La petrolera que encabeza Horacio Marín desinvierte para centrarse en petróleo y gas no convencional. Rosca con gobernadores por el impacto en cada provincia.
YPF vendió su 50% en Profertil a Adecoagro por u$s 635 millones, en una de las principales desinversiones del plan que impulsa Horacio Marín para concentrar recursos en Vaca Muerta. La operación es una de las últimas previstas. En total, la petrolera juntaría u$s 3000 millones para apalancar sus proyectos exportadores de petróleo y GNL.
La venta de Profertil se suma a otras dos operaciones que YPF tiene en carpeta: la salida de Metrogas, una de las mayores distribuidoras de gas del país, y el desprendimiento del yacimiento convencional de Manantiales Behr, en Chubut. En el caso de Metrogas, cuando se lance formalmente la licitación, el mercado estima que las ofertas podrían ubicarse en torno a los u$s 1100 millones.
Estas tres desinversiones concentran los ingresos más relevantes del proceso para una empresa que en 2024 registró ganancias por cerca de u$s 2300 millones.
El resto de las ventas responde, como las de los campos maduros, a una lógica estructural de abandonar negocios de baja rentabilidad y alcanzar un ahorro operativo anual de entre u$s 600 a 700 millones, clave para mejorar la caja y la eficiencia.
Las ventas de Profertil, Metrogas y el yacimiento de Manantiales Behr, en conjunto con el desprendimiento de áreas maduras en distintas partes del país, podría sumarle alrededor de u$s 3000 millones a YPF. Esa cifra es equivalente a la inversión que lleva adelante la petrolera junto con otras operadoras para el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Los ojos de YPF en Vaca Muerta
El rediseño del portafolio de activos forma parte del plan 4×4 que Marín lanzó tras asumir en diciembre de 2023, en sintonía con el cambio de ciclo político que implicó la llegada de Javier Milei a la Casa Rosada. La estrategia busca multiplicar por cuatro el valor de YPF en cuatro años (hasta 2027), con foco en la producción no convencional, la mejora de la eficiencia, las exportaciones de GNL y la salida de activos que no encajan en ese modelo.
Dentro de ese esquema se inscribe el Plan Andes, el programa mediante el cual YPF avanzó en el desprendimiento de yacimientos convencionales. En total, la petrolera agrupó 55 concesiones en una primera tanda de 11 clusters. Aunque los montos individuales no fueron informados, estimaciones del sector ubican la recaudación potencial en torno a los u$s 800 millones.
La venta de campos maduros permitió que Pecom volviera a operar dos concesiones en el sur de Chubut y que en Santa Cruz una UTE de seis empresas (entre ellas Rich, Clear y Quintana) se hicieran de diez bloques para invertir u$s 1259 millones. Además, YPF vendió el área Estación Fernández Oro, con potencial en gas no convencional, por Quintana Energy en sociedad con TSB.
En una segunda ronda, aún en análisis, se incluyen 16 áreas adicionales, entre ellas Manantiales Behr. El proceso no estuvo exento de tensiones políticas, ya que puso en primer plano el rol de los gobernadores, actores centrales en la negociación por la cesión, venta o reversión de las concesiones, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición de los vínculos con el gobierno nacional.
Las tensiones locales y globales
La estrategia de YPF dialoga con el enfoque de Milei de reducir el peso del Estado empresario y ordenar las cuentas públicas, pero obliga a una negociación fina con las provincias productoras, que dependen de la actividad hidrocarburífera para sostener empleo, regalías e ingresos fiscales. Ese equilibrio explica parte de las demoras y polémicas que rodearon algunas operaciones.
El argumento más fuerte de YPF es el alto costo de extraer un barril, el lifting cost, en lugares como la cuenca del Golfo San Jorge, a pesar del rol estratégico que tiene el crudo pesado Escalante en las refinerías para combustibles y subproductos. Mientras que un barril en Vaca Muerta puede extraerse por cinco dólares, en Chubut o Santa Cruz el precio se dispara de 20 a 30 dólares.
Este dato es central para la industria hidrocarburífera en Argentina por las proyecciones del precio del petróleo que estará entre u$s 60 y 65, un precio bajo en comparación a los u$s 75 a 80 en los que estaba antes de la guerra arancelaria que inició Donald Trump en abril.
SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores.
El megaproyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la infraestructura energética privada más importante de Argentina en los últimos 50 años, avanza a ritmo acelerado. Ejecutada por la Unión Transitoria (UTE) Techint-SACDE, la obra ahora está viendo finalizada la instalación de superficie y pronto comenzará la etapa de pruebas hidráulicas de presión, resistencia, etc. previa a su puesta en marcha temprana, prevista para el tercer trimestre de 2026.
En este contexto, SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores. Esta convocatoria prioriza empleo local en Neuquén y Río Negro, con postulaciones a través de canales oficiales.
En noviembre la obra alcanzó un hito clave: la finalización de la última soldadura automática en línea regular del ducto principal, realizada en el ingreso a la nueva Terminal Portuaria de Punta Colorada. Este avance marcó el cierre del tendido troncal de los 437 km de oleoducto, conectando la estación de Allen (Río Negro) con la costa atlántica para exportaciones directas.
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Fuentes del consorcio VMOS S.A. –integrado por YPF (líder), Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén– confirmaron que la puesta en marcha temprana está prevista para el tercer trimestre de 2026, con una capacidad inicial de 190 mil barriles diarios, escalando a 390 mil en 2027 y hasta 550 mil barriles por día en fases posteriores (ampliable a 700 mil con inversiones adicionales).
Detalles técnicos de la obra
El oleoducto, de 30 pulgadas de diámetro (762 mm), utiliza caños de acero de 12 a 24 metros unidos mediante tecnología de soldadura automática orbital de alta precisión. Durante la construcción, se registraron récords de productividad: hasta 175 soldaduras diarias (equivalentes a más de 4 km de avance en un día), con participación de especialistas turcos y más de 100 soldadores argentinos.
La traza incluye 76 cruces especiales (rutas, arroyos, canales y ferrovías) y más de 200 equipos pesados movilizados en terrenos patagónicos desafiantes. Pendientes inmediatos: soldaduras lineales de ajuste, pruebas hidráulicas y el cruce subterráneo del Río Negro mediante perforación horizontal dirigida (HDD) de última generación, programado para diciembre de 2025, con énfasis en mínima impacto ambiental.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe surgido de las expresiones a favor y en contra de este emprendimiento de litio ubicado en el sur provincial.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe sobre la participación ciudadana y la audiencia pública del proyecto “Don Luis y Otro” para poder avanzar hacia la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) -que deberá tener ratificación legislativa- de este emprendimiento de sales de litio en el sur de la provincia.
La resolución 507 de la Dirección de Minería, publicada este jueves en el Boletín Oficial, señala que dieron cumplimiento a los pasos administrativos que exige la normativa luego de la realización de la audiencia pública realizada el mes pasado en el Centro de Convenciones Thesaurus de Malargüe.
La Provincia presentó el Informe Circunstanciado “en el cual se sistematizan, analizan y meritan las distintas intervenciones producidas, tanto las expresiones de apoyo al proyecto como las objeciones o rechazos al emprendimiento o a la actividad minera en general, dejando constancia de que todas las posturas han sido debidamente respondidas”.
La audiencia se justificó en la expansión del área de exploración, que incorporó nuevas propiedades mineras y requirió una actualización del proceso participativo. La instancia replicó la que ya se había hecho en noviembre de 2024 en San Rafael, con modalidad presencial y virtual.
El proyecto de litio Don Luis
El Proyecto Don Luis propone una etapa de exploración en busca de sales de litio, mineral considerado crítico para la transición energética y en la producción de baterías para vehículos eléctricos, almacenamiento energético, celulares y dispositivos electrónicos.
Con una producción cercana al millón de toneladas de cobre, Minera Escondida aportó US$ 2.569 millones al fisco chileno en solo nueve meses.
Escondida, ubicada en el norte de Chile y operada por BHP, vuelve a ofrecer un dato concreto para el debate minero regional: a mayor escala y mayor producción, mayor es también el aporte al fisco. En los primeros nueve meses del año, la mayor mina de cobre del mundo tributó US$ 2.569 millones en impuestos y royalty, más del doble de lo aportado en el mismo período por Codelco, la minera estatal chilena, pese a que ambas registraron niveles de producción similares.
El dato no es menor para provincias argentinas con proyectos cupríferos de clase mundial, como San Juan, ni para Mendoza, donde el único proyecto aprobado para producir cobre opera a una capacidad por debajo de su potencial real debido a las restricciones que imponen las leyes locales. La experiencia chilena vuelve a mostrar que la clave del impacto fiscal no está solo en la existencia de minería, sino en la posibilidad de desarrollar operaciones de gran escala, con continuidad productiva y reglas estables.
Para poner en perspectiva esos aportes al fisco, es útil comparar con las exportaciones totales de la provincia de Mendoza: en 2024 Mendoza alcanzó ventas externas por más de US$ 1.600 millones, con crecimiento interanual significativo en varios sectores productivos según estadísticas oficiales de ProMendoza e INDEC. En lo que va de 2025, los datos del intercambio comercial muestran que la provincia exportó alrededor de US$ 737 millones en el primer semestre, con el vino como principal rubro.
Producción similar, aporte fiscal muy distinto
Según el reporte difundido por la compañía, Escondida alcanzó entre enero y septiembre una producción total de 990 mil toneladas de cobre, compuestas por 849 mil toneladas de cobre pagable en concentrados y 140 mil toneladas de cátodos. Se trata de un incremento interanual del 10%, explicado por una mejora en la ley del mineral y un mayor volumen alimentado a las plantas concentradoras.
En el mismo período, Codelco (con todas sus minas) produjo 937 mil toneladas de cobre, cifra que se eleva a poco más de 1 millón de toneladas si se consideran sus participaciones minoritarias en otras faenas. Aun así, el aporte fiscal de la estatal chilena fue de US$ 1.240 millones, menos de la mitad de lo tributado por Escondida.
La diferencia se vuelve más evidente al observar los ingresos: Escondida registró ventas por US$ 10.587 millones a septiembre, un 22% más que en igual período del año anterior, impulsadas por un mayor precio del cobre y un aumento en las ventas físicas.
Otro elemento que explica la diferencia en resultados fiscales es la estructura de costos. Codelco enfrenta un aumento sostenido de costos producto del envejecimiento de sus yacimientos. Al tercer trimestre, el costo neto a cátodo alcanzó los US$ 3,69 por libra, con un incremento interanual del 6,4%, mientras que el costo directo subió a US$ 2,14 por libra.
BHP no informó el costo neto a cátodo de Escondida, pero sí detalló que sus costos operacionales -excluidos los financieros- sumaron US$ 4.111 millones, un 2% menos que en igual período del año anterior. El resultado fue una ganancia neta de US$ 3.777 millones en los primeros nueve meses del año, un aumento del 45%.
Impuestos, royalty y carga tributaria total
Del total aportado por Escondida, US$ 2.569 millones corresponden a impuestos a la renta e impuesto específico a la minería, lo que representa un crecimiento interanual del 49%. A eso se suman US$ 241 millones en impuestos asociados a la distribución de dividendos. El componente ad valorem del royalty minero, por US$ 97 millones, está incorporado dentro de los costos operacionales de la compañía.
En conjunto, la carga tributaria efectiva de la minería en Chile se ubica en torno al 45%, considerando impuestos generales, tributos específicos y royalty. Es un dato clave para poner en contexto el debate argentino: incluso con ese nivel de presión fiscal, Chile sigue siendo uno de los principales destinos de inversión minera del mundo, apoyado en escala, estabilidad macroeconómica y seguridad jurídica.
En Argentina, con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la carga tributaria total para proyectos de gran escala quedaría por debajo del 40%. La diferencia no busca competir vía impuestos bajos, sino compensar otros factores estructurales donde el país corre en desventaja frente a productores consolidados como Chile y Perú.
Con la participación de Santa Cruz, el Comité Ejecutivo debatió la deducción por fletes en el valor en boca de pozo y el estado del proyecto de incentivos a la producción de hidrocarburos. Piden a Nación un ámbito de trabajo conjunto y acompañamiento técnico del CFI para el desarrollo de proyectos.
Autoridades del Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería, participaron de la Reunión del Comité Ejecutivo Nº230 de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), realizada ayer 17 de diciembre, en la Casa de la Provincia de Tierra del Fuego, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
El encuentro fue presidido por el secretario ejecutivo de la OFEPHI, Alejandro Monteiro, y contó con la participación del secretario de Estado de Hidrocarburos de Santa Cruz, Juan Carlos Morales, junto a representantes de las provincias de Chubut, Neuquén, Río Negro, Salta y Tierra del Fuego.
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Durante la reunión, se abordaron los temas vinculados al análisis del proyecto de modificación de la Resolución Nacional Nº 435/2004, referido a la deducción por fletes para la determinación del valor en boca de pozo.
En este marco, las provincias expresaron la necesidad de revisar distintos aspectos de la propuesta elevada por la Secretaría de Energía de la Nación, acordando elevar observaciones y solicitar mayor plazo para su tratamiento, así como la creación de un ámbito de trabajo conjunto.
Asimismo, se analizó la situación actual del Proyecto de Incentivos a la Producción Convencional de Hidrocarburos, evaluando los antecedentes y la respuesta emitida por el Consejo Federal de Inversiones (CFI).
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles en el país, acompañado de una serie de medidas económicas adicionales. Entre ellas, destacó un aumento del 20% en el salario mínimo nacional, que pasará de 2.750 a 3.300 pesos bolivianos (equivalente a 395 a 474 dólares). El mandatario aseguró que estas acciones buscan proteger especialmente “a quienes más lo necesitan”.
Por su parte, el ministro de Hidrocarburos boliviano, Mauricio Medinaceli, informó este miércoles que los precios de los combustibles tendrán incrementos significativos tras la eliminación de la subvención.
El precio de la gasolina especial subirá de 3,79 a 6,96 pesos bolivianos, mientras que el diésel pasará de 3,74 a 9,80 pesos bolivianos. Esta decisión forma parte de la estrategia del Ejecutivo para contener el gasto público y combatir el contrabando de carburantes hacia países vecinos.
Paz indicó que los nuevos valores serán oficializados mediante un decreto, que también facilitará la importación privada de diésel retirándolo de la list de Sustancias Controladas. La vigencia de los ajustes será inmediata tras la publicación del decreto correspondiente.
Según Paz, “la quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia”. Esta medida se enmarca en el objetivo declarado de transferir gradualmente al sector privado el abastecimiento nacional de combustibles.
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Rodrigo Paz anunció el finRodrigo Paz anunció el fin de subsidios a combustibles tras 20 años (REUTERS/Claudia Morales) El anuncio surge luego de que Paz presentara el lunes pasado en El Alto la creación de la Comisión de la Verdad, un organismo encargado de investigar la supuesta corrupción en el sector de hidrocarburos durante las gestiones de Evo Morales y Luis Arce, ambos del Movimiento al Socialismo (MAS).
Durante el acto celebrado en la sede de la Procuraduría General del Estado, Paz enfatizó que la meta principal es recuperar los recursos que habrían sido desviados y garantizar que los responsables sean llevados ante la Justicia.
“Esto no es venganza, esto es justicia”, afirmó el mandatario ante funcionarios y la prensa, al oficializar la conformación de la comisión y presentar a sus integrantes. Paz aclaró que la investigación se enfocará específicamente en las políticas de nacionalización e industrialización de hidrocarburos implementadas desde 2006 hasta 2025.
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El pasado 19 de noviembre, el Gobierno boliviano reveló que aproximadamente el 30% del combustible subvencionado termina en el contrabando hacia países vecinos. Así lo informó Margot Ayala, directora de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quien basó la estimación en análisis y auditorías en curso dentro del sector energético.
Ayala señaló que existen sospechas fundadas sobre la participación de funcionarios públicos en el desvío de diésel y gasolina, entre los que mencionó trabajadores del área de Sustancias Controladas, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la propia ANH. Según sus declaraciones, estarían “dilapidando los recursos del Estado” y facilitando el transporte ilegal de combustibles hacia el exterior.
Con un escenario de precios internacionales más bajos, la petrolera estatal aumentará 20% las inversiones y financiará el plan con ventas de activos.
En una jornada en la que el precio internacional del barril de petróleo perforó los US$59 —impacto que se reflejó en las acciones de las principales empresas energéticas del país—, YPF anunció que invertirá US$6000 millones en 2026, un 20% más que este año.
Con una mayor oferta petrolera prevista para 2026, los analistas del sector proyectan un precio promedio del crudo en torno a los US$63, por debajo de los US$68 que promedió este año y muy lejos de los US$75 de 2024. Los escenarios más negativos incluso contemplan una caída hasta los US$55 por barril.
A pesar de este contexto, YPF prevé ampliar sus inversiones para sostener el nivel de actividad. El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, explicó que parte de ese financiamiento provendrá de las reservas obtenidas por la venta del 50% de Profertil a Adecoagro, operación que le dejó US$600 millones, y por la transferencia del yacimiento convencional Manantiales Behr a Rovella Capital, que aportó otros US$500 millones. Se trató del último activo convencional que la petrolera conservaba en Chubut.
A esos recursos se sumarían los fondos que YPF podría obtener por la venta del 70% de las acciones de Metrogas, estimados entre US$500 y US$600 millones. Para avanzar con el proceso formal, la compañía aguarda que el Enargas extienda la licencia de concesión, que vence en diciembre de 2027, luego de 35 años de vigencia. La empresa contaba con el derecho a una prórroga de 10 años, pero la sanción de la Ley Bases amplió ese plazo a 20 años.
