescas que se situará entre los 300 y 500 millones de dólares adicionales.
Esta búsqueda de financiamiento en los mercados internacionales no es casual: va en línea directa con la ambiciosa hoja de ruta de la compañía, que tiene como eje central la generación de divisas. El fondeo obtenido permitirá dar soporte a los planes exportadores de la petrolera, con especial proyectos como Vaca Muerta Sur (VMOS).
Asimismo, la solidez financiera que busca la empresa con esta operación de hasta 500 millones de dólares es fundamental para los compromisos de inversión de largo plazo asociados al Gas Natural Licuado (GNL).
La colocación actual representa una ampliación de un título lanzado originalmente en enero de 2025. De completarse con éxito, el monto total en circulación de este bono con vencimiento en 2034 se ubicará entre los 1.400 y 1.600 millones de dólares, lo que garantiza una mayor liquidez en los mercados internacionales y una referencia de precio sólida para el crédito corporativo argentino.
Las tasas y rendimientos
En cuanto a las condiciones, las obligaciones negociables devengan una tasa fija del 8,25% anual, aunque la licitación actual apunta a convalidar una tasa de rendimiento del 8%. El esquema de amortización está diseñado para no asfixiar la caja en el corto plazo: el capital se devolverá en tres cuotas anuales (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en 2034).
El proceso de recepción de ofertas estará abierto hasta este miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de entidades como Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, entre otros bancos y ALyCs habilitados.
La operación se realiza bajo el régimen de Emisor Frecuente de la CNV y normas internacionales como la Rule 144A, facilitando el ingreso de capitales extranjeros.
YPF concretó la cesión total de su histórico yacimiento convencional en Chubut como parte del Plan Andes. La operación refuerza la estrategia de concentrar inversiones en el negocio no convencional, con foco en rentabilidad y exportaciones.
YPF confirmó la venta del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos más emblemáticos de la Cuenca del Golfo San Jorge, al Grupo Rovella Capital por un monto total de 575 millones de dólares. La operación se enmarca en el Plan Andes y en el Plan 4×4, la hoja de ruta con la que la compañía busca desprenderse de activos maduros y redirigir recursos hacia proyectos de mayor retorno, especialmente en Vaca Muerta.
El acuerdo fue formalizado mediante contratos firmados entre YPF y Limay Energía S.A., empresa del holding Rovella Capital, y ya fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) como hecho relevante. El cierre definitivo de la transacción quedará sujeto a la aprobación del Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut.
Manantiales Behr es un símbolo histórico para YPF y para la producción convencional argentina. Al tercer trimestre de 2025, el área registraba una producción aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La cesión incluye el traspaso del 100% de la concesión de explotación y de la concesión de transporte sobre tres oleoductos estratégicos: El Trébol–Caleta Córdova, Km 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido. También contempla la venta del stock de materiales en el yacimiento y en el predio de Km 20.
En cuanto a los términos económicos, YPF detalló que el 60% del monto se abonará al momento del cierre y el 40% restante dentro de los doce meses posteriores, con los ajustes habituales de este tipo de operaciones. Rovella Capital se impuso frente a otras compañías del sector que habían presentado ofertas, consolidando así su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La entrada en vigencia de la cesión dependerá ahora de la autorización del gobierno provincial, que deberá evaluar los compromisos técnicos, económicos y operativos asumidos por la nueva operadora. Desde YPF indicaron que el proceso avanza en coordinación con las autoridades para garantizar la continuidad productiva y laboral en la región.
La venta de Manantiales Behr se inscribe en la estrategia de salida ordenada de YPF del convencional, impulsada a través del Proyecto Andes. En paralelo, la compañía ya concretó operaciones similares en Mendoza y Tierra del Fuego. Con este movimiento, YPF refuerza su apuesta por Vaca Muerta y el desarrollo del shale oil y gas, con el objetivo de fortalecer su perfil exportador y alcanzar, hacia 2031, un potencial de exportaciones energéticas por hasta 30.000 millones de dólares anuales.
De este modo, la petrolera da un nuevo paso en su proceso de transformación, mientras Chubut abre una etapa distinta en la gestión de uno de los yacimientos más representativos de su historia.
El pacto entre Mercosur y la UE promete inversiones, seguridad jurídica y nuevos mercados para GNL, litio y cobre. El desafío será cumplir estándares.
La ratificación del acuerdo comercial entre el Mercosur y la Unión Europea, oficializada este sábado en Paraguay tras 25 años de negociaciones, puede convertirse en un punto de inflexión para la Argentina. No solo por la apertura de mercados, sino por el impacto estructural que podría tener sobre la matriz productiva: energía y minería pasan a jugar un rol central en la estrategia de exportaciones, inversiones y divisas para la próxima década.
En el sector, la lectura es clara: el acuerdo no es solamente una reducción de barreras comerciales. También es una señal de estabilidad para proyectos de largo plazo, especialmente en industrias donde las inversiones se miden en miles de millones de dólares y los retornos se construyen en décadas. En esa lógica, el tratado aparece como un marco que ordena reglas, habilita financiamiento y eleva el nivel de exigencias en sostenibilidad y trazabilidad.
El punto de partida ya venía mostrando crecimiento. Durante 2025, la Argentina cerró con exportaciones energéticas cercanas a los 11.000 millones de dólares, mientras que la minería aportó alrededor de 6.000 millones. La expectativa ahora es que el acuerdo con la UE acelere proyectos y permita escalar esos números con un salto cuantitativo, pero también cualitativo, por el tipo de demanda europea y su marco regulatorio.
La minería, con el cobre como protagonista, aparece como uno de los grandes ejes de esta oportunidad. El potencial de exportaciones mineras proyectado hacia 2030 ronda los 12.000 millones de dólares anuales, con una posible escalada hacia los 15.000 millones en 2032. Ese crecimiento dependerá en gran medida de la puesta en marcha de proyectos de cobre de escala global, en un escenario donde se requieren inversiones superiores a los 25.000 millones de dólares para activar iniciativas ya avanzadas.
Litio, cobre y el salto exportador: más producción, más presión por estándares
El litio también se consolida como una pieza clave en el mapa de la transición energética. Con una producción estimada en 140.000 toneladas anuales al cierre de 2025, los proyectos en construcción y ampliación apuntan a más que duplicar ese volumen en el corto plazo. Salta, Jujuy y Catamarca aparecen como nodos estratégicos en un mercado global donde la electromovilidad demanda cada vez más insumos críticos.
En este punto, el acuerdo con la Unión Europea agrega un elemento decisivo: la convergencia en estándares ambientales. Europa exige trazabilidad, controles, certificaciones y un enfoque de “minería responsable” que, para el sector, puede funcionar como un sello de calidad. La lectura empresaria es que cumplir con esos requisitos no solo habilita el acceso, sino que mejora el posicionamiento y el valor agregado de los productos argentinos en cadenas industriales más exigentes.
Al mismo tiempo, ese proceso puede tensionar la ejecución local: exige inversiones complementarias, modernización tecnológica y un salto en infraestructura para sostener volúmenes crecientes. En particular, la logística y el transporte aparecen como cuellos de botella que deberán resolverse si el país busca transformarse en proveedor confiable de minerales críticos.