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Durante el último trimestre, YPF produjo 240.000 barriles diarios de petróleo, de los cuales 170.000 correspondieron a producción no convencional en Vaca Muerta. Esto equivale al 70% del total y va en línea con el objetivo Marín, de convertir a la empresa en una productora 100% no convencional.
“Queremos tener una reserva de millones de dólares por posibles problemas en el precio del petróleo. Se espera que haya una baja el año próximo, pero no queremos bajar la actividad porque para 2027 se espera que el precio vuelva a subir”, dijo Marín, en un encuentro con periodistas en la Torre de Puerto Madero.
En las próximas semanas, YPF espera novedades clave en su proyecto para producir Gas Natural Licuado (GNL) en la Argentina, la principal apuesta estratégica de Horacio Marín para el desarrollo de la compañía. La iniciativa podría representar ingresos por exportaciones del orden de los US$10.000 millones anuales a partir de 2030.
Marín confía en sellar antes de fin de año el ingreso de XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de Adnoc (la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi), la cuarta petrolera más grande del mundo, con una producción diaria de 4 millones de barriles. El otro socio ya confirmado es la italiana ENI.
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El paso siguiente será mandatar al banco JP Morgan para estructurar un financiamiento de proyecto equivalente al 70% del costo total de la iniciativa. El plan actual contempla producir, a partir de 2030, unas 12 millones de toneladas por año (MTPA), equivalente a 54 millones de metros cubicos (m3), el 35% de la producción total, mediante la instalación de dos barcos en la costa de Río Negro.
El crédito ascendería a algo más de US$12.000 millones, con la participación de cerca de 200 bancos y unos 300 fondos de inversión, mientras que el resto se cubriría con aportes de los socios.
No obstante, Marín apunta a escalar el proyecto con la incorporación de un tercer barco de 6 MTPA, para lo cual YPF busca un nuevo socio que reemplace a Shell. La petrolera angloholandesa puso en pausa su participación casi un año después de haber firmado un acuerdo para analizar la viabilidad del proyecto. Entre las alternativas que evalúa la compañía figuran un fondo con participación de Saudi Aramco —la mayor petrolera del mundo—, una eventual reconsideración de Shell o la incorporación de una empresa estadounidense.
Si YPF logra ampliar la capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales, el financiamiento estructurado por JP Morgan debería elevarse a unos US$17.000 millones, lo que implicaría un flujo de divisas significativo para la economía argentina. Las empresas esperan firmar la decisión final de inversión (FID) en el primer semestre de 2026.
Posible alianza con McDonald’s
En paralelo, a partir del próximo año la empresa avanzará con una estrategia de segmentación de su red de estaciones de servicio. Habrá tres categorías: las premium, que operarán bajo la marca YPF Black; las tradicionales, que mantendrán la denominación actual; y las de bajo costo, que pasarán a llamarse Refiplus y estarán ubicadas en zonas más alejadas y de menor demanda.
En las estaciones premium dejará de comercializarse nafta súper y se buscará reforzar la propuesta de valor, con especial foco en la oferta gastronómica. En ese marco, la compañía mantiene negociaciones con el chef Christian Petersen para mejorar las opciones disponibles a través de sus pizzas Zen, las empanadas de Nuestras Constumbres Criollas y sandwiches de Valenti.
YPF, la empresa con mayor presencia en el sector de combustibles y retail de cercanía en la Argentina, se prepara para una transformación estratégica de sus tiendas Full a partir de 2026.
El objetivo es optimizar los márgenes operativos, potenciar la identidad de la marca y ofrecer una experiencia de valor agregado que traslade la excelencia de sus proyectos energéticos a cada rincón del país.
La novedad más impactante de esta transformación es la concreción de una alianza estratégica que permitirá sumar a McDonald’s a la propuesta premium de YPF, según anunció el presidente y CEO de la petrolera Horacio Marín en un encuentro de fin de año con la prensa, realizado este martes, y anticipando algunas novedades para 2026.
El ambicioso plan se basa en la diferenciación a través de tres nuevos tipos de tiendas de conveniencia en su red de 1.700 estaciones de servicios, para lo cual la segmentación apunta a cubrir todos los perfiles de consumo.
¿Hamburguesas McDonald’s y empanadas Mi Gusto en tiendas de YPF?
“Estamos cerrando una alianza con McDonald’s para que se sume a las nuevas estaciones que vamos a denominar YPF Black, donde buscamos dar un servicio premium”, señaló Marín, quien explicó que este formato no solo pretende la asociación con marcas líderes, sino que elevará el estándar gastronómico a niveles de alta calidad.
El desarrollo de las estaciones y las tiendas tiene un fuerte anclaje en la transformación digital del negocio, para lo cual la petrolera optimizó entre otras iniciativas su billetera digital con la cual ofrece descuentos especiales para la carga de combustibles, y acaba de sumar el pago de servicios de más de 6.000 empresas.
También la petrolera avanzó en las negociaciones con una cadena de empanadas que, si bien eran conocidas, lo fueron mucho más cuando fueron mencionadas por el actor Ricardo Darín, en una controversia pública, por lo que todas las miradas apuntan a “Mi Gusto”, y también se sumará un chef para productos de mucha calidad cuyo nombre se mantiene aún en reserva, pero que se sumará a la propuesta gastronómica.
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El CEO destacó la necesidad de dar un servicio de calidad a un sector clave: “Recorremos 600.000 kms por día para abastecer de nafta a todo el país; les damos un servicio a la gente que trabaja”. Además de McDonald’s y la propuesta gastronómica de autor, Marín deslizó la posibilidad de sumar otras alianzas estratégicas, mencionando a Farmacity en el segmento de alta demanda.
Asi, la nueva red de tiendas Full se dividirá en YPF Black con su formato premium orientado a centros urbanos y de alto consumo; YPF tradicional que seguirá la línea de las tiendas actuales, enfocada en mejorar la experiencia general con un alto estándar de calidad en productos y servicios, e YPF Refiplus, un formato low cost.
Este último, explicó Marín busca generar para las tiendas de conveniencia un modelo de mayor eficiencia y optimización de costos logísticos, pensado para las zonas más remotas y de menor rentabilidad, apuntando a la inmediatez y el precio competitivo.
La diferenciación por los servicios
La redefinición de las tiendas Full no es solo una movida de marketing, sino una búsqueda de eficiencia en un mercado donde la lucha por el cliente ya no está en el surtidor debido a la homogeneidad en la calidad de los combustibles.
YPF, que ya vende más café que cualquier otra empresa en el país y concentra dos tercios del market share en las tiendas de conveniencia, busca fortalecer el segmento downstream con el foco de la gestión de excelencia y eficiencia en todos los niveles.
La petrolera ya utiliza herramientas de Inteligencia Artificial para estimar la demanda en tiempo real, lo que le ha permitido, según resultados preliminares, duplicar las ganancias de las tiendas en ocho meses.
Con esta estrategia, YPF no solo busca cuadruplicar sus ganancias en las tiendas el próximo año, sino consolidar la percepción de que un servicio de calidad en la estación de servicio –desde un baño limpio hasta una buena hamburguesa– debe llevar al cliente a percibir que YPF “hace buenos pozos y es eficiente”, tal como lo asegura habitualmente Marín.
La petrolera presentó la oferta más alta en un open season de TGN para contratar transporte firme de gas hasta 2078 con destino al mercado chileno, una señal fuerte sobre la escala y la duración que proyecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta.
Pluspetrol dio esta semana una señal contundente al mercado energético regional al presentar la mejor oferta en una licitación de Transportadora de Gas del Norte (TGN) para acceder a capacidad de exportación de gas natural hacia Chile por un plazo sin precedentes en la Argentina. La compañía propuso contratar transporte firme por 4.1 millones de metros cúbicos diarios desde el sistema Tratayén–La Mora, con despacho a través del gasoducto GasAndes, hasta el año 2078.
El proceso se realizó mediante un open season convocado por TGN a pedido de la generadora chilena Colbún, interesada en cerrar contratos de abastecimiento de largo plazo con productores argentinos. La magnitud temporal de la propuesta de Pluspetrol —52 años contados desde enero de 2026— no tiene antecedentes en el mercado local y refleja la confianza de la empresa en la continuidad productiva de Vaca Muerta y en la demanda sostenida del mercado chileno.
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La iniciativa se apoya en el posicionamiento que logró Pluspetrol tras la compra de los activos de ExxonMobil en Neuquén a fines de 2024, una operación por unos US$ 1.700 millones que la consolidó como uno de los principales jugadores del gas asociado no convencional. Hoy opera La Calera, el mayor campo de gas asociado de Vaca Muerta, y Bajo del Choique, uno de los desarrollos petroleros con mayor proyección de crecimiento.
En términos productivos, la compañía ya supera los 12 millones de metros cúbicos diarios de gas en La Calera y mantiene un fuerte ritmo de expansión en petróleo desde Bajo del Choique, donde en noviembre alcanzó más de 20.000 barriles diarios y proyecta escalar hasta 120.000 barriles hacia el final de la década. Ese volumen explica la necesidad de asegurar mercados externos estables para sostener el desarrollo.
El open season también incluyó una oferta de EcoGas para reservar capacidad con destino a la demanda prioritaria de Mendoza, lo que obliga ahora a TGN a esperar la validación del Enargas antes de formalizar las adjudicaciones. En esta instancia, la transportista no deberá realizar nuevas inversiones, ya que el proceso apunta a asignar capacidad existente, aunque el interés manifestado podría habilitar ampliaciones en el futuro.
Devolvió una causa a un fuero provincial porque la petrolera no es alter ego del Estado sino una sociedad anónima que se rige por el derecho privado.
La Corte Suprema le dio un envión al Estado para resistir el fallo de la justicia de Nueva York que lo obliga a pagar más de u$s 16.000 millones a Burford Capital por la expropiación de YPF. Dictaminó que la petrolera es una sociedad que se rige por el derecho privado local y no un alter ego del país.
Con apenas cinco carillas y dos párrafos resolutivos, la Corte dictaminó la semana pasada un planteo de competencia entre la justicia provincial de Río Negro y la Justicia Federal en favor del fuero local. El fallo lleva la firma de los tres jueces, Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti.
La letra de la Corte Suprema
En el texto argumentan que la ley de expropiación de YPF, en sus artículos 7 y 8, otorgó la propiedad de la mayoría accionaria de YPF al Estado Nacional y las provincias hidrocarburíferas, pero que el artículo 15 señala que “la operación y funcionamiento de la sociedad se enmarca en las normas que regulan las sociedades anónimas”. Refuerza que no le son aplicables a la compañía “la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado Nacional o los Estados provinciales tengan participación”.
“En este sentido, el patrimonio de YPF S.A. no se confunde con el del Estado Nacional”, se lee en la sentencia. “Además de tener la sociedad una personalidad jurídica propia, tal patrimonio resulta ajeno al sistema de administración, gestión y control previsto para el Sector Público Nacional en la Ley de Administración Financiera”.
Y concluye: “Por consiguiente, la presunta afectación del patrimonio de la sociedad no equivale a la afectación del patrimonio del Estado Nacional”.
Así, la Corte resolvió devolver el expediente a la justicia provincial de Río Negro, donde se originó el reclamo.
Un comodín para llevar a Nueva York
El expediente, menor en materia local, va en línea con la defensa que la Procuraduría del Tesoro sostiene ante tribunales de Nueva York. En ese fuero, el Estado argentino plantea que no es alter ego de YPF y que actuó conforme a la ley de expropiación para hacerse con la mayoría del paquete accionario.
El fallo local llega un mes y medio después de una audiencia en la que los abogados del Estado, de YPF y de Burford Capital argumentaron ante la Corte de Apelaciones de Nueva York por la sentencia de la jueza de primera instancia, Loretta Preska, que obligó a Argentina a pagar una cuenta que escala hasta los u$s 17.000 millones y contando.
En septiembre de 2023, Preska dictó que Argentina incumplió la ley comercial de Estados Unidos al no extender la oferta que hizo a Repsol, accionista mayoritario hasta la expropiación, al resto de los inversores, como marcaba el estatuto de YPF. Argentina argumentó que la estatización parcial se hizo según lo estipulado por la ley local y la Constitución, que mandan sobre la norma interna de la compañía.
La ministra de Energía y Ambiente presentó ante más de 20 empresas las áreas de exploración y explotación de Mendoza en un roadshow organizado junto al CFI en Buenos Aires, donde explicó las acciones que el Gobierno lleva adelante para potenciar el sector junto a los inversores privados. “Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia”, aseguro Latorre.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.
“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.
“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.
“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.
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“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.
Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros.
El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.
Áreas de exploración que se incluyen en el llamado
Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.
En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.
En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:
Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.
Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.
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Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.
Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.
Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².
Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.
Áreas de explotación: reactivación de campos
Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.
Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.
También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.
El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente.
Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.
Trabajo público-privado para atraer inversiones
El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.
Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.
Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.
En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.
La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.
GEMERA respalda el proyecto de ley que introduce precisiones a la Ley de Glaciares y reafirma el rol de las provincias consolidando sus competencias
GEMERA expresa su respaldo al proyecto de ley que propone introducir aclaraciones a la Ley Nº 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.
La iniciativa legislativa constituye un avance relevante para fortalecer la certeza jurídica y la claridad normativa, manteniendo plenamente vigente el objetivo central de la ley: la protección de los glaciares y de aquellas geoformas periglaciales que cumplen funciones ambientales esenciales, en particular como reservas estratégicas de recursos hídricos y como proveedoras de agua para la recarga de cuencas hidrográficas.
En este sentido, la protección debe focalizarse en aquellos glaciares y ambientes periglaciales que efectivamente cumplen dichas funciones estratégicas, sobre la base de criterios técnicos y científicos, evaluaciones específicas y análisis caso por caso, evitando interpretaciones genéricas.
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Una regulación clara y precisa, que permita identificar con rigor técnico cuando se cumple con las funciones de reserva estratégica de agua y recarga de cuencas, no sólo refuerza la protección ambiental, sino que también mejora la calidad de los procesos de evaluación de impacto ambiental, fortalece el control estatal y contribuye a una gestión hídrica más eficaz, transparente y sustentable.
El proyecto de ley, además, recoge aportes formulados por las provincias mineras en el ámbito de la Mesa del Cobre, presidida por el gobernador de San Juan Dr. Marcelo Orrego y del Litio presidida por el gobernador de Catamarca Raúl Jalil, promoviendo una interpretación armónica de la Ley de Glaciares que respeta el federalismo ambiental.
El reconocimiento del rol de las provincias en este proceso, conforme al principio constitucional del dominio originario de los recursos naturales, resulta fundamental para compatibilizar la protección ambiental con el desarrollo productivo, la inversión responsable y el fortalecimiento de las economías regionales.
GEMERA reafirma su compromiso con una actividad exploratoria responsable, con una minería moderna, transparente y ambientalmente responsable, y considera que el diálogo federal, técnico e institucional constituye el camino adecuado para construir consensos duraderos que integren ambiente, agua, producción y desarrollo, en beneficio del país y de las comunidades donde se desarrollan estas actividades.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón, afirmó que el mercado interno está saturado y que el futuro del sector depende de un fuerte salto exportador, con inversiones de hasta u$s30.000 millones anuales.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, trazó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera: el mercado interno ya está cubierto y el crecimiento de Vaca Muerta solo será posible con un fuerte impulso exportador de petróleo y gas.
“El sector ya puso sobre la mesa su meta productiva: llevar a Vaca Muerta a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo y duplicar la producción de gas. Estamos en carrera para lograr ese objetivo”, afirmó López Anadón, aunque advirtió que se trata de un desafío “complejo y extremadamente demandante”.
El salto productivo que exige Vaca Muerta
Las cifras dimensionan la magnitud del desafío. Para alcanzar los objetivos planteados, el sector necesitará entre 20 y 30 millones de metros cúbicos de áridos, hasta 3 millones de metros cúbicos de cemento y hormigón, entre 4 y 6 millones de toneladas de acero y hasta 170.000 kilómetros de ductos.
En el pico de actividad, la industria demandará entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y hasta 240.000 empleos vinculados a la construcción de infraestructura energética.
Una cadena de valor dominada por pymes
Este despliegue impacta de lleno en la cadena de valor energética. Según datos del IAPG, las 37 principales empresas del sector se abastecen de unas 10.000 compañías proveedoras, de las cuales el 78% son pymes.
Estas firmas emplean a más de 220.000 personas y facturaron en promedio u$s4.000 millones anuales entre 2019 y 2021, consolidando al sector como uno de los principales motores económicos del país.
Mil pozos por año y foco exportador
Con el mercado interno abastecido, López Anadón fue categórico: “Todo lo que hoy se está haciendo y lo que se hará en el futuro solo se justifica como un proyecto puro de exportación de gas y de petróleo”.
Para sostener y ampliar las exportaciones, será necesario perforar alrededor de 1.000 pozos por año, además de construir nuevas plantas de tratamiento, ductos y terminales de exportación.
Ese nivel de actividad requerirá inversiones del orden de u$s20.000 a u$s30.000 millones anuales, lo que hace indispensable el acceso al financiamiento internacional.
Financiamiento, costos y competencia global
En ese contexto, el titular del IAPG destacó el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que permitió avanzar con proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur, y pidió seguir generando condiciones que faciliten el financiamiento del resto de las iniciativas.
No obstante, advirtió sobre los riesgos del escenario internacional, con precios más bajos, y reconoció avances en eficiencia operativa, como el aumento de fracturas mensuales sin sumar más equipos. Sin embargo, alertó que los costos locales siguen siendo superiores a los de cuencas como el Permian, debido a rigideces laborales, carga impositiva y costos de importación.
“Estamos en carrera contra otros proyectos similares en el mundo”, señaló, y reclamó reglas claras y estabilidad para evitar superposiciones normativas y exigencias ajenas a la actividad petrolera.
Lo anticipó Daniel González, secretario coordinador de Minería y Energía, quien explicó que se busca acelerar el flujo de capital y la producción incremental en petróleo y gas no convencional. El guiño llega poco después de la quita de retenciones al convencional.
Solo unos días después de anunciar la quita de retenciones para el convencional, el gobierno anticipó que incluirá al upstream en el Régimen de incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta ampliación del esquema de beneficios venía siendo uno de los reclamos más frecuentes por parte del sector privado y desde Economía accedieron a la petición.
La novedad la dio a conocer el secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, en el marco del encuentro por el Día del Petróleo. Según el funcionario, el objetivo principal es acelerar el flujo de capital hacia proyectos de gran escala, ofreciendo beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios.
Otro de los interesados en expandir el alcance del RIGI era la propia provincia de Neuquén. Justamente, esta cuestión se debatió en la reunión que tuvieron la semana pasada el ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador Rolando Figueroa.
“Ayer tuve la suerte de hacer una visita al campo, con el ministro de Economía y a sugerencia del gobernador Figueroa, el ministro nos instruyó a analizar la forma de incorporar el upstream en el RIGI, así que esto es algo que vamos a empezar ahora mismo, de modo tal de que incentive la inversión y la producción adicional de este gran desafío”, resumió González.
La ampliación del RIGI al upstream
El RIGI ya contemplaba inversiones en infraestructura para hidrocarburos, pero ahora se amplía para abarcar la producción misma, especialmente en formaciones no convencionales que requieren reinversiones continuas y ciclos de financiamiento intensivo.
El anuncio se produce en un contexto de ajuste fiscal y volatilidad internacional de precios del crudo.
González destacó que, a pesar de la caída de 12 dólares por barril en el segmento no convencional durante el último año, la actividad mantuvo niveles de operación significativos y registró crecimiento en la balanza comercial. “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos”, afirmó.
El Día del Petróleo, el último viernes 13 de diciembre, congregó al viceministro de Economía, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, y a los principales directivos de las compañías operadoras del país en un evento realizado en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.
Menos impuestos y más beneficios para las petroleras
En paralelo, el Gobierno había decidido recientemente eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional en provincias como Chubut, Santa Cruz y Neuquén.
La combinación de estas medidas busca aliviar costos y sostener la rentabilidad de proyectos que enfrentan desafíos financieros y de precios internacionales fluctuantes.
El secretario enfatizó que la política de apoyo estatal no comprometerá la disciplina fiscal del Gobierno. “Vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia, porque es la clave que nos permite vivir en otro país”, expreso González.
Entre los proyectos que se verían beneficiados por la ampliación del RIGI se encuentran plataformas exportadoras en desarrollo como Vaca Muerta Oil Sur y distintas fases del Argentina LNG, además de obras complementarias como el gasoducto de Perito Moreno y plantas de tratamiento de petróleo. La medida apunta a consolidar la infraestructura necesaria para sostener la producción y las exportaciones.
Los beneficios contemplados incluyen estabilidad tributaria, mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, reducción del Impuesto a las Ganancias y exención de aranceles por la importación de bienes de capital. También se prevé una liberación gradual del cepo cambiario para facilitar las operaciones de financiamiento y adquisición de insumos críticos.
El gobernador neuquino recibió a un consorcio de empresas brasileñas con intereses concretos en el gas de Vaca Muerta. Detrás de la foto oficial, una estrategia de largo plazo para posicionar a la provincia como proveedor energético regional y atraer inversiones millonarias.
Rolando Figueroa acelera su agenda internacional con un objetivo claro: transformar el potencial de Vaca Muerta en contratos, inversiones y mercados concretos. En ese marco, el gobernador recibió en Casa de Gobierno a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA y de Garantía Capital Ltd., una reunión que funcionó como una fuerte señal política hacia el mundo empresarial de Brasil, principal potencia industrial de la región.
El encuentro no fue casual ni protocolar. Forma parte de una estrategia de lobby energético que Figueroa viene desplegando desde su llegada al gobierno, con foco en posicionar a Neuquén como un actor clave en el abastecimiento de gas del Cono Sur. Brasil, con una demanda energética en crecimiento y necesidad de diversificar proveedores, aparece como un socio natural.
Acompañado por el ministro de Energía, Gustavo Medele; la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el vicepresidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alejandro Monteiro, el gobernador buscó mostrar una provincia ordenada, con experiencia técnica y capacidad política para sostener proyectos de largo plazo.
El consorcio GásBra, recientemente conformado, reúne a empresas industriales del complejo productivo de São Paulo, grandes consumidoras de gas que buscan garantizar suministro estable y competitivo. La visita a Neuquén apunta a evaluar volúmenes disponibles, condiciones de compra y, sobre todo, la viabilidad logística para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta el mercado brasileño.
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Desde el gobierno provincial remarcan que Neuquén no parte de cero. “Nuestra industria petrolera tiene décadas de desarrollo y conocimiento acumulado”, subrayó Medele, destacando un activo clave en la negociación: la experiencia local y la madurez del sector hidrocarburífero, un factor que genera confianza entre los inversores extranjeros.
Pero el lobby no se limita a mostrar recursos naturales. Figueroa busca instalar a Neuquén como un socio confiable, con reglas claras y vocación de integración regional. La apuesta es abrir mercados cercanos —Chile, Brasil y Uruguay— que permitan cerrar acuerdos en el corto y mediano plazo y sostener un flujo constante de inversiones.
Desde el lado brasileño, el mensaje fue claro. El CEO de GásBra, Marco Maia, celebró la convergencia de intereses entre ambas partes y calificó al proyecto como estratégico. “Estamos hablando de un horizonte de 30 años”, afirmó, dejando en evidencia que no se trata de una operación coyuntural, sino de una relación energética de largo aliento.
Argentina sumó una nueva forma de vender combustibles: estaciones de servicio móviles y equipos cisterna que llevan nafta y gasoil hasta donde no llega una boca fija.
La Secretaría de Energía lo formalizó con la Resolución 504/2025, publicada en el Boletín Oficial, dentro del esquema de desregulación y modernización del sector.
El Gobierno planteó como meta ampliar la cobertura territorial del expendio. La medida apunta a localidades donde no existen estaciones tradicionales o donde la demanda no sostiene una inversión grande. También busca dar una respuesta práctica a lugares con consumo intensivo y permanente.
Estas estaciones no reemplazan a las bocas fijas. Funcionan como apoyo en zonas rurales, áreas productivas alejadas, obras de infraestructura y tareas que necesitan combustible sin cortes. El eje es simple: acercar el surtidor a donde hoy hay distancia, costos extras y demoras.
Las estaciones de servicio móviles son depósitos autónomos de combustible equipados para transportar, almacenar y despachar hidrocarburos. Pueden trabajar de manera fija por un tiempo o moverse según la necesidad del abastecimiento.
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La normativa contempla dos formatos. Por un lado, las unidades modulares portátiles: equipos listos para instalar rápido, sin obras civiles permanentes ni infraestructura compleja. Por otro, las estaciones cisterna móviles: vehículos adaptados para transportar y despachar combustible en forma directa, con una operatoria similar a la de una estación convencional.
En ambos casos, la habilitación llega con exigencias técnicas y controles. La resolución fija reglas basadas en estándares internacionales de seguridad para el almacenamiento y manejo de combustibles líquidos.
El funcionamiento se ajusta al consumo del lugar. Una unidad se instala en un punto operativo y despacha durante la jornada. Cuando baja el stock, se organiza el reabastecimiento con otra unidad de transporte que lleva el combustible desde un centro urbano o un nodo logístico.
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En campos alejados, obras públicas, proyectos industriales y frentes productivos, este esquema evita parates por falta de gasoil o nafta. La lógica también reduce traslados largos: menos viajes de ida y vuelta para cargar, más tiempo de trabajo en el lugar.
Las capacidades pueden variar de manera importante. Existen módulos preparados para volúmenes chicos y otros que almacenan miles de litros. Algunos equipos permiten trabajar con más de un combustible en un mismo sistema, con compartimentos separados y despacho diferenciado.
La resolución exige auditorías externas periódicas, seguros vigentes y planes de contingencia actualizados. Además, las estaciones deben incluir equipamiento homologado, sistemas de prevención de derrames y componentes certificados para el despacho.
El debate sobre si Vaca Muerta debe financiar industria local o importar equipos suele quedar atrapado en posiciones ideológicas.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) aparece como una herramienta de mercado capaz de equilibrar intereses, dar previsibilidad a proveedores y asegurar eficiencia para operadoras, contratistas y empresas medianas.
El Dilema de la Cadena de Valor
Las operadoras buscan el mejor costo y máxima eficiencia, muchas veces a través de la importación. Los proveedores locales, en cambio, necesitan previsibilidad para invertir en tecnología y certificaciones internacionales.
El resultado es un “triángulo de riesgo”:
Proveedores locales: ofrecen servicio técnico cercano y logística ágil, pero enfrentan altos costos de inversión.
Operadoras: requieren insumos competitivos y estables.
Sistema financiero: percibe demasiado riesgo para otorgar crédito de largo plazo.
Qué es el CGP
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
Es un contrato de compra a largo plazo
Entre una empresa demandante (operadora, contratista o mediana empresa) y su proveedor, que garantiza volúmenes de bienes o servicios por 5 a 7 años.
Convierte la demanda futura en garantía financiera
El CGP puede presentarse ante bancos como activo exigible, permitiendo a las PyMEs acceder a créditos de largo plazo.
No es exclusivo de grandes operadoras
También puede ser generado por contratistas y medianas empresas, ampliando el alcance del mecanismo a toda la cadena de valor.
No requiere subsidios ni aranceles
El Estado sólo debe validar legalmente el instrumento. El financiamiento lo provee el mercado.
Genera un círculo virtuoso industrial
Las operadoras aseguran logística, los proveedores acceden a tecnología, los bancos reducen riesgo y el país industrializa su renta petrolera.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) es un acuerdo de compra a largo plazo (5 a 7 años) entre una empresa demandante y su proveedor, que asegura volúmenes de bienes o servicios bajo estándares internacionales de calidad y precio.
Beneficios para cada actor
Proveedor: accede a crédito de largo plazo, puede financiar maquinaria y certificaciones.
Operadora: garantiza suministro estable y reduce riesgos logísticos y cambiarios.
Banco: presta con menor riesgo, dinamizando el crédito productivo.
Estado: valida el marco legal sin necesidad de subsidios.
Ampliar el Alcance
Un punto clave es que los CGP no deberían ser exclusivos de las grandes operadoras. También podrían ser generados por contratistas y medianas empresas, ampliando así el alcance del mecanismo:
Contratistas podrían garantizar servicios especializados a sus proveedores.
Medianas empresas podrían extender contratos hacia PyMEs más pequeñas.
Se generaría un efecto cascada que multiplica las oportunidades de financiamiento en toda la cadena de valor.
El Rol del Estado
La función del Estado es crear el marco legal que valide y haga exigibles estos contratos como instrumentos financieros. No se trata de subsidios ni aranceles, sino de dar previsibilidad jurídica para que el mercado mismo financie la industrialización.
Conclusión
El CGP ofrece una salida pragmática al dilema de Vaca Muerta:
Las operadoras aseguran eficiencia y continuidad. Contratistas y medianas empresas amplían el alcance del mecanismo. Las PyMEs acceden a capital y tecnología. El sistema financiero reduce riesgos. El Estado fomenta el desarrollo industrial con reglas claras.
Resultado: la renta petrolera se transforma en industria nacional, con previsibilidad para todos los actores y un modelo inclusivo que fortalece la cadena de valor.
El 2025 deja al país en un momento único donde la colaboración entre el sector privado, gobierno y comunidades es clave.
En un contexto global donde la energía es fundamental para el desarrollo económico, desde Pluspetrol buscamos ser un actor relevante del sector. A lo largo de los años, hemos demostrado nuestro compromiso con el crecimiento de nuestras operaciones y, en ese marco, la Cuenca Neuquina ha sido un escenario estratégico en el que hemos forjado un papel protagónico que nos llena de orgullo.
Hoy somos un referente en la operación de yacimientos no convencionales, en el desarrollo de campos de gas de alta presión, y en la extracción de crudo en yacimientos maduros con recuperación secundaria y terciaria.
Nos destacamos en nuestra posición en Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios no convencionales de hidrocarburos del planeta. Los principales yacimientos de hidrocarburos no convencionales son La Calera, Bajo del Choique-La Invernada, Pampa de las Yeguas, Los Toldos 1 Sur, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
Además, operamos El Corcobo, un yacimiento de petróleo convencional ubicado en las provincias de La Pampa y Mendoza.
En los últimos años, desde Pluspetrol hemos reafirmado nuestro compromiso con el sector energético argentino mediante inversiones significativas, que han permitido incrementar nuestros resultados, con nuevas instalaciones y equipos logrando nuestra expansión en Vaca Muerta.
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En 2024, sin contar adquisiciones, invertimos USD 600 millones y en 2025, USD 1000 millones, en nuestro yacimiento La Calera y en Bajo del Choique – La Invernada, manteniendo un compromiso sostenido con la provincia del Neuquén. Asimismo, lo fue la adquisición de los activos en el área norte de la formación Vaca Muerta: Bajo del Choique – La Invernada, Pampa de las Yeguas y Los Toldos 1 Sur.
Pluspetrol logró cuadruplicar la producción de Bajo del Choique en menos de un año. Estas inversiones forman parte de nuestro plan de desarrollo a largo plazo, con foco en la optimización de las operaciones y resultando en un incremento sustancial de la producción, contribuyendo en la matriz energética nacional.
Nuestra apuesta por el crecimiento no solo se centra en la expansión de Pluspetrol, sino que también impulsa a toda la cadena de valor del sector con foco en la seguridad de procesos.
Al invertir en la capacitación del personal local, en investigación y en la mejora de procesos, contribuimos a fortalecer la industria energética en su conjunto, creando un ecosistema robusto capaz de enfrentar los desafíos del mercado local y global.
En 2025, el sector energético en Argentina alcanzó un récord de producción, atrayendo tanto a jugadores locales como extranjeros. En este contexto, Pluspetrol, con casi 50 años de historia en el país, se encuentra en una posición privilegiada para liderar lo que está por venir. Nuestra presencia en Argentina refleja la confianza en el potencial del país.
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En La Calera, junto a nuestro socio YPF, estamos continuamente aumentando la capacidad de procesamiento a 14,5 MMm3/d y 4.800 m3 d de condensado. En 2024 finalizamos la obra de nuestra nueva planta de Procesamiento (CPF), y en 2025 ya ampliamos lo que nosotros llamamos “la CPF 1.5” para alcanzar los 30.000 barriles y apuntar a seguir creciendo.
Estamos además muy orgullosos de compartir que, a partir del gas de La Calera, desde mayo 2025 Pluspetrol es el principal exportador de gas hacia Uruguay.
Con respecto a nuestro otro gran activo, Bajo del Choique – La Invernada, nos propusimos un plan ambicioso y estamos muy contentos de haberlo cumplido: cuadruplicamos la producción en menos de un año, recibimos el activo produciendo 5.600 bpd y ya estamos en 20.000 bpd. Lo hicimos sumando equipos y facilidades de procesamiento.
Otro punto a destacar fue nuestra incorporación al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), junto a las operadoras más relevantes del país. El VMOS es un oleoducto estratégico de más de 600 kilómetros que logrará exportar crudo desde Vaca Muerta, fundamental para la economía argentina, con capacidad para mover más de 550.000 barriles diarios.
En el marco de su estrategia de crecimiento, en 2025 la compañía adquirió una nueva División de Servicios de Fractura bajo el nombre de SPI, para ofrecer servicios a la industria y continuar desarrollando nuevas oportunidades.
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Este desarrollo implica la creación de empleo, el fortalecimiento de la infraestructura local y la promoción de un crecimiento sostenible, que respete tanto el medio ambiente como las comunidades adyacentes.
A través de nuestro plan de inversión social, hemos establecido lazos sólidos con las comunidades cercanas, asegurando que el progreso económico beneficie a sus habitantes. En ese marco, durante este año llevamos adelante numerosas iniciativas en conjunto a la provincia del Neuquén en proyectos estructurados en los tres ejes que componen nuestra estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional.
En el eje educación, por ejemplo, renovamos nuestro compromiso con las becas Gregorio Álvarez apoyando a 25.000 becados; también el Programa de acompañamiento a Comunidades Escolares para 300 escuelas primarias y secundarias; la Tecnicatura en Seguridad e Higiene para 100 alumnos en la localidad de Añelo.
En el eje producción, llevamos adelante el Programa de Desarrollo y Fortalecimiento de Proveedores Locales donde participaron 8 empresas y lideramos IMPACTA Neuquén junto a la provincia, beneficiando a más de 300 personas y sus emprendimientos. En el eje fortalecimiento Institucional impulsamos la obra del Cuartel de Bomberos Voluntarios de Añelo y el Centro de Día de Añelo, entre otras acciones muy relevantes para la comunidad.
La Comisión de Planeamiento y Análisis Económico del IAPG elaboró un informe sobre la cadena de valor de Vaca Muerta, considerada un factor central en el desarrollo del sector hidrocarburífero en Argentina.
De allí la importancia de identificar las variables que influyen positivamente en su evolución. El documento tiene una extensión de 135 páginas. Compartimos un muy breve resumen, con algunos de los puntos más relevantes.