La UE, por su parte, se mueve con una lógica estratégica: busca reducir dependencias y asegurar abastecimiento para su transición energética. En ese tablero, la Argentina se ofrece como una alternativa estable para minerales como litio y cobre, pero también como plataforma energética para gas natural licuado en un mundo que reordenó su mapa de seguridad energética.
Vaca Muerta y el GNL: la exportación como proyecto de década
En energía, el acuerdo potencia un objetivo que ya estaba en marcha: convertir a la Argentina en un exportador relevante de Gas Natural Licuado. Las proyecciones del sector estiman que, hacia fines de la década, el país podría superar los 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de GNL, si los proyectos se concretan en tiempo y forma.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, prevé una capacidad inicial hacia 2030 de 12 millones de toneladas anuales, con la meta de llegar a 30 millones entre 2032 y 2035. A plena capacidad, el ingreso estimado rondaría los 10.000 millones de dólares anuales, con la posibilidad de escalar a 15.000 millones si se incorporan nuevos socios estratégicos en etapas posteriores.
En paralelo, se destaca el avance de Southern Energy, un consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con una capacidad estimada de 2,4 millones de toneladas anuales. En ese caso, los ingresos proyectados se ubican entre 2.000 y 2.500 millones de dólares por año.
Un dato clave que anticipa la dimensión del negocio es el contrato marco con la compañía alemana SEFE, que prevé la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio hacia finales de 2027. En un contexto de reconfiguración energética global, la demanda europea aparece como un mercado de alta previsibilidad, incluso cuando Asia sigue siendo un objetivo prioritario.
El capítulo futuro: hidrógeno verde y la Patagonia como plataforma
Más allá del gas y la minería, el acuerdo abre un capítulo de mediano y largo plazo: el hidrógeno verde. La Patagonia fue señalada como una región con potencial global por sus condiciones de viento, lo que la convierte en una candidata natural para proyectos de escala industrial.
La hoja de ruta hacia 2050 plantea una ambición alta: producir al menos cinco millones de toneladas anuales de hidrógeno, con inversiones estimadas en 90.000 millones de dólares y la creación de más de 80.000 puestos de trabajo calificados. Para que esa proyección se materialice, el factor europeo vuelve a ser decisivo: cooperación tecnológica, estándares y acceso a mercados que demandan energía limpia certificada.
En este escenario, el acuerdo Mercosur-UE aparece como una ventana trascendental para reposicionar a la Argentina en el mapa global de recursos estratégicos. La oportunidad es real, pero no automática: exige inversión, infraestructura, consistencia regulatoria y capacidad de cumplir con reglas ambientales y comerciales cada vez más estrictas. Si el país logra sostener ese equilibrio, energía y minería podrían convertirse en el núcleo de un nuevo ciclo exportador de gran escala.
El avance del shale neuquino impulsa una creciente demanda de mano de empleos. La industria energética amplía los programas de capacitación para acompañar la expansión productiva y la incorporación de nuevas tecnologías.
El desarrollo sostenido de Vaca Muerta continúa ampliando su impacto económico y laboral en la Patagonia. De acuerdo con proyecciones del sector energético, la actividad no convencional generará más de 50 mil nuevos puestos de trabajo en los próximos años, en un escenario marcado por el incremento de la producción de petróleo y gas y la adopción de tecnologías cada vez más complejas.
El crecimiento del yacimiento se expresa no solo en el aumento de equipos de perforación y etapas de fractura, sino también en una demanda creciente de personal técnico especializado. La evolución de los procesos de fracking elevó los estándares de seguridad, eficiencia y conocimiento operativo, lo que obliga a reforzar la capacitación en todas las fases del upstream.
En este contexto, la cuenca neuquina se consolidó como un polo de formación de referencia a nivel regional. Miles de trabajadores participan actualmente en programas intensivos orientados a tareas de perforación, completación y producción, con esquemas que priorizan la experiencia en campo y la aplicación práctica de los contenidos.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) se posiciona como una pieza central de esta estrategia. El centro de formación técnica especializada, impulsado por la industria, articula programas diseñados para reducir la brecha entre la formación teórica y las exigencias operativas de los yacimientos no convencionales, bajo estándares internacionales de calidad y seguridad.
En los últimos días, Pluspetrol formalizó su incorporación como socio estratégico del instituto, reforzando el entramado de empresas que apuestan a la capacitación como condición clave para sostener el crecimiento del shale argentino. El acuerdo fue suscripto por el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, y el presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis.
Desde el sector destacan que la adhesión de nuevas compañías refleja un compromiso creciente con el desarrollo del capital humano. Bajo la conducción de Horacio Marín, YPF impulsa una visión que integra producción, competitividad y formación, con el objetivo de consolidar a Vaca Muerta como un activo estratégico a nivel global.
La inversión anunciada por Pluspetrol, que asciende a un millón de dólares, permitirá ampliar los programas de entrenamiento en instalaciones reales y fortalecer competencias en áreas críticas como perforación, producción y mantenimiento. La compañía, con más de 40 años de trayectoria en Neuquén, se suma así a una estrategia de largo plazo orientada a anticipar la demanda de perfiles técnicos especializados.
El Instituto Vaca Muerta fue creado a partir de un estudio prospectivo desarrollado por la Fundación YPF, que identificó las necesidades laborales y tecnológicas del upstream para la próxima década. A comienzos de enero, TotalEnergies se convirtió en la primera empresa internacional en integrarse al proyecto, consolidando su carácter federal y colaborativo.
Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro fortaleció el control de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas, con comisiones técnicas e inspecciones junto a Ambiente y el DPA para verificar el cumplimiento en toda la provincia.
El año pasado, la Provincia alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas (Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol), que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con plazos extendidos hasta 2035 y 2037. Los acuerdos fueron ratificados por la Legislatura provincial, tal cual lo establece la normativa vigente.
Además de los compromisos de inversión, se incluyeron USD 39,1 millones como ingresos extraordinarios para Río Negro y USD 500 mil anuales destinados a programas de capacitación. Según lo establecido por la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento sólo pueden aplicar esos recursos a obras y equipamientos, con prohibición expresa de utilizarlos para gastos corrientes.
Seguimiento técnico, información y presencia territorial
Sobre fines del año, la Secretaría mantuvo reuniones con operadoras en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos, con participación de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas (DPA), para evaluar actividad, cumplimiento de compromisos y proyecciones de trabajo.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
En ese esquema de trabajo, también se realizaron instancias de actualización con Phoenix Global Resources, que tiene un contrato de exploración y ha obtenido buenos resultados en actividad no convencional vinculada a la formación Vaca Muerta, del lado rionegrino de la Cuenca Sedimentaria Neuquina.
Más actividad y control sobre los compromisos
A nivel general, la actividad desarrollada durante 2025 incluyó 11 pozos nuevos (siete convencionales y cuatro no convencionales) y 30 intervenciones (workover) para sostener o recuperar la producción y extender la vida útil de pozos existentes.
En campo, la fiscalización se sostiene con inspecciones periódicas y control de parámetros clave: seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, en coordinación con los organismos provinciales que intervienen en cada operación.
Proyección y reglas claras
Las agendas de seguimiento continuarán con instancias presenciales ya programadas para el inicio de 2026, sosteniendo un esquema de control sistemático sobre compromisos e inversiones.
En paralelo, el Gobierno Provincial ratificó que, frente a concesiones donde no se alcancen acuerdos, se avanzará con relicitaciones para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental, priorizando la evaluación de pasivos ambientales y una explotación racional del recurso.
Pasantías: más oportunidades para estudiantes rionegrinos
Como parte de las cláusulas vinculadas a las prórrogas, Río Negro consolidó un esquema para garantizar pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas mediante actas acuerdo con sedes de la Universidad Nacional de Río Negro y con la FADECS, de la Universidad Nacional del Comahue, a través de un mecanismo de coordinación con la Unidad Provincial de Enlace con Universidades.
El sistema actual eleva la exigencia a cinco pasantes por empresa y prioriza que esas oportunidades sean para estudiantes rionegrinos, articulando perfiles y convocatorias con las universidades.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén informó el cierre de su balance de infraestructura 2025, con una inversión superior a los $8.700 millones de pesos destinados exclusivamente a obras hídricas y de saneamiento. Si bien estas obras tienen un fuerte componente de impacto social y urbano, para el sector energético representan un eslabón fundamental en la logística de servicios que sostiene el crecimiento de la cuenca neuquina.
1. Los números de la inversión
Durante 2025, a través del Ministerio de Infraestructura y el Ente Provincial de Agua y Saneamiento (EPAS), se ejecutaron 12 obras estratégicas y se mantienen 13 más en proceso de licitación o ejecución para 2026.
Monto total: +$8.700 millones.
Alcance: Mejora en el suministro de agua potable y sistemas de saneamiento en nodos clave de la provincia.
Financiamiento: Recursos propios provinciales y acuerdos de financiamiento externo, ante la retirada de fondos nacionales para obra pública.
2. El factor Vaca Muerta: Agua y Saneamiento para la “zona de servicios”
Para los operadores de la industria de Oil & Gas, la inversión en infraestructura hídrica no es un dato menor por dos razones estratégicas que conectamos para nuestros suscriptores:
Sustentabilidad Urbana en Añelo y alrededores: El crecimiento de la producción en Vaca Muerta ha generado una presión demográfica sin precedentes en localidades como Añelo, Centenario y San Patricio del Chañar. Sin agua potable ni redes de cloacas eficientes, el asentamiento de las empresas de servicios especiales y de la mano de obra operativa se vuelve inviable. Estas obras garantizan que las “ciudades base” de la industria puedan absorber el flujo de personal previsto para 2026.
Seguridad Hídrica y Convivencia Social: La competencia por el recurso hídrico es uno de los puntos sensibles en la agenda de Responsabilidad Social Empresarial (RSE). Al fortalecer las redes de agua potable civil, la provincia reduce la conflictividad social y asegura que el uso industrial del agua (fundamental para el fracking) no entre en colisión con las necesidades básicas de la población.
3. Obras clave con impacto en el sector
Dentro del paquete de obras, destacan aquellas que benefician directamente al corredor petrolero:
Mejoras en el Sistema de Agua en la Confluencia: Vital para el centro logístico que une Neuquén Capital con las bases operativas.
Saneamiento en el interior: Fortalecimiento de plantas de tratamiento que evitan la contaminación de las cuencas, un requisito ambiental estricto para las operadoras internacionales que deben cumplir estándares ESG (Ambiental, Social y Gobernanza).
4. Proyección 2026: El desafío de la escala
Con Vaca Muerta proyectando niveles de producción récord y la construcción de nuevos oleoductos y gasoductos (como el Duplicar y el Vaca Muerta Sur), la demanda de infraestructura civil seguirá en aumento.
Desde Runrún Energético observamos que el presupuesto de $8.700 millones ejecutado en 2025 es un piso necesario, pero para 2026 se requerirá una mayor integración entre los planes de infraestructura provinciales y las inversiones de las operadoras a través de esquemas de colaboración público-privada (PPP).
Data Clave para el suscriptor:
Foco: La provincia busca blindar la “paz social” y la operatividad logística mediante servicios básicos eficientes.
Dato Técnico: El EPAS ha priorizado obras de reacondicionamiento de plantas potabilizadoras que habían quedado obsoletas ante el crecimiento explosivo de la población vinculada al sector energético.
Lo que viene: Se espera que para el segundo semestre de 2026, la provincia licite nuevas obras de captación de agua en el Río Neuquén específicas para uso industrial y residencial combinado.
Para entender el presente de Yacimientos Mineros de Agua de Dionisio (YMAD), es necesario retroceder a 1958. Lo que nació como un sueño de desarrollo entre una universidad y una provincia, se convirtió en un laberinto judicial que recién en este 2026 parece encontrar una hoja de ruta clara.
El reciente acuerdo conciliatorio entre la provincia de Catamarca y la Universidad Nacional de Tucumán (UNT) no es solo un trámite administrativo; es la definición de cómo se repartirán miles de millones de pesos provenientes del suelo catamarqueño.
1. El origen: ¿Por qué una universidad recibe dinero de la minería?
La Ley 14.771 creó YMAD para explotar los yacimientos de oro y plata en el “Pedimento Peirano” (Catamarca). Estableció un reparto de utilidades netas muy específico:
60% para la provincia de Catamarca.
40% para la UNT, con una condición: ese porcentaje era para construir su “Ciudad Universitaria”. Una vez terminada la obra, el beneficio de la UNT debía bajar al 20%, y el otro 20% restante distribuirse entre todas las universidades nacionales del país.
2. El conflicto: El acta de 2008 y las causas judiciales
En 2008, las autoridades de la UNT de aquel entonces declararon la obra “terminada” y aceptaron reducir su parte al 20% para tener libre disponibilidad del dinero (sin tener que rendir cuentas por obras).
Esto desató un escándalo: la Ciudad Universitaria estaba lejos de terminarse y los fondos recibidos hasta entonces fueron objeto de denuncias por administración fraudulenta, sobreprecios y colocaciones financieras irregulares. La justicia federal procesó a ex directivos, y Catamarca comenzó a reclamar un mayor control sobre la empresa.
3. El escenario 2026: La “deuda” de los 135.000 metros cuadrados
Tras años de litigio, el nuevo acuerdo ratificado para este año redefine la “deuda” de YMAD con la UNT no en pesos, sino en ladrillos. Se determinó que para considerar finalizada la Ciudad Universitaria, resta construir el equivalente a 135.000 m² de infraestructura moderna.
Las cifras del impacto económico:
Monto estimado: Considerando un costo de construcción de USD 2.000 por m², la inversión necesaria asciende a unos $405.000 millones de pesos.
Comparación: Para tomar dimensión, esta cifra supera en un 15% todo el presupuesto de obra pública que la provincia de Catamarca tiene previsto para 2026 ($351.317 millones).