En cuanto a los objetivos, alcance y estructura del trabajo, se plantea lo siguiente:
Objetivos
Relevar insumos y servicios requeridos en forma directa por la industria hidrocarburífera para el desarrollo de Vaca Muerta.
Determinar la demanda en la cadena de valor de estos insumos y servicios bajo distintos escenarios.
Brindar una herramienta para identificar y analizar brechas y prioridades.
Alcance: Bienes y servicios demandados en el primer anillo (demanda directa) para el desarrollo de Vaca Muerta (CAPEX, no incluye la posterior operación y mantenimiento). Se consideró la tecnología y prácticas actuales. Se utilizaron inputs valores promedio como una simplificación de la realidad para poder modelar.
Se consideraron tres escenarios de desarrollo: Bajo (Crisis), Medio y Alto.
En lo referido a las variables a proyectar, el foco fue: Producción Oil y Gas, Inversiones, Pozos, Fracturas, Equipos de Perforación/Fractura, Ductos.
En cuanto a la descomposición en unidades de bienes y servicios por concepto, se señalan las siguientes etapas:
Construcción de un Pozo
Construcción de la Locación
Perforación
Terminación
Producción
Equipos para el pozo:
Rig Perforación 2. Set de Fractura
Transporte desde el pozo hasta el tratamiento: 1. Flowlines, Gathering y Línea de Control 2. Baterías de Producción • Plantas de Tratamiento: Petróleo y Gas
Transporte desde las Plantas hasta el Consumo: Ductos Troncales y de Transporte
El análisis y proyección de los insumos y servicios requeridos nos da una idea del aumento en el nivel de actividad económica que generará Vaca Muerta. Citamos algunos de los requerimientos contenidos en el informe:
Agua: se consumirán entre 60 y 70 millones de m3 en el año pico (2029). Y entre 700 y 800 millones en total (hasta el 2040). Representan el 0.32% del caudal del río Limay en el año pico y el 3% del caudal de un año en el total.
Empleo: en el año pico se requerirán entre 30 y 43 mil trabajadores (60% del empleo directo actual en upstream hidrocarburos). Y en total entre 400 y 518 millones horas hombre de trabajo.
Camiones: en el año pico (2029) se requerirán entre 9 y 11 mil camiones (80% de los patentamientos que se realizan por año de vehículos pesados). Y en total se realizarán entre 7 y 9 millones de viajes.
Gasoil: se consumirá entre 700 y 850 mil m3 en el año pico o entre 9 y 10 millones de m3 en total (hasta el 2040).
El organismo ofrece una serie de capacitaciones, diferentes en cada provincia, y un programa de formación de líderes con foco en los recursos mineros.
El Consejo Federal de Inversiones acompaña el desarrollo de la actividad minera en todo el país, a través de una serie de acciones que apuntan a promover una minería sustentable. Con especial atención en la protección del ambiente, el cuidado del entorno en que se desarrollan los proyectos y generando oportunidades para mejorar la calidad de vida de las personas y comunidades.
Una de esas iniciativas es el Programa de Asistencia para una minería Sustentable, que el CFI realiza junto a las provincias. Consiste en una serie de asistencias técnicas y capacitaciones tendientes a dar respuestas a los requerimientos provinciales vinculados a la actividad.
Una de las premisas del trabajo es lograr que la iniciativa involucre a las comunidades y localidades que se encuentran en el ámbito más cercano a los proyectos mineros.
Claudio Trinca, del sector Minería e Hidrocarburos del organismo, detalló que con cada provincia se establece una agenda de trabajo y van surgiendo diferentes necesidades, de acuerdo con el grado de desarrollo del sector y los temas que desde las comunidades reclaman.
Las capacitaciones están entre las principales demandas y para su dictado se convoca a profesionales destacados del ámbito público y privado, docentes de universidades y escuelas técnicas mineras. En todos los casos, en coordinación con las Direcciones o Secretarías de Minería provinciales.
En Mendoza
El CFI viene trabajando en Mendoza, junto a la Dirección de Minería y la Dirección General de Escuelas, el curso “Nuestro suelo, maravillas minerales de Mendoza ”. Destinado a docentes de los niveles primario, secundario y terciario, las clases en modalidad virtual están a cargo de destacados profesionales del sector minero de la provincia.
Esta capacitación generó un especial interés en la comunidad docente de Mendoza. En el primer día de la inscripción se desbordó el cupo previsto de 600 participantes, con lo cual fue necesario abrir una segunda cohorte. En los cursos desarrollados durante el último cuatrimestre de 2024 se certificaron unos 800 docentes que completaron la capacitación.
Este año se está desarrollando una tercera edición y está previsto hacerlo extensivo en un futuro a otros sectores de la sociedad.
La capacitación, de 50 horas de duración, abordó la minería en Mendoza desde una perspectiva integral, considerando sus aspectos históricos, económicos, sociales y ambientales. Abarcó desde la exploración minera hasta el cierre de minas y la remediación ambiental, enfocándose en la normativa vigente, los resguardos ambientales y las posibilidades de desarrollo que ofrece la actividad.
Programa de especialización para líderes
Además de las capacitaciones que se realizan en territorios mineros, el CFI desarrolla programas de formación destinados a jóvenes con vocación de ocupar espacios de decisión en el ámbito de la administración de los Gobiernos provinciales u otros espacios relevantes de decisión.
El Programa de Especialización en Desarrollo y Políticas Públicas, explicó Trinca, busca crear un nuevo perfil de especialización profesional orientado al diseño, la administración y la gestión de políticas socio-productivas desde una perspectiva provincial. Y favorecer un espacio plural que favorezca los vínculos profesionales, la circulación de información, el intercambio de experiencias y el debate informado sobre el desarrollo federal de la Argentina.
La propuesta, que acaba de culminar su cuarta edición, contempla un esquema intensivo de formación presencial en la sede central del CFI en la Ciudad de Buenos Aires, cursando seis horas diarias, todos los días, a lo largo de 15 semanas.
Los alumnos participan también de viajes formativos dentro del territorio argentino, para conocer experiencias productivas locales destacadas, desarrollos tecnológicos innovadores y experiencias de infraestructura relevantes, como la central nuclear de Atucha, Vaca Muerta, o minas de litio en la Puna.
El programa abarca diferentes temas, entre los que se destacan: macroeconomía argentina; desarrollo económico comparado; estructura productiva argentina: infraestructura y logística; energía y recursos hídricos; desarrollo local; y tópicos del federalismo argentino.
Por la importancia que tiene para el desarrollo de las provincias, hay un bloque de cinco clases destinado a los recursos mineros, en el que se analiza la actualidad del sector y se discute qué políticas públicas implementar para el desarrollo minero sostenible.
Capacitaciones en otras provincias
En esta línea de definir capacitaciones que respondan a las necesidades concretas de cada comunidad, se trabajó junto a la Universidad de Salta en un programa de capacitación a las comunidades para el monitoreo ambiental participativo de las actividades mineras.
Las capacitaciones se orientaron a entender los mecanismos del proceso, desarrollar conocimiento sobre toma de muestras y cadena de custodia, conocer e interpretar indicadores ambientales y detectar problemas de calidad de agua, manejo inadecuado de los residuos, etc.
En Jujuy se realizó el “Plan de Acción para las Buenas Prácticas del Desarrollo Minero en Comunidades” junto a la empresa provincial Jemse. Uno de los módulos consistía en una serie de capacitaciones sobre herramientas para el desarrollo de nuevos emprendimientos de servicios asociados a la actividad minera, fortalecer las existentes, y brindar nuevas oportunidades de desarrollo a los pobladores locales.
En Catamarca, desde el año 2022, se trabaja en el Programa de fortalecimiento de los centros de control ambiental minero, con capacitación permanente a los pasantes (estudiantes avanzados en carreras afines con la minería) que cumplen funciones de apoyo a la Secretaría de Desarrollo Minero.
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Junto al Colegio de Geólogos de Catamarca, se dictaron talleres en las localidades cercanas a los proyectos, sobre temáticas vinculadas con el manejo de recursos naturales, humedales de altura, riesgos hídricos, y glaciares. Y con el Colegio de Ingenieros de Minas, se dictaron los cursos de “Asistente en Tareas Geológicas de Campo para la Minería” y “Asistente para el Control del Medio Ambiente”.
También, y en el marco del estudio “Manual de Evaluación de Informes de Impacto Ambiental para la Actividad Minera”, el organismo viene trabajando con a la Universidad Nacional de Catamarca en una serie de capacitaciones en temas ambientales, dirigida a los agentes de la administración pública provincial minera, encargados en la evaluación, fiscalización y control ambiental de las actividades mineras. Incluyen salidas a campo para realizar tareas prácticas en proyectos en etapas de prospección, en exploración y en producción y cierre.
Entre la provincia de La Rioja y el CFI se realiza la asistencia técnica “Formación Minera Sostenible y Comunidad”, coordinada por el Ministerio de Trabajo, Empleo, Industria y Minería. Esta actividad fue diseñada para brindar herramientas formativas que potencien los perfiles del sector minero para una mejor inserción laboral y cuenta con la participación de destacados profesionales independientes y docentes de la Universidad Nacional de La Rioja.
El Gobierno provincial avaló una iniciativa privada para explorar el área Sur Río Deseado Este y dejó el terreno preparado para un nuevo proceso licitatorio que podría derivar en una explotación de hidrocarburos.
El Gobierno de Santa Cruz dio un paso formal para continuar con la reactivación la actividad hidrocarburífera en el norte provincial al declarar de interés público una iniciativa privada presentada por la empresa Alianza Petrolera S.A. para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en el área denominada Sur Río Deseado Este. La medida quedó oficializada a través del Decreto N° 1127/2025, publicado esta semana en el Boletín Oficial.
La iniciativa fue presentada por la compañía a comienzos de octubre ante el Ministerio de Energía y Minería, con la propuesta de desarrollar una prueba piloto basada en una nueva técnica de exploración que permitiría evaluar la viabilidad económica de los recursos existentes en la zona. El proyecto contempla una primera etapa exploratoria condicionada al éxito del piloto, con proyección hacia una eventual explotación posterior.
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Según se detalla en los considerandos del decreto, la autoridad de aplicación verificó que el área se encuentra libre y disponible, y que la empresa cumple con los requisitos de solvencia financiera exigidos por la normativa vigente. En ese marco, se recomendó avanzar con la declaración de interés público, paso necesario para habilitar el llamado a licitación.
La decisión se apoya en el marco constitucional y legal que reconoce a las provincias el dominio originario de los recursos naturales. Tanto la Constitución Nacional como la Constitución de Santa Cruz establecen que los yacimientos hidrocarburíferos pertenecen a las provincias, que pueden explotarlos a través de empresas públicas, privadas o mixtas, ejerciendo el poder de policía sobre la actividad.
El decreto también se inscribe dentro del contexto de la emergencia hidrocarburífera declarada en Santa Cruz por la Ley Provincial N° 3914. Esa norma faculta al Ejecutivo a adoptar medidas excepcionales para sostener y recuperar los niveles de producción, preservar el empleo y promover nuevas inversiones, en un escenario marcado por la caída de actividad en áreas maduras y la necesidad de incorporar tecnologías que hagan viable la explotación.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó la ampliación del régimen durante el Día del Petróleo. La medida, coordinada con la provincia de Neuquén, busca extender los beneficios fiscales a todo el upstream no convencional para maximizar la producción y atraer nuevos capitales.
En una señal clara hacia el mercado energético, el Gobierno Nacional confirmó que avanzará en la incorporación de la exploración de petróleo y gas no convencional al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio fue realizado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, en el marco del tradicional almuerzo del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
La decisión responde a una estrategia para incentivar desembolsos en la etapa inicial de los proyectos (upstream), vital para sostener el crecimiento de la producción en formaciones clave como Vaca Muerta. “El Ministro nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI. Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato”, aseguró González ante los principales empresarios del sector.
La medida se alinea con los reclamos de las provincias productoras. Recientemente, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, había solicitado al ministro de Economía, incluir las inversiones destinadas a la generación incremental de producción dentro del régimen, con el objetivo de promover el empleo y el desarrollo regional.
Resiliencia del sector y récords operativos
Durante su balance, el funcionario destacó la solidez de la industria hidrocarburífera frente a un contexto internacional adverso, marcado por una caída del 17% en el precio del crudo. A pesar de ello, la actividad local mostró indicadores positivos: en el segmento no convencional se completaron un 20% más de pozos y se incrementaron en más de un 30% las etapas de fractura respecto al año anterior, alcanzando un récord histórico de producción.
En paralelo al impulso de Vaca Muerta, el Ejecutivo puso el foco en las cuencas maduras. González ratificó la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, una medida diseñada para mejorar la ecuación económica en yacimientos que enfrentan mayores desafíos de rentabilidad.
Ante más de mil empresarios, el presidente del IAPG destacó los avances en producción, exportaciones e infraestructura, pero remarcó que el país necesita financiamiento y reglas estables para no quedar atrás.
López Anadón señaló que “Argentina compite en una carrera por los hidrocarburos que no da segundas oportunidades” “El desarrollo del sector se justifica bajo un proyecto puro de exportación”, aseguró.
Con un auditorio repleto por más de 1.000 empresarios y referentes del sector energético, el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, presentó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera argentina.
Su mensaje, pronunciado durante un encuentro en el Sheraton, combinó reconocimiento por los logros recientes y una advertencia clara: “Estamos en carrera, pero también estamos compitiendo contra otros proyectos similares en el mundo. Y esta carrera no da segundas oportunidades”.
López Anadón abrió su exposición remarcando que “asombra lo realizado por la industria en estos dos años”, haciendo referencia a una serie de indicadores que describen una transformación profunda del sector. Entre ellos, destacó que:
La producción de petróleo no solo creció, sino que superó por primera vez el pico registrado a fines de los años 90.
La producción de gas también aumentó de forma significativa.
Se consolidó un crecimiento firme de las exportaciones de crudo y de gas.
Y, como consecuencia directa de la mayor oferta local y de la expansión de la infraestructura, las importaciones de gas cayeron un 45%.
“Este conjunto de factores permitirá que la balanza comercial energética cierre 2025 con un superávit superior a los U$S 7.000 millones, es decir, un 26% más que el año anterior, con perspectivas de casi triplicarse en pocos años si la tendencia se mantiene”, explicó.
Infraestructura estratégica
El presidente del IAPG dedicó un tramo central de su discurso a enumerar los avances en infraestructura, subrayando que cada obra realizada amplía la capacidad del país para consolidarse como proveedor energético global.
Entre los hitos recientes, mencionó: la ampliación del sistema de transporte de crudo de Oldelval, con un segundo proyecto en evaluación; el avance del oleoducto Vaca Muerta Sur, que incluye un nuevo puerto de exportación y mejorará la flexibilidad logística; la reversión del Gasoducto Norte, que abrirá la puerta a incrementar exportaciones de gas hacia Brasil, y el desarrollo de dos proyectos de GNL, encabezados por PAE y YPF, que permitirían exportar hasta 30 millones de toneladas anuales para 2030.
A ello se suma un nuevo proyecto anunciado por Camuzzi, y un dato decisivo: la Secretaría de Energía otorgó permisos de exportación de gas por 30 años, algo que no ocurría desde la década de los 90 y que brinda mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo.
López Anadón también destacó que se están reconstruyendo los mercados mayoristas de gas y electricidad, lo cual consideró imprescindible para eliminar distorsiones que frenaron competitividad en el pasado.
Señaló además que Enargas trabaja en restaurar los mecanismos que permiten ampliar las redes de transporte, necesarias para acompañar el nuevo ciclo de crecimiento.
De igual manera, valoró que el Estado esté saldando deudas históricas con compañías del sector, un paso que contribuye a recuperar previsibilidad financiera.
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Uno de los tramos más destacados de su intervención se centró en el potencial de Vaca Muerta, donde reiteró que Argentina está en camino de alcanzar la meta de 1,5 millones de barriles diarios de producción y de duplicar la producción de gas.
En términos laborales, el desarrollo exigirá: entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y entre 180.000 y 240.000 en construcción, generando un impacto federal en la cadena de valor.
Sobre este punto, López Anadón enfatizó que las 37 principales compañías del sector cuentan con casi 10.000 proveedores, de los cuales 78% son pymes que emplean a más de 220.000 personas. Entre 2019 y 2021, estos proveedores facturaron U$S 4.000 millones anuales, un número que grafica la potencia del entramado productivo.
El presidente del IAPG indicó que el mercado interno está plenamente abastecido, por lo que “todo el desarrollo actual y futuro solo se justifica bajo un proyecto puro de exportación de gas y petróleo”.
Para lograrlo, será indispensable: perforar 1.000 pozos por año, sumar nuevas instalaciones e infraestructura, y movilizar entre U$S 20.000 y 30.000 millones anuales en inversiones.
Según explicó, esto requiere un acceso sostenido al financiamiento internacional, ya sea corporativo o a través de instituciones financieras externas.
En un cruce tuitero, tras reunirse con representantes de las más grandes mineras del mundo que vienen a invertir a la Argentina, el canciller respondió lo que podes leer en esta nota.
El canciller Pablo Quirno se enganchó en Twitter/X en los cuestionamientos que le cayeron encima desde el anonimato de las redes debido a que se reunió con Ron Hochstein, CEO, y José Morea, country director para Argentina y Chile de Vicuña Corp., luego de que BHP y Lundin Mining confirmaran su aplicación al RIGI.