Origen de los fondos: El dinero sale principalmente de la operación propia de Farallón Negro y de las utilidades que generan las asociaciones con empresas privadas en el área de reserva.
4. ¿Qué cambia a partir de ahora? (Control y Auditoría)
A diferencia del pasado, el flujo de dinero para la UNT en 2026 tiene “candados”:
Restitución condicionada: La UNT vuelve a percibir el 40% de las utilidades, pero solo podrá aplicarlos a planes de obra auditables y aprobados por el directorio de YMAD.
Fondo de Garantía: Se retiene un 8% de los fondos de la universidad para cubrir eventuales juicios, protegiendo el patrimonio de la empresa y de la provincia.
El “Vencimiento” del beneficio: Una vez que se certifique la construcción de los 135.000 m², la UNT pasará definitivamente al 20% de participación, permitiendo que el sistema universitario nacional empiece a percibir su parte por primera vez en la historia.
Conclusión: Una nueva gobernanza
Con el Estado Nacional fuera del directorio desde enero de 2026, YMAD queda bajo control mayoritario de Catamarca (que tiene la presidencia y 3 de los 5 directores). El desafío para la gestión actual será garantizar que cada gramo de oro extraído se convierta efectivamente en infraestructura educativa verificable, cerrando una herida de casi 70 años de promesas incumplidas.
El Brent terminó cerca de los USD 64 por barril y el WTI alrededor de los USD 59. Ambos crudos mostraron variaciones diarias y un comportamiento irregular a lo largo del mes.
Los precios internacionales del petróleo finalizaron la última semana con valores similares a los registrados a comienzos de enero, en un escenario marcado por oscilaciones diarias y señales mixtas en el mercado. El viernes 16 de enero, el crudo Brent, referencia para Europa, cerró en torno a los 64,13 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, se ubicó cerca de los 59,13 dólares.
Durante la semana, el Brent alcanzó picos levemente superiores a los 65 dólares por barril, aunque también registró jornadas de retroceso. En el balance diario del viernes, el crudo europeo mostró una leve suba respecto de la rueda previa, reflejando una dinámica de ajustes constantes sin una tendencia definida en el corto plazo.
El WTI, en tanto, presentó una mayor volatilidad. Si bien el promedio de enero se mantuvo en torno a los 58,6 dólares por barril, el precio experimentó bajas significativas en algunas ruedas, incluido el cierre del viernes, cuando registró una caída diaria superior al 4%. A lo largo del mes, el crudo estadounidense se movió mayormente dentro de un rango acotado, entre los 58 y 60 dólares.
Datos de mercado indican que, si bien los precios del petróleo se ubicaron en niveles similares o levemente superiores a los de diciembre, el comportamiento de enero estuvo atravesado por fluctuaciones permanentes, sin una dirección clara y sostenida. Analistas coinciden en que esta dinámica responde a factores de corto plazo que impactan sobre la oferta y la demanda global.
En este contexto, el mercado petrolero continúa mostrando cautela, con valores que se mantienen relativamente estables pero sensibles a los cambios en el escenario económico y energético internacional.
El crecimiento sostenido que viene generando el desarrollo de grandes obras estratégicas en torno a la industria y la energía, con foco en Vaca Muerta, activa que firmas con fuerte presencia regional, como Diesel Lange, busquen fortalecer su estructura para estar a tono con un contexto dinámico.
Es por eso que activaron la búsqueda de un/a vendedor/a de equipos de construcción para su operación en la zona, un perfil comercial con experiencia en la venta de maquinaria, orientación al cliente y capacidad para generar relaciones de largo plazo.
Con una flota que se renueva y crece de la mano de esta concesionaria oficial de la reconocida a nivel internacional John Deere, Diesel Lange ya logró posicionarse con una trayectoria consolidada y una red de sucursales que acompañan el desarrollo productivo.
Así, se convirtieron en un socio estratégico para el sector, que espera sumar a un nuevo integrante, que tendrá como responsabilidad la gestión integral del proceso de ventas, la prospección y desarrollo de nuevos clientes, el asesoramiento técnico-comercial sobre equipos John Deere, la elaboración de cotizaciones y el seguimiento de las operaciones.
Para una rutina full-time y presencial, apuntan a postulantes graduados, como mínimo con título de tecnicatura y que ya cuenten con experiencia en puestos similares, con conocimiento en retroexcavadoras, palas cargadoras, motoniveladoras, excavadoras, topadores, entre otros, además de actitud proactiva y orientada al logro de resultados. Se valorarán además, las habilidades de negociación y la disponibilidad para viajar.
Conscientes de la importancia de cumplir con las necesidades de sus clientes en la búsqueda de soluciones, apuntan a ofrecerles una atención integral que les permita fidelizar y ampliar las cuentas claves
El Ministerio de Energía lanzó una fuerte apuesta por el Mar del Norte, el Mar de Noruega y el Ártico. Con un “libro blanco” en marcha para 2027, Oslo busca sostener su rol como principal proveedor de gas de Europa ante la caída de las inversiones.
Noruega ha reafirmado su decisión de consolidarse como el garante energético de Europa. En una medida clave para el futuro de su plataforma continental, el Ministerio de Energía adjudicó participaciones en 57 licencias de exploración de petróleo y gas a un total de 19 empresas. La adjudicación, parte de la ronda anual APA (Áreas Predefinidas), se produce en un momento de tensión entre la necesidad de sostener los ingresos fiscales y el declive natural de sus campos maduros.
“La industria del petróleo y el gas debe desarrollarse, no eliminarse gradualmente”, sostuvo el primer ministro Jonas Gahr Støre. Esta visión se materializará en un documento estratégico -un libro blanco- que el Gobierno enviará al Parlamento en 2027 para fijar las bases de la política energética de la próxima década.
El megaproyecto VMOS, con financiamiento privado de 3.000 millones de dólares, ya superó la mitad de su construcción y potenciará exportaciones de petróleo desde Neuquén hacia el mar.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó el significativo avance del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la obra de infraestructura energética más importante de los últimos 50 años en Argentina. Según el anuncio oficial del Ministerio de Economía, la construcción del proyecto ya superó el 50% de ejecución, lo que representa un hito clave para el desarrollo del sector hidrocarburífero no convencional.
En su cuenta de la red social X, la cartera económica celebró: “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”.
El VMOS es un megaproyecto de infraestructura privada que conectará la cuenca neuquina con un puerto de aguas profundas en la provincia de Río Negro. Con una extensión total de 437 kilómetros, la nueva infraestructura permitirá transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo cuando alcance su capacidad máxima, prevista para el año 2027.
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En una primera etapa, que se espera completar a fines de 2026, el sistema habilitará el despacho de 180.000 barriles diarios, equivalente a la mitad de la producción total de crudo del país en la actualidad.
El proyecto es impulsado por un consorcio liderado por YPF e integrado por empresas como Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía. La inversión total asciende a 3.000 millones de dólares, financiados íntegramente por el sector privado, lo que subraya el compromiso del sector empresarial con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
La obra busca superar las limitaciones actuales en la capacidad de evacuación y exportación del petróleo extraído en la región. Entre sus características destacadas se encuentra un tramo submarino de 15 kilómetros que conectará la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas en alta mar, permitiendo la carga directa de crudo en buques de gran porte.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta.
Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling -MPD).”
La compañía argentina YPF presentará el próximo mes los planes de desarrollo para el bloque La Angostura Norte (LANOR) en la provincia de Neuquén.
La presentación forma parte del proceso de obtención de permisos ambientales gestionado por la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la provincia.
El proyecto LANOR II 2026–27 se enmarca en la concesión Loma la Lata–Sierra Barrosa, una zona productora clave de YPF dentro de la formación Vaca Muerta.
El trabajo propuesto incluye la perforación de 56 pozos en 12 ubicaciones, la construcción de 24 caminos de acceso y la instalación de 12 ductos.
El empuje del shale compensa la caída crítica de las cuencas tradicionales. Vaca Muerta crece a dos dígitos y marca hitos productivos en la Argentina.
La industria del Oil & Gas en la Argentina cerró 2025 con cifras que marcan una brecha histórica entre el mundo del petróleo convencional y el avance del shale. El dato sobresaliente del periodo es el crecimiento a dos dígitos con el que Vaca Muerta consolidó su desempeño, frente al desplome del resto de las cuencas.
La producción de Neuquén en su formación no convencional alcanzó en noviembre los 575,5 Kbbl/día, lo que representa un salto del 31,6% respecto a noviembre de 2024 y un crecimiento extraordinario del 69,5% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este avance resulta determinante al observar el comportamiento del resto de las cuencas del país, que sufrieron un desplome generalizado en sus niveles de extracción. La cuenca de San Jorge -la segunda en importancia en cuanto a nivel de producción y exportaciones-, por ejemplo, registró una caída interanual del 13,6% y de 16,3% frente al mismo período de 2023.
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En la misma provincia de Neuquén se evidencia ese contraste, ya que las operaciones convencionales existentes allí la producción retrocedió un 13,2% interanual, y un 17,7% frente a lo ocurrido dos años atrás.
El escenario se repite en la cuenca Cuyana y la Austral, con bajas del 10% y 7% respectivamente frente al año pasado, y se vuelve crítico en el Noroeste (NOA), donde la actividad se hundió un 24,5% en los últimos doce meses y acumula una pérdida del 41,9% respecto a 2023.
A pesar de este marcado declive en los yacimientos maduros y tradicionales, la potencia del no convencional fue suficiente para compensar las mermas y empujar la aguja hacia arriba. Gracias exclusivamente al aporte de Vaca Muerta, noviembre alcanzó un nuevo nivel de producción histórico para la Argentina, posicionando al país en un escalón productivo histórico.
El gas natural sigue el ritmo del shale
En cuanto al gas, la radiografía del sector revela una tendencia similar a la del petróleo: un crecimiento sólido del segmento no convencional que compensa el declive estructural de las áreas tradicionales.
El desempeño de Vaca Muerta, específicamente en el área neuquina, registró una producción de 63,9 MMm3/d, lo que marca un crecimiento sostenido del 3,3% respecto a noviembre de 2024 y un avance acumulado del 9,0% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este dinamismo en el corazón de la cuenca contrasta drásticamente con el desplome que experimenta la producción convencional en casi todo el territorio. La extracción convencional en Neuquén cayó un 19,8% interanual, mientras que el segmento “Tight” de la misma cuenca sufrió un derrumbe aún más pronunciado del 21,1% respecto al año anterior, con una pérdida acumulada del 34,0% si se compara con noviembre de 2023.
El escenario es igualmente crítico en otras regiones: la cuenca San Jorge retrocedió un 12,9% en el último año y un 19,7% respecto a 2023, la cuenca Cuyana cayó un 14,5% y un muy fuerte 30,5% frente a dos años atrás y el Noroeste (NOA) profundizó su crisis con una baja del 17,5% interanual y de casi un 20% en el bienio.
La única nota positiva fuera del shale neuquino provino de la Cuenca Austral, que logró mantenerse en terreno positivo con una producción de 25,0 MMm3/d, creciendo un 1,6% frente a 2024 y un 4,9% respecto a 2023, gracias a la puesta en marcha de proyecto offshore Fénix que demandó una inversión de u$s700 millones del consorcio operado por Total Austral.
Telecom colocó deuda por US$600 millones con una demanda 3,3 veces superior. La emisión favorece las reservas y consolida su plan financiero.
Telecom Argentina concretó una nueva colocación de deuda por US$ 600 millones en el mercado internacional, en una operación que recibió un fuerte respaldo de los inversores y que, además, favorece la acumulación de reservas del Banco Central.
La emisión se realizó en el marco de su Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 4.200 millones, aprobado por la Comisión Nacional de Valores, y se destacó por su elevada demanda, el plazo alcanzado y la tasa obtenida.
La operación se inscribe en un contexto en el que empresas de primera línea vuelven a acceder al financiamiento externo, aportando divisas al sistema financiero local y contribuyendo a fortalecer la posición cambiaria, en línea con la estrategia oficial de recomposición de reservas.
Demanda récord y condiciones financieras destacadas
En esta emisión puntual, Telecom recibió ofertas por US$ 2.427 millones, a través de 174 órdenes, lo que permitió adjudicar un monto final de US$ 600 millones. De este modo, la demanda resultó 3,3 veces superior al monto emitido, un dato que refleja el apetito de los inversores por activos corporativos argentinos de alta calificación relativa.
“Este resultado refleja la consistencia de la estrategia de negocios de la compañía y la solidez de su desempeño operativo, factores que generaron un fuerte respaldo por parte de inversores institucionales”, destacó la empresa en un comunicado oficial.
Los títulos se estructuraron a un plazo final de 10 años, con vencimiento el 20 de enero de 2036, y un plazo promedio de 9,5 años. La colocación se realizó a una tasa fija nominal anual del 8,50%, con un rendimiento del 8,625%, lo que representa el nivel más bajo de todas las emisiones internacionales de Telecom desde 2019. Además, la operación logró una compresión de 50 puntos básicos frente a la referencia inicial brindada al mercado.
Por estas características, la emisión se destacó por alcanzar uno de los plazos más largos en la historia de la compañía y por concentrar el mayor volumen de interés de inversores para una emisión corporativa argentina desde la reapertura del mercado internacional en 2024.
Destino de los fondos y estrategia de largo plazo
Según informó la empresa, los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la gestión activa del perfil de deuda, incluyendo la refinanciación de pasivos existentes, entre ellos préstamos asociados a la adquisición de Telefónica Móviles Argentina (TMA). El objetivo es preservar un nivel de apalancamiento consistente con el plan financiero de largo plazo.
En paralelo, la operación permitirá seguir respaldando el plan de inversiones, que durante 2025 ascendió a aproximadamente US$ 2.000 millones, orientado a sostener y ampliar la infraestructura tecnológica y los servicios de conectividad.
Desde una mirada macroeconómica, este tipo de colocaciones corporativas en dólares contribuye a mejorar la oferta de divisas, facilita la acumulación de reservas por parte del Banco Central y envía una señal positiva al mercado financiero respecto de la capacidad de las empresas argentinas para acceder a financiamiento en condiciones competitivas, aun en un contexto de riesgo país elevado.
Participación de bancos globales y colocadores locales
La emisión contó con la participación de J.P. Morgan, BBVA, Santander, Citigroup y Deutsche Bank Securities como Global Coordinators y Joint Bookrunners en el exterior. En el ámbito local, actuaron como colocadores Banco Santander Argentina, ICBC Argentina, Macro Securities, Balanz Capital, Latin Securities y Banco CMF.
La presidenta interina anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
La presidenta encargada Delcy Rodríguez propuso el jueves una reforma de la ley de hidrocarburos y solicitó a la Asamblea Nacional aprobar el nuevo marco legal, mientras los inversionistas estadounidenses presionan para que se facilite el acceso a la industria petrolera de Venezuela.
Rodríguez, quien prestó juramento el 5 de enero tras el derrocamiento de su predecesor Nicolás Maduro, declaró durante el discurso presidencial anual ante legisladores que si le correspondía ir a Washington, hasta hace poco su archienemigo político, lo haría “de pie” y “no arrastrada”.
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Agregó que “hemos traído el proyecto de ley de reforma parcial de la ley orgánica de hidrocarburos” con el que se atraerían “flujos de inversiones que sean incorporados a nuevos campos (petroleros), a campos donde nunca se ha hecho inversión y campos donde no hay infraestructura”.
Hasta ahora, la ley de hidrocarburos contempla que la estatal Petróleos de Venezuela y un socio extranjero trabajen de forma conjunta un campo, pero con la participación mayoritaria de la PDVSA.
Rodríguez no dio detalles de los cambios en la propuesta legal. La presidenta encargada también anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
Estados Unidos dijo que completó las primeras ventas de petróleo venezolano por 500 millones de dólares, que forman parte de un acuerdo de 2,000 millones de dólares alcanzado a principios de mes entre Caracas y Washington.
Fue hace unos días cuando se notificó un derrame de petróleo en el muelle de Otamerica, en Puerto Rosales. La empresa aseguró que “la ausencia de producto remanente” y que estará en contacto con la comunidad para informar sobre lo sucedido.
Días atrás se produjo un derrame de petróleo en el Estuario de Bahía Blanca que activó todas las alarmas. El incidente ocurrió en Puerto Rosales, en el muelle de la operadora Otamerica, que tras detectar una «situación anómala» suspendió sus operaciones y realizó una inspección de sus instalaciones.
El pasado 8 de enero, a partir del incidente, la empresa activó el Plan de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos en el Agua (PLANACON), mediante el aviso a la Prefectura Naval Argentina (PNA).
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Según informó la compañía, al percatarse del derrame suspendió las operaciones y llevó a cabo una inspección de las instalaciones y del espejo del agua. Realizó trabajos de contención y control por medio de barreras absorbentes y afirmó que hubo aproximadamente un total de 40 litros de petróleo vertidos en el estuario.
A la madrugada del día siguiente, informaron que llevaron a cabo relevamientos adicionales que «confirmaron la ausencia de producto remanente» en el lugar. La compañía continuó con los monitoreos marítimos y aéreos, con presencia del ministerio de Medio Ambiente de la Provincia.
«Durante todo momento Otamerica estuvo (y estará) en contacto y a total disposición de las autoridades y de toda la comunidad, para informar sobre lo ocurrido», prometió la empresa en un comunicado.
Antecedentes en el Estuario de Bahía Blanca
En el Estuario de Bahía Blanca existen antecedentes similares ya que, entre diciembre de 2023 y enero de 2024, ocurrieron dos derrames en poco tiempo que fueron reconocidos por la empresa.
El 26 de diciembre de 2023, el incidente fue causado por un inconveniente con el amarre de un buque, cuando la empresa se llamaba Oiltanking Ebytem S. A. Según informaron en su momento, el hecho sucedió «durante el amarre del buque Cabo Sounion y este sin haber iniciado operaciones (el buque no tenía sus mangueras de bombeo conectadas)».
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca al Concurso Público Nacional e Internacional para concesiones de explotación y eventual exploración complementaria de hidrocarburos convencionales en las áreas Medianera, Rinconada–Puesto Morales y Las Bases.
La convocatoria busca reimpulsar la actividad en áreas hidrocarburíferas maduras de la provincia, promoviendo inversión, continuidad operativa, incremento de producción y empleo, bajo un proceso competitivo y transparente, con acceso a información técnica y reglas definidas en el pliego.
Áreas con distinto perfil y nivel de actividad
Medianera se ubica a pocos kilómetros de Catriel, tiene 54 km² y registra 122 pozos perforados, con una alta proporción de pozos inactivos, por lo que sus principales oportunidades se vinculan a la continuidad operativa, la reactivación/puesta en marcha y mejoras en recuperación, incluyendo la revisión de esquemas de inyección.
La concesión Rinconada–Puesto Morales está compuesta por dos sectores separados geográficamente por unos 25 km: Puesto Morales (de 126,5 km²) concentra el mayor orden de magnitud, con 110 pozos y 38 en extracción efectiva, mientras que Rinconada (de 114,7 km²) tiene menor actividad actual, con 23 pozos y 1 pozo en extracción efectiva, requiriendo trabajos de recuperación e intervenciones para frenar el declino.
Por su parte, Las Bases (de 67,9 km²) se localiza al norte de General Roca e integra los yacimientos Las Bases y Estancia El Colorado, con predominio gasífero; cuenta con 6 pozos y, según el informe, los pozos gasíferos permanecieron cerrados durante 2024 y 2025, por lo que la estrategia se orienta especialmente a reactivación de pozos y nueva perforación en un marco de condiciones económicas favorables para el gas.
La iniciativa está orientada a operadores con capacidad técnica y financiera para sostener y mejorar el desempeño de yacimientos con historia productiva, incorporando acciones de recuperación, optimización y, cuando corresponda, exploración complementaria.
Cronograma oficial del proceso
La venta de pliegos y el acceso a la información técnica estarán habilitados desde el 19 de enero de 2026 en la web oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. La presentación de sobres cerrará el 27 de febrero de 2026 a las 10, y el acto de apertura se realizará ese mismo día a las 12, con apertura de los sobres A y B.
Acceso a pliegos e información técnica
El pliego establece los requisitos de participación y el mecanismo de evaluación. Desde el 19 de enero de 2026 se habilita el acceso a la información técnica correspondiente mediante Data Room, junto con el circuito de venta/consulta de pliegos y la coordinación de visitas a las áreas.
México podría abrir una nueva etapa en su industria petrolera. Grandes compañías internacionales como Chevron, Exxon Mobil y BP, junto con firmas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar, mantienen conversaciones con la Secretaría de Energía (Sener) y Petróleos Mexicanos (Pemex) para integrarse a proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, principalmente en campos marinos.
De acuerdo con información publicada por EL CEO, basada en fuentes del sector, las propuestas ya fueron presentadas a la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y contemplan desarrollos que requerirán capital privado y que podrían aportar entre 22,000 y 50,000 barriles diarios por campo.