Explicó, primero, que “Vicuña es un proyecto de cobre, oro y plata ubicado en San Juan que se encuentra entre los 10 mayores depósitos del mundo y su incorporación al régimen asegura inversiones aceleradas por al menos USD 2.000 millones en los primeros dos años”.
Y valoró que “esto no es casualidad: es el resultado directo de un país que volvió a ser confiable, previsible y competitivo”. Luego, como cierre le agradeció al presidente Javier Milei “por haber recuperado las condiciones que permiten que inversiones de esta escala elijan a la Argentina”.
Pero no quedó ahí, porque ante cuestionamientos tuiteros le respondió a uno de ellos: “Literalamente, gracias a la minería podés comer. Sin minería no tendrías un tenedor. Ni una sartén. Ni un horno, ni el caño que te transporta el gas. Tendrías que cocinar a leña, y sin parrilla. Sin herramientas no podrías ni cazar tu propio alimento, a menos que usaras boleadoras y un cuchillo de palo”.
La presencia femenina en minería sigue siendo baja, pero la inteligencia artificial emerge como herramienta clave para mejorar la inclusión.
La industria de la minería es uno de los sectores más importantes para las economías de la región, en países como Chile, Perú, México, Colombia y Argentina. Sin embargo, la presencia femenina en el sector minero continúa siendo baja y la incorporación de las profesionales en áreas operativas y de liderazgo sigue siendo un desafío para las empresas del sector.
De acuerdo con datos del 2023 del Foro Económico Mundial la presencia femenina en la minería en Latinoamérica es de alrededor del 12-15% a nivel global, con países como Chile y México registrando porcentajes aún más bajos en algunos roles. La mayoría de las mujeres en minería se concentran en áreas administrativas, mientras que las operaciones y puestos de liderazgo siguen siendo dominados por hombres.
Otro reto que enfrentan las mineras son las condiciones laborales, ya que las minas están ubicadas en regiones remotas y en condiciones difíciles, lo que puede ser un obstáculo para muchas mujeres, especialmente para las que tienen responsabilidades familiares. Esto se agrava por la falta de infraestructura adecuada y la necesidad de mejorar los equipos de protección personal (EPP) adaptados a las mujeres. A esto se suman brechas en el acceso a la formación técnica y programas de desarrollo profesional.
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En este contexto, la inteligencia artificial se posiciona como una herramienta clave para promover la equidad de género en la minería. Su aplicación en tareas de automatización, monitoreo y seguridad permite reducir brechas físicas, mejorar las condiciones de trabajo y generando un aprendizaje automático apuntando a una minería de mayor precisión de los procesos.
Además, el uso de datos y analítica avanzada contribuye a una cultura corporativa equilibrada impulsando la creación de espacios más seguros e inclusivos y fomenta el liderazgo femenino mediante la toma de decisiones basada en datos, mayor sostenibilidad y proyectos de minería verde, entre otros.
“La inclusión femenina en la minería es una estrategia de innovación. Incorporar la inteligencia artificial y promover el liderazgo de las mujeres permite avanzar hacia una industria más precisa, segura y sostenible. La tecnología puede automatizar procesos, pero el cambio real sucede cuando las mujeres participan activamente en las decisiones que definen el futuro del sector”, aseguró Pilar Bruzzo, directora de Transformaciones de RRHH y Gestión del Cambio de Accenture.
De cara al 2026, el desafío será consolidar los avances y abordar los aspectos que aún frenan la inclusión:
Acceso a tecnología: en muchas regiones de Latinoamérica, el acceso a tecnologías avanzadas aún es limitado, especialmente en áreas rurales o remotas donde se encuentran muchas minas. Para que las mujeres puedan aprovechar la inteligencia artificial, es necesario mejorar la infraestructura tecnológica en estas zonas.
Desigualdad digital: aunque la adopción de inteligencia artificial está en aumento, persisten brechas en el acceso a la educación digital entre hombres y mujeres en algunas regiones de Latinoamérica. Las políticas públicas deben centrarse en aumentar el acceso de las mujeres a herramientas digitales y programas de capacitación en inteligencia artificial.
Cambio cultural: el cambio hacia una minería más inclusiva requerirá un cambio cultural en muchas empresas. La implementación de inteligencia artificial puede ayudar, pero los estereotipos de género, la falta de políticas de igualdad y la resistencia al cambio seguirán siendo barreras que necesitarán atención a nivel organizacional y gubernamental.
Necesidad de políticas de igualdad: es fundamental que los gobiernos y las empresas continúen fomentando políticas de igualdad de género que vayan más allá de la incorporación de tecnología. Esto incluye la creación de normas de protección laboral específicas para mujeres, como la mejora de la infraestructura en las minas, la implementación de horarios laborales flexibles y el desarrollo de programas de salud ocupacional orientados a la mujer.
Excedente en el mercado petrolero: El aumento de la producción y el lento crecimiento de la demanda ejercen presión sobre los precios. Un informe del Banco Mundial preparado por Paolo Agnolucci y Nikita Makarenko.
Los precios del petróleo subieron un 5 por ciento hacia fines de mes después de que se anunciaran nuevas sanciones de Estados Unidos a las compañías petroleras rusas, y el Brent cerró en alrededor de 65 dólares por barril (bbl) el 29 de octubre.
A lo largo de 2025, los precios del petróleo disminuyeron debido a las continuas tensiones en materia de política comercial y a la preocupación por el exceso de oferta, con aumentos ocasionales a corto plazo en respuesta a los acontecimientos geopolíticos.
El descenso del Brent contribuyó a que el precio del petróleo de los Urales cayera por debajo de los USD 60 por barril -el límite máximo vigente desde febrero de 2025- antes de introducir un límite más bajo de USD 47,6 por barril en septiembre.
El crecimiento de la demanda de petróleo sigue debilitándose. Según estimaciones, la demanda mundial de petróleo aumentó solo 0,8millones de barriles por día (mb/d), o un 0,7% interanual, en el tercer trimestre de 2025, un indicador de que el crecimiento sigue siendo lento en relación con el promedio de 2015-19.
Se espera que esta tendencia continúe, lo que dará lugar a una demanda anual de 103,8mb/d en 2025y 104,5mb/d en 2026. De acuerdo con las proyecciones, el consumo de petróleo en las economías avanzadas se mantendrá estable, mientras que el crecimiento en China probablemente se moderará debido a la acelerada adopción de vehículos eléctricos e híbridos.
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En India, uno de los países que contribuye en gran medida al crecimiento mundial, el aumento de la demanda se verá impulsado por el gas licuado de petróleo (GLP), la gasolina, la nafta y el diésel.
Se proyecta que la oferta de petróleo aumentará en 2025y 2026a medida que la nueva producción empiece a operar. La producción en 2025podría crecer en 3mb/d en términos interanuales (2,9%) hasta alcanzar los 106,1mb/d, y un aumento previsto de hasta 108,5mb/d en 2026.
En 2025, se proyecta que el crecimiento de la oferta se reanudará en Oriente Medio y Norte de África, Afganistán y Pakistán (MNA), se acelerará en América Latina y el Caribe (ALC) y se ralentizará en las economías avanzadas.
Casi la mitad del aumento de 2025puede atribuirse a la Organización de Países Exportadores de Petróleo Plus (OPEP+), y refleja objetivos de producción más elevados.
La combinación del aumento de la producción y el lento crecimiento del consumo está generando un excedente de petróleo en todo el mundo. Se estima que el superávit implícito de petróleo (oferta menos demanda) será de 2,7mb/d en el tercer trimestre de 2025, en parte debido a que la OPEP+ ha elevado sus objetivos de producción varias veces desde abril.
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Aunque el crecimiento de los inventarios observado en 2025reflejó solo alrededor de la mitad del superávit implícito, los últimos acontecimientos relacionados con el mercado respaldan cada vez más la existencia de un exceso de oferta mundial de petróleo, ya que recientemente varios cargamentos de crudo en Oriente Medio no se han vendido y han coincidido con un aumento de la cantidad de petróleo en los buques cisterna en el mar.
Anualmente, la Agencia Internacional de Energía anticipa que el superávit será de 2,3millones de barriles por día en 2025, cifra que aumentará a 4,0millones de barriles por día en 2026, esto es 1,6millones de barriles por día más que el superávit de 2020durante la pandemia.
Los riesgos para los pronósticos del precio del petróleo se inclinan a la baja. Se pronostica que los precios del petróleo Brent alcancen un promedio de USD68por barril en 2025, que disminuyan a USD60por barril en 2026, y luego suban a USD65por barril a medida que se estabilicen las condiciones del mercado.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), el brazo para el sector privado del Grupo Banco Mundial, anunció la inyección de un paquete de financiamiento multimillonario en Argentina, destacándose una inversión histórica destinada a la minería de litio en la provincia de Salta.
Alfonso García Mora, vicepresidente de la IFC, confirmó que se trata de la inversión más alta que la IFC haya realizado en el país, con un total de US$ 2.400 millones destinados a un proyecto de litio. Se espera que los fondos aterricen en las próximas semanas. El compromiso total del Grupo Banco Mundial con el sector minero argentino es significativo, estimando que movilizarán US$ 5.000 millones en los próximos dos a tres años para el desarrollo del litio, cobre y otros proyectos.
Detalles Clave de la Inversión
Monto Histórico: US$ 2.400 millones para un proyecto de litio en Salta.
Inversión Directa IFC: La IFC aporta directamente US$ 400 millones, movilizando el resto de los fondos a través de otros inversores.
Empresa Beneficiaria: La compañía elegida, de capitales argentinos y extranjeros con su proyecto en Salta, cotiza en Bolsa, por lo que su nombre aún no ha sido revelado.
Marco Regulatorio: El proyecto se beneficia del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), siendo uno de los primeros en ingresar a este marco.
Minería Responsable: García Mora enfatizó que la participación del Grupo Banco Mundial garantiza que el proyecto cumple con los estándares internacionales de mejores prácticas medioambientales y sociales, luego de un proceso de análisis y diseño de dos años.
Estrategia y Expansión
La estrategia del Grupo Banco Mundial se centra en fortalecer todo el ecosistema minero, incluyendo la infraestructura, la energía, el transporte y la logística, articulando el sector privado con las provincias y universidades.
El alto ejecutivo de la IFC también destacó el potencial de Argentina, no solo en la extracción del mineral, sino en la manufactura y creación de productos de valor agregado a partir de los minerales extraídos.
Otros Proyectos Relevantes de la IFC en Argentina
La IFC es muy activa en el país, siendo socia de Central Puerto para una nueva línea eléctrica en el NOA y asistiendo al Gobierno en la privatización de AySA. Además, mantiene un amplio portfolio de clientes que incluye a empresas de energía como Pampa Energía y Pan American Energy, entre otros actores del sector privado y financiero.
Mendoza celebra un nuevo hito para el desarrollo energético: YPF iniciará en los próximos meses una perforación adicional en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina mendocina, con el objetivo de seguir avanzando en la exploración de Vaca Muerta en territorio provincial.
YPF confirmó que iniciará la perforación adicional del bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina, para avanzar en las tareas de exploración del lado mendocino del bloque Vaca Muerta.
La decisión de avanzar con esta perforación adquiere aún mayor relevancia en el contexto actual, ya que YPF se encuentra reorganizando su cartera de activos y concentrando inversiones en proyectos de mayor competitividad.
“Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
“Este pozo adicional en CN VII A, fuera del compromiso mínimo originalmente establecido, confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Mendoza en los proyectos de mayor escala
En el marco de su estrategia nacional, YPF reorienta sus inversiones hacia proyectos de mayor escala y competitividad. En ese contexto, la decisión de ejecutar una perforación adicional refleja la expectativa positiva sobre el potencial geológico de Mendoza y reafirma la solidez del modelo institucional de la provincia.
El área CN VII A es uno de los bloques que integran la plataforma actual de exploración no convencional de YPF en Mendoza, donde ya se ejecutaron trabajos previos con resultados alentadores. Esta nueva perforación permitirá:
Profundizar la caracterización del reservorio Vaca Muerta en la provincia.
Ampliar el horizonte exploratorio de Vaca Muerta.
Obtener información clave para futuros desarrollos.
Consolidar la presencia de YPF en la frontera exploratoria mendocina.
Generar actividad económica, servicios y empleo asociado.
La Provincia continúa ejecutando una política energética moderna, estable y orientada a atraer inversión, con reglas claras y un sistema de promoción que permite dinamizar tanto la actividad convencional como la no convencional.
“Mendoza tiene un recurso competitivo, infraestructura disponible, seguridad jurídica y un modelo probado. Este tipo de decisiones de YPF confirman que estamos en el camino correcto”, concluyó Latorre.
El grupo industrial más grande del país puso en escena la cadena de valor que está detrás de los recursos primarios y volvió a pedir una estrategia inteligente de inserción comercial al mundo.
El gigante industrial Techint reforzó su mensaje institucional de que la Argentina no se puede desarrollar exclusivamente con la exportación de recursos naturales primarios, sino con la integración de su cadena de valor y la industria.
Es el espíritu de lo que permanentemente busca transmitir su dueño, Paolo Rocca, que esta tarde hablará nuevamente sobre la situación macroeconómica y su preocupación por la apertura comercial del país sin una estrategia clara de inserción inteligente al mundo, con la avalancha de importaciones de China como máxima inquietud.
Además, el grupo respaldó la reforma laboral y la necesidad de una reforma tributaria para destrabar el crecimiento de la Argentina y aseguró que “con Vaca Muerta no alcanza” para lograr el desarrollo.
Esos fueron los ejes de las presentaciones de los ejecutivos de la “T” en el comienzo del seminario ProPymes, en la que el holding agrupa a su cadena integrada de valor.
Recursos naturales sin industria
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente Institucional de Techint, contextualizó: “La Argentina tiene exportaciones de recursos naturales equivalentes a aproximadamente 1.000 dólares por habitante; Canadá, US$ 7.000; y Australia, US$ 14.000. Hacia 2030, si se desarrollan la energía y la minería, vamos a saltar hasta US$ 2.000 por habitante. Con Vaca Muerta no alcanza”.
“Argentina requiere de un desarrollo industrial integrado alrededor de los recursos naturales”, agregó, y señaló que la oportunidad es el “Occidente democrático”, frente a una China a la que solo se le puede exportar materias primas.
Además, Martínez Álvarez planteó una crítica hacia los gobiernos provinciales y municipales, que “se llenan la boca hablando de industria pero cobran impuestos y tasas que funcionan como aranceles a las exportaciones”.
El boom de importaciones de China
Más tarde, Martín Berardi, presidente Ejecutivo de Ternium Argentina, analizó el boom de exportaciones de acero chino en los últimos 7 años, que -como contó Clarín esta semana- ya generó una tensión industrial en Vaca Muerta por el uso de caños para los gasoductos dedicados al Gas Natural Licuado (GNL).
“Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego”, marcó Berardi, que observa como un “desafío” a las crecientes importaciones y como una “oportunidad” al acuerdo con Estados Unidos, que “más que un rescate es una puerta abierta para una alianza con Occidente y una inserción comercial”.
Por su lado, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, valoró que la Argentina llegó a un récord histórico de producción de petróleo y que se dio vuelta la balanza comercial energética porque “Vaca Muerta hoy es una realidad gracias a que hubo un entramado industrial que permitió hacer las inversiones”.
Techint también convocó a los economistas Esteban Domecq, Matías Surt y Santiago Bulat, de la consultora Invecq, quienes analizaron el contexto actual y lo que viene.
Mientras en gran parte del país el trabajo privado se contrae, la provincia patagónica lidera la creación de puestos laborales gracias a la sinergia entre inversión energética y políticas públicas locales.
Neuquén se consolida como la provincia que más empleo privado genera en Argentina, un logro que contrasta con la tendencia nacional de pérdida laboral. Entre 2023 y 2025, según datos del Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA), se incorporaron más de 4.100 nuevos puestos de trabajo formales, un crecimiento cercano al 3% en un contexto de incertidumbre económica y recesión en otros distritos del país.
El motor de este crecimiento es, sin duda, Vaca Muerta, la formación hidrocarburífera que ha despertado inversiones millonarias y multiplicado la demanda de mano de obra en toda la cadena de valor: desde perforación y extracción hasta servicios vinculados a la energía y la logística. Este dinamismo se complementa con políticas públicas que priorizan la contratación local y el desarrollo de capacidades en los trabajadores neuquinos.
“Cuando el crecimiento económico se traduce en empleo, todos ganamos. Nuestro objetivo es que cada proyecto que se desarrolla en Neuquén genere oportunidades concretas para quienes viven aquí”, señaló Lucas Castelli, ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral.
Programas como Emplea Neuquén juegan un rol clave al conectar la demanda laboral de empresas con trabajadores capacitados, fomentando prácticas formativas en entornos reales y facilitando la inserción de jóvenes y profesionales en sectores estratégicos. La combinación de inversión pública, desarrollo energético y articulación con el sector privado se traduce en un círculo virtuoso que fortalece la economía local.
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El impulso al empleo también se ve reflejado en la obra pública: la pavimentación de rutas, la construcción de escuelas y la mejora de servicios esenciales no solo genera puestos de trabajo directos, sino que incentiva la participación de empresas de todo el país en proyectos que benefician a la comunidad.
Mientras otras provincias enfrentan retrocesos en sectores clave como la industria y la construcción, Neuquén demuestra que la planificación estratégica, la inversión sostenida y la colaboración público-privada pueden convertir la adversidad nacional en una oportunidad para crecer y generar empleo.
El desarrollo de Vaca Muerta no solo generó más puestos de trabajo, sino que transformó la naturaleza de las oportunidades laborales en Neuquén. Sectores que antes tenían poca presencia en la provincia, como ingeniería avanzada, geología, perforación y logística industrial, ahora demandan profesionales calificados, técnicos especializados y operarios entrenados. Este cambio ha ampliado el espectro de empleos, ofreciendo alternativas estables y de alto valor agregado que antes eran escasas en la región.
El gobernador de Neuquén indicó que el encuentro fue para concretar medidas que impaceten en la industria. “Lo vamos a evaluar”, respondió el ministro de Economía.
Este miércoles hubo un encuentro clave entre Rolando Figueroa y Luis Caputo, en la antesala del debate de las reformas del gobierno de Javier Milei en el Congreso. Allí, el gobernador de Neuquén solicitó al ministro de Economía modificaciones en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
A través de sus redes sociales, el mandatario provincial comentó que la cumbre fue con el fin de concretar «medidas que impacten en la industria y en el desarrollo» neuquino.
En este sentido, indicó que solicitó al titular del Palacio de Hacienda incorporar las inversiones vinculadas al upstream no convencional de petróleo y gas natural al RIGI. La medida tendría el impacto de promover «más producción, empleo y crecimiento» en la provincia, sentenció Figueroa.
Por su parte, Caputo reveló -también por X- que el Gobierno va a «evaluar» la propuesta del mandatario neuquino.
Impulso a Vaca Muerta: San Antonio Internacional y Precision Drilling anunciaron una alianza estratégica
La empresa San Antonio Internacional junto a Precision Drilling Corporation anunciaron el acuerdo de su nueva alianza estratégica, que busca el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en Argentina. Ambas empresas cuentan con una basta trayectoria en servicios petroleros en el país y a nivel mundial.
El acuerdo combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling. Las firmas buscan crear una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales. Esta alianza resulta clave para impulsar la perforación no convencional en Argentina.
El CEO de Tecpetrol proyectó que Argentina podría alcanzar 800 mil barriles diarios de petróleo en 2025 y llegar al millón y medio hacia fin de la década. Repasó hitos de Fortín de Piedra, avances en Los Toldos II Este y la necesidad de fortalecer la competitividad ante un escenario internacional de precios más bajos.
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, aseguró que el shale de Neuquén atraviesa una etapa de expansión sostenida, con récords históricos en petróleo y gas, al tiempo que remarcó que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional”. El ejecutivo estimó que en 2025 la producción de crudo en Argentina cerrará “cercana a los 800 mil barriles por día”, superando ampliamente los máximos de fines de los años 90. De cara al final de la década, la expectativa del sector es alcanzar 1,5 millones de barriles diarios.
Markous, durante su participación en el 24 Seminario ProPymes, también destacó la mejora en la seguridad energética del país. “El mercado argentino de gas está muy abastecido por la inauguración del gasoducto Perito Moreno. Los picos invernales han disminuido: antes se importaban 80 barcos por año y este año solo 25”, explicó. Según el CEO, este salto productivo permitió que en 2023 se equilibrara la balanza comercial energética, un objetivo histórico para la macroeconomía argentina.
El ejecutivo subrayó además la creciente inserción regional del gas argentino. “Estamos exportando nuevamente a Chile y empezando tímidamente a exportar a Brasil con la reversión del Gasoducto del Norte”, afirmó. Para Markous, el país cuenta hoy con “un gas muy competitivo para las industrias”, lo que abre nuevas oportunidades para ampliar mercados.
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El caso de Fortín de Piedra fue central en su repaso. El desarrollo, iniciado en 2017, se consolidó como uno de los motores del shale gas neuquino. “En el pico invernal, Fortín de Piedra produce 25 millones de m³/día: es el 20% del gas de Neuquén y 15% del país. Uno de cada cinco hogares en invierno se alimenta de Fortín de Piedra”, destacó. Y enfatizó: “Esto lo pudimos hacer gracias a las pymes que trabajaron en este proyecto”.
Un nuevo hito: Los Toldos II Este
Markous detalló también el avance del proyecto Los Toldos II Este, orientado a petróleo. Hoy 600 pymes participan de la cadena de valor y se espera llegar a 1.000. El objetivo es alcanzar en 2027 una producción de 70 mil barriles por día, lo que elevará la producción total de Tecpetrol a 100 mil barriles diarios.
La inversión prevista incluye US$ 1.200 millones en plantas y gasoductos, y otros US$ 1.300 millones en transporte, perforación y estructura. Según el CEO, la compañía apoya este crecimiento con tecnología aplicada: “Tenemos el primer centro de innovación del país que monitorea Fortín de Piedra desde Buenos Aires. Gracias a esto, en Los Toldos II estamos perforando pozos de 3.500 metros horizontales en 14,2 días, con 10 fracturas por día”.
El directivo remarcó que el contexto internacional obliga a redoblar la eficiencia. “Pasamos de un petróleo promedio de US$ 80 en 2024 a US$ 62 en 2025. Vamos a tener que trabajar con productores y la industria para ser competitivos”, advirtió.
La empresa Pampa Exploración, subsidiaria de NGEx Minerals, inicia trabajos de prospección en busca de cobre y oro en territorio riojano. El proyecto forma parte de un corredor geológico de relevancia internacional y abre una nueva etapa para el desarrollo productivo de la provincia.
La provincia de La Rioja sumará un nuevo proyecto minero a partir del desembarco de Pampa Exploración, la subsidiaria local de la compañía canadiense NGEx Minerals, perteneciente al conglomerado Lundin. La firma comenzará tareas de prospección orientadas a identificar mineralizaciones de cobre y oro, en una zona considerada estratégica dentro del distrito geológico Vicuña, uno de los más importantes a nivel global.
Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. La presentación oficial se realizó durante una reunión encabezada por el gobernador Ricardo Quintela, de la que participaron el ministro de Trabajo, Empleo, Industria y Minería, Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos.
Confianza en el clima productivo de La Rioja
Tras el encuentro, el ministro Bazán destacó la importancia de que un grupo de alcance internacional elija La Rioja para iniciar nuevas etapas de inversión. Señaló que NGEx Minerals forma parte del mismo conglomerado que impulsa proyectos de cobre de escala mundial como José María, Filo del Sol y Lunahuasi.
“Esta es una noticia muy importante para el desarrollo productivo y minero de la provincia. Que comiencen a explorar en La Rioja significa confianza en la provincia y una apuesta concreta al crecimiento”, afirmó.
Bazán explicó que la empresa encarará una primera campaña de perforaciones con expectativas de mediano y largo plazo. A su vez, destacó que la llegada de inversiones impacta especialmente en el interior provincial, donde la actividad minera dinamiza servicios, empleo y nuevas oportunidades económicas.
El funcionario subrayó que la instalación de Pampa Exploración “refuerza la seguridad jurídica local y el compromiso con estándares ambientales altos”, y que la presencia de empresas de este nivel envía un mensaje positivo al sector minero nacional e internacional.
Un distrito geológico con proyección internacional
Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos de NGEx Minerals, valoró el inicio de los trabajos en La Rioja y confirmó que la empresa ya comenzó tareas preliminares en la propiedad minera Solitario 17. Señaló que el objetivo es buscar la continuidad del distrito Vicuña —compartido con San Juan—, donde la compañía desarrolla actualmente el proyecto Lunahuasi.
“Queremos mantener informado al gobernador sobre nuestras acciones y avances, y volver a presentar resultados cuando estén disponibles”, expresó. Vitaller sostuvo que La Rioja posee un potencial geológico aún no explorado en profundidad y que la empresa trabajará para identificar áreas con presencia de cobre y oro.
El directivo remarcó que NGEx Minerals es una compañía generadora de proyectos, con antecedentes en descubrimientos relevantes como José María, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi.
Oportunidades para el Valle del Bermejo
El intendente de General Lamadrid, Luis Orquera, destacó el impacto que este proyecto podría tener en su departamento y en toda la región del Valle del Bermejo. Señaló que, de confirmarse mineralizaciones significativas, la actividad “podría cambiar la realidad de los pobladores y abrir nuevas oportunidades de desarrollo”.
Un webinar organizado por Megsa volvió a colocar en primer plano un tema decisivo para el futuro del shale argentino: cómo se financian hoy los proyectos de Oil & Gas y quiénes están en condiciones reales de capturar las oportunidades que ofrece Vaca Muerta. El encuentro estuvo encabezado por Juan José Preciado, CEO de RICSA, quien trazó un diagnóstico crudo y estratégico sobre el flujo de capital que llega —y el que falta— para sostener el crecimiento de la cuenca.
Preciado abrió con una definición que marcó el tono del debate: “Vaca Muerta no es solo para los grandes. Es para los que sepan financiarse bien”. El mensaje no apuntó únicamente a las operadoras, sino a toda la cadena de valor: desde proveedores PyME hasta empresas de servicios que dependen del crédito para sostener operaciones en Neuquén y Río Negro.
El contexto productivo y macroeconómico —por primera vez en años— juega a favor. La Argentina exhibe producción récord de petróleo y gas, un superávit energético consolidado y costos operativos más previsibles gracias a la desaceleración inflacionaria. A esto se suma una agenda de infraestructura en plena ejecución, con nuevos oleoductos, ampliaciones de transporte y obras asociadas al despegue del GNL.
Sin embargo, el acceso al financiamiento continúa siendo el factor que define quién escala y quién queda rezagado. Según Preciado, el país vive “una ventana histórica” donde la disponibilidad de capital internacional y local podría transformarse en expansión sostenida… si la industria sabe cómo estructurarlo.
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El webinar diferenció de manera categórica el financiamiento de grandes empresas respecto del universo PyME. Las big players del sector —YPF, PAE, Raízen, Pampa Energía— operan con instrumentos sofisticados como obligaciones negociables, emisiones de bonos corporativos, estructuras de project finance, fideicomisos financieros y esquemas off-balance que resguardan a la matriz corporativa.
Preciado destacó que el project finance volvió a ocupar un rol protagónico. Allí, el repago surge de los propios flujos del proyecto, los acreedores asumen riesgo limitado y los sponsors resguardan su balance. Casos como OTASA, Oldelval y el megaproyecto Vaca Muerta Sur operan bajo esta lógica, favorecidos por el RIGI, que otorga estabilidad fiscal y regulatoria a largo plazo.
El panorama es muy distinto para las PyMEs, que enfrentan restricciones de crédito que amenazan su participación en la expansión del shale. “Sin PyMEs no hay Vaca Muerta”, repitieron los expositores. Estas empresas, que representan el músculo operativo de la cuenca, necesitan herramientas de financiamiento ágiles y descontables.
En ese punto, el Mercado Argentino de Valores (MAV) aparece como una vía estratégica. Instrumentos como Cheques de Pago Diferido, Pagarés Bursátiles, ON PyME Garantizadas y Facturas de Crédito Electrónicas (FCE) actúan como oxígeno financiero para firmas que cobran a 60, 90 o 120 días de grandes operadoras.
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La FCE merece un capítulo aparte. PAE, YPF, Pampa Energía y Raízen ya operan bajo este esquema, lo que permite a proveedores descontar facturas con tasas competitivas y garantías de SGRs. Para muchas empresas, esta herramienta marca la diferencia entre seguir operando o frenarse.
El RIGI —tema central del webinar— fue presentado como un punto de inflexión. Para Preciado, este régimen es “el marco que buscaban los fondos internacionales que empiezan a mirar otra vez a la Argentina energética”. Estabilidad fiscal, libre disponibilidad de exportaciones y reglas claras son atributos inusuales en la región, lo que reposiciona al país frente a capitales globales.
Otro eje relevante fue el rol de los organismos multilaterales. BID, CAF y bancos de desarrollo se perfilan como mitigadores de riesgo regulatorio y cambiario. No reemplazan al mercado, pero lo sostienen cuando los spreads se disparan o cuando las operadoras requieren fondeo mixto para infraestructura crítica.
El fundador y presidente de Venoil Energía, Gustavo Naves, presentó en un webinar organizado por Megsa su visión sobre cómo los campos convencionales en Argentina todavía pueden generar valor.
En un mercado dominado por el auge de Vaca Muerta y la producción no convencional, Gustavo Naves, fundador, director y presidente de Venoil Energía, lanzó un mensaje contundente: los campos maduros convencionales de Argentina todavía tienen potencial y no deben ser subestimados.
La presentación se realizó en un webinar organizado por Megsa, donde Naves compartió su visión estratégica sobre el futuro del petróleo y gas en el país. “Existe un prejuicio generalizado sobre los campos convencionales: se piensa que no pueden crecer, que la tecnología es solo para shale y que la única forma de aumentar la producción es perforando más pozos”, aseguró Naves.
Frente a esto, destacó que la innovación tecnológica, la gestión eficiente y los modelos de recuperación terciaria pueden cambiar radicalmente los resultados de estos yacimientos.
Durante su exposición, el empresario repasó la trayectoria de Venoil Energía, una compañía independiente especializada en la optimización de campos maduros en Mendoza y Santa Cruz. Con énfasis en sostenibilidad, descarbonización y digitalización, la empresa ha logrado aumentar la producción y reducir costos mediante la incorporación de inteligencia artificial y herramientas de gestión avanzadas.
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“Nuestro ADN es un equipo interdisciplinario, reducción de costos operativos, excelencia operacional y empatía sindical. Eso nos permite resultados concretos incluso en campos que otros consideran agotados”, afirmó Naves.
Propuso una mayor colaboración entre empresas, sindicatos y gobiernos, apoyada por incentivos fiscales y regulaciones favorables, para crear un ambiente de inversión sólido y sostenible.
Además, puso en valor la vinculación con universidades y centros de investigación, como fuente clave de innovación y formación de profesionales especializados.
Naves expuso ejemplos concretos de cómo la tecnología aplicada al convencional puede optimizar la producción: sistemas de monitoreo digital, análisis predictivo de pozos y recuperación secundaria avanzada. Según el ejecutivo, la combinación de estas herramientas con estrategias de gestión eficientes permite no solo sostener la producción sino mejorarla, mientras se reducen los costos operativos y se respetan los estándares ambientales más exigentes.
Un mercado en expansión: más de 3.000 pozos demandarán sistemas de levantamiento artificial. El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial LiftEl acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift (Pecom).
PECOM, la compañía argentina con más de siete décadas de trayectoria en la industria energética, anunció la firma de una alianza estratégica con Flowco Holdings Inc. (NYSE: FLOC), una de las empresas líderes a nivel global en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para petróleo y gas.
El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift, con especial foco en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta.
La incorporación de la tecnología de Flowco representa un salto cualitativo para PECOM, que busca fortalecer su oferta de servicios integrados, innovadores y sustentables a lo largo de toda la cadena energética.
Entre las herramientas más destacadas se encuentra el High Pressure Gas Lift, el sistema de compresión de gas aplicado a levantamiento artificial más utilizado en Estados Unidos, especialmente en pozos horizontales de shale.
Este sistema permite inyectar gas a alta presión para optimizar el rendimiento del Gas Lift, una técnica que se vuelve crucial para maximizar la productividad de los pozos no convencionales. Su adopción en Argentina posiciona a PECOM como una de las pocas compañías capaces de ofrecer soluciones de alto rendimiento para operaciones de shale, consolidando su rol estratégico en el desarrollo de Vaca Muerta.
El CEO de PECOM, Horacio Bustillo, celebró el acuerdo:”Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco. Es un paso clave para agregar valor con productos y servicios que aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta.”
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El potencial argentino en recursos no convencionales es uno de los más prometedores del mundo. Según estimaciones sectoriales, en la próxima década se proyecta la incorporación de más de 3.000 pozos que requerirán sistemas de levantamiento artificial, un segmento donde la eficiencia operativa es determinante para asegurar competitividad y reducir costos.
“El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale”, explicó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de PECOM. “Los operadores necesitan tecnologías que mejoren la productividad con menores costos, y esta alianza responde directamente a esa demanda”.
La combinación de la experiencia internacional de Flowco en diseño y operación de sistemas de levantamiento artificial con la sólida presencia local de PECOM crea una propuesta única en el mercado. La empresa argentina aporta infraestructura, equipos operativos y relaciones de largo plazo con los principales operadores del país, potenciando la adopción de tecnologías avanzadas en todas las cuencas productivas.
El especialista advirtió que el país debe consolidar su estrategia exportadora en un contexto global favorable.
El economista y exsecretario de Energía, Daniel Montamat, aseguró en diálogo con Canal E que el sector energético argentino atraviesa una fase estratégica para consolidar su perfil exportador.
En este sentido, sostuvo que “el sector energético es uno de los sectores puntales en una transformación productiva”, subrayando el cambio de paradigma respecto de años anteriores, cuando el objetivo principal era el autoabastecimiento interno.
Expansión petrolera y oportunidad exportadora
Montamat explicó que el país consolida una estrategia exportadora sustentada principalmente en el desarrollo acelerado de Vaca Muerta. En esa línea afirmó que “la Argentina está exportando más de 300.000 barriles diarios de petróleo” y que la producción nacional ya alcanzó picos históricos.
Según detalló, en octubre se registraron “850.000 barriles diarios de producción”, cifra que atribuyó al avance de obras de infraestructura orientadas a evacuar mayores volúmenes hacia mercados externos.
El analista remarcó que el contexto internacional abre condiciones favorables para profundizar esta expansión. Por eso insistió en que “tenemos que aprovechar la oportunidad, la ventana de oportunidad que nos da el mundo para consolidar esta estrategia exportadora”. A su criterio, la clave es sostener reglas estables y generar condiciones competitivas que permitan a las empresas planificar inversiones de largo plazo.