En conjunto, la producción potencial rondaría los 200,000 barriles diarios, un volumen similar al que se espera del mega yacimiento Zama, donde participa el empresario Carlos Slim.
Según estas mismas fuentes, el objetivo central de los proyectos es detener la caída en la producción de petróleo y gas en los próximos 10 años, uno de los principales retos que enfrenta Pemex y el sector energético nacional.
¿Qué petroleras están interesadas en participar en nuevos campos en México?
Las conversaciones involucran a tres de las petroleras más grandes del mundo:
Chevron
Exxon
MobilBPA
Ellas se suman empresas mexicanas con presencia en el sector energético:
Diavaz
Opex
Jaguar
Exploración y Producción
Las fuentes citadas por EL CEO señalan que las compañías han manifestado interés en campos ubicados principalmente en aguas someras, donde el desarrollo técnico es más viable y los tiempos de producción pueden ser más cortos que en proyectos de aguas profundas.
¿Cuánto petróleo podrían producir estos proyectos?
Las propuestas planteadas ante Sener contemplan distintos campos, no todos con el mismo potencial.
Sin embargo, los rangos estimados son claros:
Cada campo podría producir entre 22,000 y 50,000 barriles diarios.
La producción conjunta podría acercarse a 200,000 barriles diarios.
Este volumen es relevante porque se acerca a lo que se espera del campo Zama, uno de los mayores descubrimientos petroleros en aguas someras del Golfo de México, cuya producción estimada es de 180,000 barriles diarios una vez que entre en operación.
¿Por qué México busca atraer de nuevo a petroleras privadas?
De acuerdo con las fuentes del sector citadas por EL CEO, el propósito principal de estos proyectos es frenar el declive de la producción de hidrocarburos que México ha registrado en los últimos años.
Pemex enfrenta retos financieros y operativos importantes, y el gobierno federal ha señalado que necesita nuevas inversiones para sostener la producción de petróleo y gas en el mediano y largo plazo.
Estos posibles acuerdos se inscriben en el marco de la reforma energética que entró en vigor el año pasado, con la cual el gobierno abrió la puerta a una mayor participación privada, aunque bajo esquemas donde el Estado mantiene un papel central.
¿Bajo qué tipo de contratos podrían operar estas empresas?
Hasta ahora, no se ha definido públicamente bajo qué modalidad participarían las compañías, en caso de recibir el visto bueno de Sener y Pemex.
Lo que sí se sabe, según las fuentes consultadas, es que estarían sujetas a los tipos de contratos previstos en la reforma energética vigente, la cual busca combinar inversión privada con control estatal.
Este punto es clave, ya que el diseño de los contratos ha sido uno de los factores que más ha influido en el interés —o desinterés— de grandes petroleras por operar en México.
¿Qué está pasando con los contratos mixtos impulsados por el gobierno?
La posible llegada de Chevron, Exxon y BP contrasta con los resultados iniciales de los contratos mixtos promovidos por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.
Estos contratos forman parte de la estrategia gubernamental para que, a partir de 2027, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) deje de respaldar financieramente a Pemex y la empresa productiva del Estado alcance una mayor autosuficiencia.
Sin embargo, la primera ronda de adjudicación tuvo un alcance limitado.
Solo se asignaron cinco contratos
Los ganadores fueron Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Geolis, Petrolera Miahuapan y CESIGSA.
Su aportación conjunta se estima en alrededor de 40,000 barriles diarios.
Esa cifra representa apenas 2.2% de la meta nacional de 1.8 millones de barriles diarios fijada por el gobierno federal.
¿Por qué estos contratos no han resultado atractivos para grandes petroleras?
Especialistas citados por EL CEO señalan que el bajo interés de grandes jugadores internacionales se explica, en buena medida, por el nivel de riesgo de los contratos mixtos.
Bajo estos esquemas, las empresas privadas no tendrían el control del proyecto, lo que limita su capacidad de decisión sobre inversión, operación y recuperación de capital.
Esto, de acuerdo con analistas del sector, reduce el atractivo financiero frente a otros países donde las condiciones contractuales son más flexibles.
¿Qué implicaría para México que entren Chevron, Exxon y BP?
Si las negociaciones avanzan y se concretan proyectos, México podría:
Recibir capital fresco para exploración y extracción.
Aumentar la producción de crudo en aguas someras.
Aliviar parte de la presión sobre Pemex.
Ganar tiempo para enfrentar el reto estructural de su industria petrolera.
No obstante, cualquier acuerdo dependerá del diseño final de los contratos, de la evaluación técnica de los campos y del aval formal de Sener y Pemex.
Lo que sí está confirmado y lo que aún no
Información confirmada por fuentes del sector y por EL CEO:
Existen pláticas en curso con petroleras internacionales y mexicanas.
Las propuestas ya fueron presentadas a la Secretaría de Energía.
El objetivo es detener la caída de la producción en los próximos 10 años.
El comunicado oficial señala que esta disposición está respaldada por la normativa nacional y los convenios internacionales firmados por el Estado Plurinacional de Bolivia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) emitió un comunicado en las últimas horas para aclarar que los extranjeros que ingresen al país con vehículos motorizados pueden realizar la carga de combustible con total normalidad en todas las estaciones de servicio de Bolivia.
Según el pronunciamiento oficial, esta medida se enmarca en la normativa vigente y en los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia.
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“La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de la normativa vigente y de los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia, informa a la opinión pública que los extranjeros que ingresen al país con vehículo motorizado pueden realizar la carga de combustible”, señala el comunicado.
La ANH recordó además que, a nivel nacional, los vehículos bolivianos deben contar con el registro B-Sisa para acceder al carburante, requisito que no aplica para los motorizados con placa extranjera.
La entidad aseguró que existe combustible disponible en todas las estaciones de servicio del territorio nacional, tanto para usuarios nacionales como extranjeros.
El sector energético argentino atraviesa un momento de definiciones estratégicas que podrían reconfigurar su perfil exportador para la próxima década. Mientras la industria debate la velocidad de exploración en el Mar Argentino frente a los avances de países vecinos como Uruguay y Brasil, en el extremo sur del país la formación Palermo Aike comienza a consolidarse como la “hermana menor” de Vaca Muerta, con un potencial estimado de 10.000 millones de barriles de petróleo.
Este dinamismo se da en un contexto de consolidación productiva. Según el anuario 2025 del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A., el país cerró el último año con un superávit comercial energético superior a los 6.900 millones de dólares, impulsado por un crecimiento del 34% en las etapas de fractura en Vaca Muerta y el inicio de proyectos clave como Fénix en la Cuenca Austral.
Estos indicadores no solo refuerzan la soberanía energética, sino que posicionan a la Argentina como un actor competitivo en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica.
Análisis: Los indicadores que marcan la agenda
A continuación, analizamos los datos clave que sustentan el impacto de estos nuevos yacimientos en la balanza comercial de 2026:
Superávit Comercial Récord: Argentina alcanzó un superávit de US$ 6.911 millones en los primeros once meses de 2025. Esto fue posible gracias a un incremento del 16% en las exportaciones y una caída del 19% en las importaciones energéticas.
Vaca Muerta en Máximos: El año pasado cerró con 23.896 etapas de fractura, un salto del 34% interanual. YPF lideró la actividad con el 52% del total, logrando hitos de eficiencia como pozos horizontales de más de 8.000 metros.
La irrupción de Palermo Aike: Con 12.600 km², esta formación en Santa Cruz busca replicar el éxito de Neuquén. Su ventaja estratégica radica en la cercanía a terminales marítimas, lo que facilitaría la exportación directa sin los cuellos de botella que hoy enfrenta la Cuenca Neuquina.
Competencia Offshore: Mientras Argentina procesa los datos del pozo Argerich-1, la región acelera. Uruguay y Brasil ya tienen compromisos de perforación para 2026-2027, lo que obliga al país a agilizar sus marcos regulatorios para no perder terreno en el Atlántico Sur.
Contexto Geopolítico: La reciente intervención de EE.UU. en el mercado petrolero de Venezuela plantea un nuevo escenario de competencia regional. Sin embargo, la calidad del crudo liviano argentino y la infraestructura ya ejecutada mantienen al país con una ventaja competitiva sólida para el 2026.
Este escenario refuerza la necesidad de estabilidad normativa para transformar el conocimiento geológico acumulado en producción real y constante.
El oleoducto VMOS unirá Neuquén con Río Negro y permitirá ampliar la salida de petróleo hacia el exterior, tras la obtención de un financiamiento sin precedentes para el sector energético local.
El proyecto permitirá transferir crudo directamente a buques de gran porte para su envío a mercados internacionales El Vaca Muerta Oil Sur, VMOS, el gasoducto ya está construido un un 50%, anunció esta tarde el ministerio de Economía.
“La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo.
“La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027″, detalló Economía.
Los detalles de VMOS
El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro . Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.
El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.
La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
El oleoducto VMOS conectará Añelo
El oleoducto VMOS conectará Añelo con Punta Colorada, facilitando la exportación de crudo de Vaca Muerta a gran escala (YPF) El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027.
En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.
El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.
Financiación
La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.
El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.
La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.
Venezuela posee muchos y variados recursos naturales y una memoria democrática que la dictadura chavista no ha logrado borrar en la mayoría de sus ciudadanos.
La salida del poder de Maduro genera varios interrogantes sobre la futura administración del gobierno venezolano. Seguramente, el inicio de este proceso de cambio estará caracterizado por una fuerte injerencia de Estados Unidos en las decisiones políticas y económicas de ese país, por lo menos mientras dure la administración Trump.
Independientemente de la incertidumbre coyuntural, la caída de Maduro no impactará a la economía de los países de América Latina con excepción, claro, de Cuba que históricamente ha dependido de algunos “servicios” y del petróleo venezolano. Tampoco en el mercado petrolero ni en el desarrollo de Vaca Muerta.
Venezuela atesora la principal reserva comprobada de crudo a nivel mundial. De acuerdo con informes de la EIA, Energy Information Administration cuenta con más de 300.000 millones de barriles o 300 billones de barriles (bb) de crudo pesado y extrapesado. Pero, solo produce 0,9 millones de barriles diarios (mbd), mientras que EEUU con reservas de 74 bb, (25% de Venezuela) es el mayor productor del mundo con 14 millones diarios,15 veces Venezuela. Es decir, no es cuestión de reservas sino de capacidad para ponerlas en valor.
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Venezuela llegó a producir en los 90, antes del chavismo, hasta 3,5 mbd y, para volver a conseguir esa producción, sería necesario invertir más de U$ 80.000 millones, dado el estado deplorable de equipos e instalaciones, y también tiempo, entre 5 y 10 años.
A pesar de la encendida e insistente convocatoria de Trump a las principales petroleras estadounidenses a invertir en Venezuela, la respuesta de estas ha sido muy cauta. No están dispuestas a participar mientras no se aclare el panorama institucional y legal en el país, y algunas como Conoco- Phillips y Exxon Mobile exigen antes pagos por más de USD 30.000 millones, por las expropiaciones de Chávez.
Razón no les falta a las petroleras, las condiciones de incertidumbre imperantes a corto y mediano plazo no son propicias para realizar inversiones de envergadura que inmovilizarán por décadas, máxime cuando la mayoría de las empresas convocadas ya fuera víctima del atropello chavista que le expropió activos, negocios y propiedades sin el correspondiente resarcimiento.
Chevron es la excepción, al haber desarrollado alguna actividad en Venezuela a instancias de acuerdos de la administración Biden con Maduro en 2022. Ha salido a buscar financiación por U$ 2000 millones que necesita para que no caiga la exigua producción actual e incrementarla en no más de 500.000 bd dentro de tres años. Mientras tanto, mantiene el statusquo a la espera de definiciones.
Por lo tanto, esta intervención de EEUU en Venezuela no incidirá en el precio del petróleo por ahora. Las exportaciones actuales, del orden de los 700.000 bd, se redireccionarán hacían las refinerías estadounidenses en las costas del golfo diseñadas para procesar crudo pesado, actualmente con capacidad ociosa, y dejará de venderle a China ese volumen.
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EE.UU obtiene un beneficio adicional, tal vez más importante. Al evitar esas exportaciones irregulares, que se liquidaban en yuanes o cripto monedas en mercados poco transparentes, se alentaba una alternativa al dólar, moneda excluyente en las transacciones del negocio petrolero y que significa para EE.UU el control de los mercados financieros mundiales desde el acuerdo alcanzado con Arabia Saudita en los ‘70.
También se beneficia Venezuela con el cambio ya que buena parte de las exportaciones eran para amortizar deudas con China y ahora, dependiendo del reparto que se acuerde con EE.UU de la renta petrolera, le ingresarán divisas por miles de millones de dólares, que servirán para empezar a estabilizar la destruida economía venezolana.
Demás está decir que la industria petrolera estadounidense tendría grandes beneficios con un revival petrolero venezolano, por cuestiones de mercado a futuro y por la necesidad de importar petróleo pesado. También veo un interés estratégico para los EEUU a largo plazo cuando la producción de los shale oil de las cuencas estadounidenses, comiencen a declinar su producción y entonces el petróleo de Venezuela puede constituirse en un interesante back up.
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Pero las características y plazos de ese revival hoy no se pueden definir. Dependen de múltiples interrogantes, además de los políticos, que comprenden la reorganización institucional del país, los precios del mercado, y las alternativas de inversión petrolera en otros lugares del mundo como, porque no, Argentina.
Otro aspecto muy importante y que puede condicionar el atractivo inversor en Venezuela es si el mundo va a volver a las políticas energéticas del siglo XX o retomará las del siglo XXI en el que se había acordado una agenda global para terminar con la combustión de hidrocarburos.
Hoy ya se habla poco de la transición energética hacia el denominado Net Zero ante la embestida de Trump con su “drill baby drill” y el lobby petrolero negando el cambio climático de origen antropogénico. Por el momento nada indica que en el corto plazo pueda cambiar la cosa.