RIGI, inversiones y competitividad interna
Consultado sobre el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), Montamat descartó prejuicios y consideró que “en un país normal, debería ser un régimen general para todas las empresas”. Sin embargo, aclaró que el sector hidrocarburífero necesita marcos específicos debido a que se trata de inversiones de miles de millones de dólares que requieren previsibilidad prolongada.
Destacó que el régimen “ha sido beneficioso para desencadenar grandes procesos de inversión”, sobre todo en infraestructura orientada a la exportación, y que también contribuye a mejorar la ecuación fiscal. No obstante, advirtió que la variable determinante para que los proyectos prosperen es la estabilidad macroeconómica: “lo más importante es la estabilidad macroeconómica y que siga bajando el riesgo”, aseguró.
Montamat también señaló que Argentina necesita ajustar costos internos para competir mejor, dado que los precios internacionales no dependen del país: “somos tomadores de precios del mercado internacional”, afirmó, y sostuvo que la microeconomía local aún enfrenta desafíos en eficiencia, especialmente en servicios asociados al sector.
Un informe privado anticipa dos posibles escenarios para la producción de crudo y gas no convencional el próximo año, con ingresos de divisas que podrían superar los USD 12 mil millones y consolidar a Neuquén como principal generador de dólares del sector energético.
Las proyecciones para Vaca Muerta vuelven a poner a la formación patagónica en el centro del mapa energético argentino. Según un estudio reciente de la consultora Economía & Energía, la producción no convencional podría alcanzar un nivel histórico en 2026 y sostener un superávit energético que rondaría los USD 9.000 millones, impulsado por un fuerte salto exportador.
El reporte plantea dos caminos posibles. En el escenario más optimista, la producción total promedio superaría los 937.000 barriles diarios, con un aporte shale cercano a los 642.000 barriles por día y un tercio de ese volumen destinado a mercados externos.
Ese nivel permitiría generar casi USD 8.900 millones solo por ventas de petróleo, apoyado en la expansión del sector y en precios internacionales estables.
Una alternativa más prudente prevé un promedio de 868.000 barriles diarios, con una participación menor del shale y exportaciones cercanas a los 321.000 barriles diarios. Incluso en ese caso, los ingresos superarían los USD 7.300 millones, aunque el declino de las cuencas maduras, especialmente en el Golfo San Jorge, tendría mayor incidencia.
El trabajo sostiene una referencia de USD 62 por barril para el crudo de la región y un flujo estable en la exportación de gas, que sumaría otros USD 649 millones. Del lado de las importaciones, los valores prácticamente no variarían y se ubicarían en torno a los USD 3.343 millones.
¿Puede Argentina ser potencia mundial en minerales críticos si el oro y la plata caen 37,7% en un solo mes? Los datos de octubre 2025 del INDEC brindan una respuesta contundente.
El Índice de Producción Industrial Minero (IPI Minero) de octubre de 2025, publicado por el INDEC, registró un aumento interanual del 3,7% y un acumulado enero-octubre del +3,3%. La serie desestacionalizada avanzó 0,6% mensual, mientras la tendencia-ciclo se mantuvo prácticamente estable (-0,0%).
Sin embargo, detrás del número positivo se observan dos realidades completamente distintas: el auge sostenido de la producción no convencional de hidrocarburos y de minerales críticos (especialmente litio) versus el derrumbe histórico de la minería metalífera tradicional.
Vaca Muerta vuelve a ser el motor
El bloque “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo” creció 5,6% interanual y acumula +3,4% en 2025. El detalle muestra que el impulso proviene exclusivamente del shale oil:
Petróleo crudo total: +15,6% interanual (índice 169,3; base 2016=100)
Gas natural: -6,9% interanual
Servicios de apoyo (fractura, perforación, etc.): -8,3% interanual
Aunque el informe no desglosa aún convencional vs. no convencional en el cuadro principal, los datos históricos y la tendencia de los últimos 48 meses confirman que el crecimiento del petróleo proviene casi exclusivamente de Vaca Muerta. La producción de petróleo no convencional superó nunca los niveles actuales desde la irrupción del shale en 2018-2019.
Litio: el gran ganador del año
Dentro del segmento “Minerales no metalíferos y rocas de aplicación”, la subclase “Extracción de minerales para la fabricación de productos químicos” (que incluye fundamentalmente carbonato y cloruro de litio) explotó con un salto del +41,8% interanual en octubre y un acumulado del +42,0% en los primeros diez meses de 2025.
Con un índice de 391 puntos (casi cuatro veces el nivel de 2016), el litio se convirtió en el rubro de mayor incidencia positiva del IPI minero entero. En octubre aportó +3,7 puntos porcentuales al crecimiento total del 3,7%, compensando casi por completo las caídas de otros sectores.
En octubre de 2025, los minerales críticos mostraron el desempeño más explosivo del sector minero argentino. La extracción de minerales destinados a la fabricación de productos químicos —categoría que agrupa principalmente el carbonato de litio y el cloruro de litio— registró un aumento interanual del 41,8 % y un acumulado enero-octubre del 42,0 %, según datos oficiales del INDEC.
Le siguió la producción de sal (muy vinculada a los nuevos proyectos de extracción directa de litio —DLE—), que creció un 20,9 % respecto de octubre de 2024 y acumula un +10,5 % en el año.
Por su parte, la extracción de rocas ornamentales (granitos, mármoles y travertinos) avanzó un 19,0 % interanual, consolidando la recuperación de este nicho tras varios años de estancamiento.
De esta forma, los tres rubros asociados a la transición energética y a la construcción sostenible concentraron prácticamente toda la incidencia positiva del bloque de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que en su conjunto creció 4,5 % interanual.
Oro y plata: colapso histórico
En el extremo opuesto, la extracción de minerales metalíferos registró una caída del 20,8% interanual, la peor desde la pandemia. El rubro “Bullón dorado/doré” se desplomó -37,7% y “Plata y oro y sus concentrados” cayó -12,6%. Algunas minas de alta ley en Santa Cruz y San Juan redujeron drásticamente su producción por agotamiento de reservas y costos operativas.
Con gran protesta en las calles, el Senado de Mendoza aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, abriéndole las puertas a la minería.
Celebran Javier Milei y Alfredo Cornejo: Mendoza le abre las puertas a la minería de cobre, con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En la calle se registra una fuerte protesta de vecinos y ambientalistas que se oponen a la minería, argumentando que pone en riesgo el agua, entre otras cuestiones.
“El caudal del arroyo El Tigre es de 318 litros por segundo. El consumo previsto del proyecto minero es de 141 litros por segundo”, aseguran.
Con 29 votos a favor y 6 en contra, el senado provincial aprobó esta tarde la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En este momento, los manifestantes cortan accesos a la ciudad de Mendoza.
El proyecto contempla una inversión de US$560 millones, 17 años de vida útil y exportaciones por US$600 millones anuales.
“Mendoza dio un paso histórico. Hoy ganó la coherencia, ganó la lógica y ganó la decisión de prepararnos para el mundo que viene”, celebró el gobernador Alfredo Cornejo.
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Con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino abrimos la puerta a la producción de cobre, un mineral fundamental para avanzar hacia la transición energética. Esto significa empezar a dejar atrás los combustibles fósiles que contaminan y proteger el ambiente, aseguró.
Sumado a la aprobación del Malargue Distrito Minero Occidental II para seguir explorando nuestro suelo, junto con la Ley de Regalías Mineras y el Fondo de Compensación Ambiental, continuamos con un proceso ordenado y con reglas claras para encarar este nuevo camino de desarrollo.
Hoy, justo a dos años de mi segundo mandato, iniciamos ese camino con responsabilidad, controles estrictos y cumplimiento pleno de la Ley 7722. Podemos avanzar hacia energías más limpias, a modernizar redes eléctricas, electrificar el transporte, entre otras cosas, prosiguió Alfredo Cornejo. Según el gobernador de Mendoza, “es fruto de trabajo, diálogo y estudios.
Tuvimos la audiencia pública más grande de nuestra historia, incorporamos informes de universidades y organismos especializados y analizamos cada aspecto del proyecto con equipos multidisciplinarios. Siempre en el camino correcto, como debe trabajar una provincia responsable.
Luego, fustigó al kirchnerismo por no acompañar el proyecto: “durante años dijeron públicamente que apoyaban la minería, pero cuando llegó el momento de sostenerlo con el voto eligieron retirarse. Prefirieron volver a las consignas vacías y conveniencias políticas”.
En octubre y noviembre, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro se reunió con las empresas concesionarias para revisar el cumplimiento de los acuerdos, analizar la producción de petróleo y gas y acordar el nivel de inversiones previsto para 2026.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizó durante los últimos meses una serie de reuniones con las operadoras que tienen concesiones en la provincia, en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos.
Estos encuentros, de los que también participan la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas, permiten evaluar la actividad realizada, el cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo para el año siguiente.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que “las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos por las operadoras se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, subrayando el valor técnico-institucional de estos espacios de seguimiento.
Las reuniones se desarrollaron con Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, mientras que con las restantes operadoras la actualización de información se realizó por nota, fijándose agendas presenciales para los primeros meses de 2026.
Actividad desarrollada en 2025
Durante este año se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. A su vez, se ejecutaron 30 intervenciones (workover) destinadas a mantener o recuperar la producción de pozos existentes o extender su vida útil.
Moya resaltó que “el balance con cada empresa confirma que Río Negro cuenta con un horizonte de inversiones sostenidas para 2026. La continuidad en perforaciones y en intervenciones planificadas nos permite proyectar con previsibilidad y seguir fortaleciendo el desarrollo energético de la Provincia”, haciendo hincapié en la importancia de sostener un flujo estable de actividad.
Para 2026, y en función de los compromisos asumidos, se espera mantener niveles similares: 7 pozos nuevos convencionales, 2 no convencionales y 37 workovers.
Comportamiento de la producción
El nivel de actividad registrado presentó un incremento interanual del 2%, superando en todos los meses las cifras de 2024. En noviembre de 2025 se registraron 3.735 m³/d (23.491 barriles diarios), valores equivalentes a los alcanzados en 2021.
En contraste, la producción de gas natural mantiene una tendencia declinante. En noviembre se registraron 2.479 miles de m³/d, con una variación interanual del –32%.
La cuenca neuquina genera más de 150.000 empleos directos e indirectos y sigue creciendo. En este marco, un taller gratuito y presencial muestra cómo entrar al sector que mueve la economía argentina.
El Centro de Capacitación y Entrenamiento de Operadores de Vaca Muerta (CENOVA) lanzó el Taller introductorio: Industria del gas y petróleo en la cuenca neuquina, una propuesta gratuita, presencial y con certificado digital que permite a cualquier interesado entender los procesos reales del sector hidrocarburífero y descubrir las oportunidades laborales concretas que ofrece la formación no convencional.
El taller está dirigido por el ingeniero Alex Daniel Horacio Valdez, profesional con más de 35 años de experiencia en la industria energética nacional e internacional. Las clases se dictan los primeros tres jueves de diciembre de 2025 en la sede de CENOVA Neuquén, durante cuatro semanas consecutivas. Quienes se perdieron la primera fecha aún pueden incorporarse y recuperar el contenido para obtener el certificado oficial.
¿Cuáles son los contenidos?
El programa entrega un panorama completo y práctico del sector con foco exclusivo en la cuenca neuquina, la segunda reserva mundial de shale gas y cuarta de shale oil. Los participantes conocen cada etapa operativa, desde la exploración hasta el abandono de pozos, los equipos principales que se utilizan en yacimientos no convencionales y los actores clave que dominan el ecosistema productivo regional.
Se introducen conceptos fundamentales de seguridad industrial y cultura preventiva, elemento crítico en un sector donde el estándar internacional es cero tolerancia a incidentes. Además, el taller orienta sobre las salidas laborales iniciales más demandadas, las competencias técnicas y transversales que exigen las operadoras y los caminos formativos disponibles dentro del propio CENOVA para escalar rápidamente hacia puestos de mayor responsabilidad.
Metodología práctica y materiales permanentes
Lejos de clases teóricas tradicionales, el curso combina exposiciones interactivas, recursos audiovisuales de alta calidad, dinámicas de simulación reales, análisis de casos de yacimientos neuquinos y la participación directa de referentes activos del sector.
Los temas centrales abarcan la relación entre la industria y el territorio, el ciclo completo de vida de un pozo no convencional, los roles específicos y la cultura de trabajo que caracteriza a las empresas líderes, los protocolos de seguridad y calidad más exigentes, y las trayectorias profesionales con mayor proyección a mediano plazo.
Todo el material de apoyo permanece disponible de forma permanente en el Campus Virtual CENOVA, permitiendo repasar conceptos y profundizar después de finalizado el taller.
¿Por qué este taller puede cambiar el futuro laboral? La industria del petróleo y gas en la cuenca neuquina no solo lidera la producción argentina (más del 60% del petróleo y 55% del gas del país), sino que mantiene una demanda sostenida de personal calificado.
Se concentra en sectores estratégicos como transporte y energía. Cuáles son las condiciones y en qué estado están cada una de las licitaciones. La empresa estatal con un candidato de Francia que podría dar la sorpresa.
En la cuenta regresiva hacia fin de año, el Gobierno acelera su plan de privatizaciones en varios frentes. Por ahora, la mira está puesta principalmente en energía y transporte: Corredores Viales, que abarca 9.000 kilómetros de rutas; la empresa de energía, Enarsa; Intercargo, despertó el interés de un grupo francés; y la Vía Navegable Troncal, más conocida como Hidrovía, son algunas de las empresas que ya están en etapa de adjudicación o esperan definiciones en el corto plazo.
De cara a los primeros meses de 2026, el Gobierno también espera avanzar con la privatización de las tres líneas del Belgrano Cargas; y AySA, la empresa que provee agua potable y cloacas al Amba. También están en la mira Nucleoeléctrica -que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse- y Yacimientos Carboníferos Río Turbio, aunque sin avances concretos por ahora.
Por ahora, las únicas privatizaciones que se han logrado concretar son las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue; el tramo Oriental (rutas nacionales 12 y 14) y el Conexión (puente Rosario-Victoria) de la Red Federal de Concesiones; y la metalúrgica Impsa, cuyo traspaso a Industrial Acquisitions Fund se oficializó en febrero.
Más allá de los avances dispares, el Gobierno seguirá impulsando su plan de privatizaciones –que son, también, una herramienta para sumar reservas– bajo la premisa de que todo lo que pueda hacer el sector privado será más eficiente que si lo hace el Estado. Uno por uno, en qué estado están los proyectos que tiene en agenda el Gobierno:
Enarsa
En julio el Gobierno comenzó la privatización de Enarsa, una de las empresas de la lista de la Ley Bases. El proceso es en etapas e involucra la venta de todas las unidades de negocio de la compañía.
Esto implica participaciones del Estado en parques eólicos, centrales hidroeléctricas y termoeléctricas -incluyendo la General José San Martín, la más grande del país-. Enarsa también coordina la construcción de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, actualmente paradas.
Por ahora solo se ha avanzado en la concesión de las cuatro hidroeléctricas del Comahue: Alicurá (operada por la estadounidense AES), El Chocón-Arroyito (Enel), Cerros Colorados-Planicie Banderita (Tango Energy, de Vista y Trafigura) y Piedra del Águila (Central Puerto), que en conjunto generan 15% de la energía eléctrica del país.
Se hicieron nueve propuestas: AES (cuya presentación generó polémica ya que venía de ganar un juicio al Estado nacional en el CIADI por US$732 millones); Enel; Central Puerto; Central Costanera; Hidroeléctrica Futaleufú; Pampa Energía; Edison Inversiones; BML Inversora y la guatemalteca IPS Renewal (fue descartada en una segunda instancia por no cumplir con las condiciones del pliego).
El 28 de noviembre se hizo la apertura de las ofertas económicas que sumaron casi US$685 millones entre las cuatro hidroeléctricas. Mientras que las internacionales, AES y Enel se quedaron afuera de las concesiones, Central Puerto (Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany) logró retener Piedra del Águila ya que presentó la oferta económica más alta (US$245 millones).
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Alicurá pasará a manos de Edison Inversiones – el grupo de los hermanos Neuss, cercanos a Santiago Caputo, Rubén Cherñajovsky, Luis Galli y los socios de Inverlat Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli – por US$162 millones. El Chocón-Arroyito será explotada por BML Inversora –controlada por MSU Green Energy, de Manuel Santos Uribelarrea – que ofertó US$ 235.671.294.
Según fuentes oficiales, BML y Edison irán a desempate la próxima semana por la represa Cerros Colorados, ya que aunque BML Inversora hizo la mejor oferta (US$ 41.671.294), la diferencia con Edison Inversiones (US$38.000.000 ) es menor que el 10% y la empresa todavía tiene chances de mejorarla.
Fuentes oficiales le dijeron a Clarín que las adjudicaciones se oficializarán la próxima semana y que esperan que a fines de diciembre se firmen los contratos y se concreten los pagos.
El pliego establece una concesión por 30 años y un pago mensual en dólares por la energía vendida a Cammesa. Durante los dos primeros años, el 95% de la energía tendrá precio regulado y el 5% podrá venderse libremente en el mercado; después, el esquema se va modificando hasta liberar los precios en el último tercio de la concesión.
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Otro punto del pliego son los beneficios para Neuquén y Río Negro. El nuevo esquema amplía la base sobre la que las provincias cobran 12% de regalías y las reconoce como propietarias del recurso hídrico, por lo que las concesionarias deberán pagar un canon del 2%.
El proceso de privatización de Enarsa también implica la venta de las acciones de Transener. La transportista distribuye 86% de la electricidad que se consume en el país y tiene más de 15.000 km de líneas de alta tensión que conectan a las centrales eléctricas con las redes de distribución.
Enarsa posee 50% de Citelec, la controlante de Transener (con 51% de las acciones Clase A y 1,65% de Clase B). El otro 50% de Citelec corresponde a Pampa Energía.
El proceso se inició en julio y estableció un plazo de ocho meses para concretarlo, pero desde el Gobierno le dijeron a Clarín que esperan lanzar la privatización “en breve”, es decir, antes de que termine 2025. Según trascendió, el Estado podría obtener alrededor de US$ 210 millones por la empresa.
Corredores viales
Corredores Viales – la concesionaria de rutas, autopistas y autovías nacionales que concentra 80% de ese tránsito – ya está en proceso de privatización. El Gobierno inició la licitación en agosto, bajo la modalidad de concesión de obra pública por peaje. El decreto fija un año para completar la privatización y la empresa seguirá intervenida hasta que finalice el proceso.
Bajo el nuevo esquema – la Red Federal de Concesiones (RFC), que abarca un total de 9.145 kilómetros distribuidos en trece tramos –, el Gobierno espera ahorrar alrededor de US$6.100 millones.
La primera etapa cerró en noviembre con la adjudicación por 20 años de la Ruta del Mercosur, cuya concesión había caído en abril. El ex Corredor Vial 18 mide casi 742 kilómetros y tiene dos tramos: el Tramo Oriental (que incluyen las rutas nacionales 12 y 14) y el Tramo Conexión (que incluye el puente Rosario-Victoria).
El Tramo Oriental fue adjudicado a Autovía Construcciones y Servicios S.A., del Grupo Cartellone, que tiene a cinco personas – incluyendo a José, Gerardo y María Rosa Cartellone – imputados por delitos de cohecho en el marco de la causa Cuadernos.
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El consorcio Obring, al que se le adjudicó el Tramo Conexión, está compuesto por Obring, Rovial, Edeca, Pietroboni y Pitón. Daniel Pitón (de José Eleuterio Pitón S.A.) también figura como imputado en la causa por un cohecho activo.
Ambas empresas hicieron las ofertas más bajas en sus tramos: Autovía Construcciones y Servicios S.A. propuso un peaje de $3.563,45, mientras que Obring presentó una tarifa de $3.385,80. Sin embargo, el nuevo cuadro tarifario -prevé subas de hasta 80%- comenzará a aplicarse cuando terminen las obras para lograr la denominada transitabilidad óptima. Según pudo saber Clarín, los nuevos operadores podrían comenzar a operar los tramos a fin de año o principios de 2026.
Además, las empresas cuentan con un crédito del Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), que depende del Ministerio de Economía, de hasta $56.000 millones o 70% del total de la inversión.
A fines de noviembre, Economía dio a conocer los pliegos para los tramos Sur – Atlántico – Acceso Sur (que abarcan 1.325 km e incluyen las rutas nacionales 3, 205, 206 y las autopistas Riccheri, Newbery y Ezeiza-Cañuelas); y Pampa (547 km sobre la RN 5 Luján-Santa Rosa). La apertura de sobres está prevista para el próximo 6 de febrero.
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El pliego propone 16 nuevas instancias de peaje y el caso más notorio es el de la Ruta 3 en el tramo Cañuelas-Bahía Blanca, que pasará de una estación de peaje a seis. Prevé un cuadro tarifario con aumentos que van de 58% en la Autopista Riccheri a 225% en la Ruta 5, en Olivera.
Los otros tramos (Centro, Mesopotámico, Centro-Norte, Noroeste, Litoral, Noreste, Chaco-Santa Fe, Cuyo, Mediterráneo, Portuario Sur, Portuario Norte y Puntano) quedarían para los primeros meses de 2026, según dijo el ministro de Economía, Luis Caputo, en el encuentro anual del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICyP).
Hidrovía
La Hidrovía Paraná-Paraguay es una de las privatizaciones más importantes en la agenda del Gobierno. Por la Vía Navegable Troncal (VNT) pasa la mayor parte de las exportaciones del país: 90% de la exportación de productos agroindustriales, 90% del transporte de contenedores y la mayor parte del comercio automotor, según cifras oficiales.
El ministro Caputo había dicho en un almuerzo empresario que “antes de fin de mes estarán los pliegos de la Hidrovía, abriendo ofertas en febrero-marzo y adjudicando para mediados de año”. En la misma línea el titular de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPyN), Iñaki Arreseygor, había dicho en Radio Mitre que esperaba “tener un contrato firmado en mayo”.
El dragado y balizamiento de la VNT es una operación compleja ya que la vía mide 1.477 km desde la zona de Aguas Naturales Profundas (Río de la Plata exterior) hasta la confluencia de los ríos Paraná y Paraguay y no todos los tramos tienen la misma profundidad. Según el titular de ANPyN, solo hay “cuatro o cinco empresas en el mundo” que pueden hacer ese trabajo.
El pliego original establecía un programa de obras por peaje, por un período de 30 años. Cálculos oficiales estimaban que la empresa que resultara adjudicada podría ganar alrededor de US$410 millones al año en concepto de peajes. A cambio, debe encargarse de las obras para mantener la vía.
El objetivo de los exportadores, especialmente las cerealeras, es dragar la VNT desde los actuales 34 pies de profundidad para llegar a 40 pies en los próximos cuatro o cinco años, y facilitar la navegación de barcos de mayor calado, como los de clase Panamax, con más capacidad de carga.
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Las agroexportadoras estarían dispuestas a pagar un peaje más caro si las obras compensan un mayor calado – dependiendo de que el impacto ambiental y el costo económico lo permitan – para que los barcos puedan ir más cargados, comentaron a Clarín fuentes al tanto del proceso.
Debido a la profundidad actual de la Hidrovía, los exportadores tienen dos opciones: o salen con una menor carga de la que podrían transportar y luego van completando en otros puertos, en ruta hacia destinos como Asia; o directamente cargan barcos más pequeños de los que necesitarían usar. En cualquiera de los casos, se encarece el costo relativo del flete.
El gobierno de Milei decidió avanzar con la privatización de la VNT – que es operada por el Estado desde que terminó la concesión de Hidrovía S.A. en 202 1 –, pero la primera licitación fue declarada sin efecto en febrero pasado, luego de que solo se presentara una de las 11 empresas inscriptas para participar – se habían mostrado interesadas Boskalis, Van Oord (ambas de los Países Bajos), Jan de Nul y también Rohde Nielsen (Dinamarca), entre otras.
Paradójicamente, esa única empresa fue la belga DEME, que en la cuenta regresiva a la apertura de sobres había denunciado que la licitación estaba “ilegítimamente direccionada” en favor de la actual empresa encargada de dragar la Vía Navegable Troncal, Jan de Nul, también belga.
Tras el escándalo, el Gobierno reanudó el proceso de privatización con una serie de mesas participativas que incluyeron a gobernadores, agroexportadores, cámaras de navegación, universidades y hasta Naciones Unidas para hacer las correcciones al pliego de licitación presentado el año pasado. Por ahora se destrabó un paso clave: el acuerdo de Zárate, donde entidades y actores del sector llegaron a una propuesta unificada en torno a las secciones y tarifas – que incluyen nuevos topes – de la futura concesión de la hidrovía.
Intercargo
Esta empresa da servicios de rampa a la mayor parte de las aerolíneas internacionales que aterrizan en el país y también presta servicios de rampa en el interior (que antes eran obligatorios y ahora no) a las líneas aéreas que compiten contra Aerolíneas en el mercado de cabotaje.
Esta empresa estatal es otra de las que el Gobierno piensa vender antes de que termine el año, según pudo saber Clarín. El Ministerio de Economía inició su privatización en julio y se prevé la venta del 100% del paquete accionario.
El grupo francés Alyzia, que opera el aeropuerto Charles de Gaulle en París, manifestó interés en participar. En noviembre, su CEO, Serge Sellan, participó de un viaje a Buenos Aires junto con otros directivos franceses organizado por Christian Dargnat, presidente del Consejo Empresario Milei-Macron.
En abril, también se había reunido con el embajador argentino en Francia, Ian Sielecki, por oportunidades de inversión.
Belgrano Cargas
El Gobierno también está trabajando en la privatización del Belgrano Cargas y Logística, una empresa que ha definido como “obscenamente deficitaria” y con “una planta sobredimensionada” de más de 4.000 empleados.
La empresa, que está en la órbita del Estado desde 2013, posee más de 7.600 kilómetros de vías distribuidas en 16 provincias y transporta carga minera, cereales y madera entre otros productos.
El ministro Caputo dijo en el Cicyp que la licitación se lanzaría en los primeros meses de 2026. Por otra parte, fuentes con conocimiento del tema le dijeron a Clarín que, en principio, saldrían dos de las tres líneas que opera el Belgrano Cargas: la línea Belgrano y la San Martín. La Línea Urquiza quedaría para después porque tiene problemas de infraestructura más serios.
La privatización se hará bajo un modelo de desintegración vertical donde, para cada una de las líneas, se licitarán las vías e inmuebles aledaños, por un lado; y los talleres, por el otro, serán concesionados por un plazo de 50 años. Por otra parte, el material rodante (es decir, los vagones y locomotoras) será vendido, aunque una parte podrá estar incluido dentro de la concesión; el resto se rematará para financiar un fondo fiduciario para obras vinculadas a las líneas.
Además, se plantea un modelo de acceso abierto (open access) para que cualquier operador pueda transportar su carga en cualquier punto de la red más allá de quién sea el titular de la concesión, previo pago de un cánon. El objetivo es abrir el sistema ferroviario para ampliar la oferta y disminuir los costos logísticos.
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Uno de los principales interesados en la línea Belgrano es un pool de agroexportadoras integradas por Aceitera General Deheza (AGD), ACA, Bunge, Cargill, COFCO y Louis Dreyfus, que buscan reducir el costo de los fletes desde los centros de producción hasta el puerto de Rosario.
Según pudo saber Clarín, el grupo podría presentarse en la compulsa con al menos dos sociedades para mantener alguna separación entre las unidades de negocio, a pedido del Estado.
Un tema clave y por el que esperan definiciones es qué va a pasar con la Circunvalación Santa Fe, una obra para evitar que el tren atraviese la capital santafesina y reducir el tiempo hasta el puerto Timbúes, al norte de Rosario.
Las empresas esperan definiciones sobre si la obra, que comenzó en 2021 y está a medio terminar, será completada por el Estado o tendrán que hacerse cargo los eventuales adjudicatarios, lo que cambia los márgenes de inversión y probablemente de la oferta económica.
Por el lado de la minería, la británica-australiana Rio Tinto podría estar interesada en los tramos cordilleranos de la línea Belgrano, una alternativa para sacar a los puertos el litio que va a extraer de Salta y Catamarca. Sin embargo, también habría interés por parte del sector minero en la línea San Martín –que va de San Juan a Buenos Aires– para trasladar las exportaciones de cobre.
Otro interesado en las líneas es el Grupo Mexicano Transporte (GMXT), que se ha reunido varias veces con autoridades del Ministerio de Economía y promete una inversión de US$3.000 millones. El gigante ferroviario –con experiencia operando en México, Estados Unidos y Canadá– tiene la capacidad de mejorar la infraestructura de los ferrocarriles de cargas “entre 15 a 20 meses”, un plazo en el que se empezarían a ver los primeros resultados, con “eficiencias operativas importantes”, afirmó recientemente su CEO, Bernardo Ayala.
AySA
Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) es otra de las empresas de las que el Gobierno espera desprenderse en el primer trimestre de 2026, según pudo saber Clarín.
El Gobierno ya ha dado una serie de pasos para hacer la empresa –que presta servicio de agua potable y cloacas en la Ciudad y 26 partidos bonaerenses– más atractiva de cara al sector privado: a comienzos de año encaró una progresiva reducción de los subsidios de 1% mensual, en el marco de un programa más general para mantener el superávit fiscal.
Además, en noviembre, aprobó el nuevo marco regulatorio, que contempla la concesión y habilita a cortar el servicio por mora: 60 días para usuarios residenciales y 15 para no residenciales, luego del segundo vencimiento. El marco también crea un Plan Director de Mejora, que incluirá obras de infraestructura.
La privatización prevé la venta del 90% del paquete accionario estatal y la permanencia del 10% en manos de los empleados bajo el programa de propiedad participada. Al menos el 51% se ofrecerá en licitación pública y el resto mediante una oferta pública inicial regulada por la CNV.
Nucleoeléctrica Argentina
A principios de noviembre, el Gobierno inició la licitación parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, responsables del 7% de la energía eléctrica del país.
El plan es hacer una privatización parcial de NASA –hoy propiedad de la Secretaría de Energía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Enarsa (1%)–, para financiar inversiones: el 51% del paquete accionario seguirá en manos del Estado; mientras que el 44% podrá ser vendida al sector privado, mientras que el 5% restante se destinará a trabajadores.
También se exige el voto afirmativo del Estado para decisiones estratégicas como ampliaciones, nuevas centrales, retiros de servicio o cambios en el control accionario.
La resolución fija un plazo de 12 meses para concretar la venta, aunque fuentes oficiales señalaron que no hay avances. Por otra parte, la diputada Gabriela Estévez presentó un amparo para frenar la privatización y declarar la nulidad del decreto 695/2025, alegando que se emitió después de cumplido el plazo de las facultades delegadas por la Ley Bases.
Yacimientos Carboníferos Río Turbio
En un paso hacia su privatización, el Gobierno habilitó la transformación de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) en sociedad anónima. Carboeléctrica Río Turbio S.A. (95% Secretaría de Energía y 5% Secretaría de Minería) tendrá a cargo la explotación del complejo minero, el traslado a Punta Loyola y la central termoeléctrica.
Según el interventor Pablo Gordillo Arraigada, se analiza un esquema donde el Estado retenga el 51% de las acciones, un 39% pueda abrirse al sector privado y el 10% quede en manos de los trabajadores.
La empresa enfrenta baja productividad y altos costos que desalientan inversiones. En el primer semestre de 2025 generó ingresos por $40 millones frente a gastos operativos de $52.000 millones, que se explican principalmente por el pago de sueldos a sus cerca de 2.000 empleados y unas 1.400 jubilaciones para llegar al 82% móvil.
El uso del gas y el petróleo se sigue extendiendo por décadas en el mundo y abre una oportunidad para posicionar a Vaca Muerta como un exportador clave.
Las principales operadoras y autoridades energéticas que impulsan el desarrollo de Vaca Muerta siguen de cerca la publicación de las poyecciones como la que acaba de piublicar BP con su Energy Outlook 2025, un informe que ajusta significativamente las perspectivas de la demanda global de gas natural y petróleo para las próximas décadas.
El documento proyecta una transición energética más lenta de lo inicialmente previsto, lo que tiene un impacto directo en la planificación a largo plazo de los yacimientos no convencionales en la Argentina.
En la reciente cumbre climática de la COP30 que se celebró en Belém (estado de Pará, Brasil), el texto negociado muestra una formulación más amplia y menos prescriptiva enmateria de combustibles fósiles. En el comunicado final no se incluye la eliminación de los mismos de la matriz energética mundial, así como omite menciones al metano y a ladescarbonización del upstream.
Desde una perspectiva estratégica el marco es sensiblemente menos restrictivo que el previsto en la COP28, permitiendo seguir posicionando al gas natural como el “combustible de la transición”.
El famoso peak oil se extiende
El escenario tendencial de BP para el petróleo anticipa una demanda estable durante esta década, con un pico estimado hacia 2030, y un descenso gradual a partir de 2035. Este panorama representa una revisión al alza respecto al pronóstico del año anterior, sugiriendo una demanda estructuralmente más persistente.
En una revisión al alza, el Outlook 2025 proyecta un consumo de petróleo para 2050 en torno a 83 millones de barriles por día (Mbbl/d), superior a los 76,8 Mbbl/d estimados en 2024. Esto implica una demanda de 6,2 Mbbl/d adicionales en ese horizonte.
La compañía renovó y amplió su red de iniciativas sociales junto al Gobierno provincial, con foco en seguridad vial, educación, desarrollo local y prevención de violencias. Aguada San Roque vuelve a ser un punto estratégico de intervención comunitaria.
En un contexto provincial marcado por el crecimiento acelerado de Vaca Muerta y la presión social que esto implica sobre las comunidades cercanas, TotalEnergies y el Gobierno del Neuquén volvieron a mostrarse alineados en materia de desarrollo social.
La compañía anunció la ampliación de sus programas comunitarios y ratificó su compromiso con Aguada San Roque, una localidad atravesada por desafíos estructurales que exigen intervenciones sostenidas y articuladas.
El anuncio formal se realizó durante un encuentro encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, quienes confirmaron la continuidad del programa “Aguada San Roque Activa 2025”.
La firma del Convenio Marco también contó con la participación de la presidenta de la Comisión de Fomento, Andrea Jaquelina Campo, junto a funcionarios provinciales y referentes de la empresa.
Aunque el acto tuvo protocolo, el trasfondo fue más profundo: la decisión de apostar por un segundo año consecutivo en la localidad responde tanto a la buena recepción comunitaria como a la necesidad de reforzar la contención social en una zona atravesada por transformaciones económicas y migratorias aceleradas.
Una agenda social ampliada
La primera edición del programa, realizada en 2024, dejó una base sobre la cual avanzar. Aquel año, los talleres se concentraron en la prevención de la violencia familiar y la construcción de vínculos comunitarios más sólidos. Ahora, la nueva etapa incorpora 17 talleres con una agenda más amplia y estratégica: Prevención de violencias; inclusión digital; sostenibilidad ambiental; educación financiera; y desarrollo local
El enfoque apunta a que cada espacio comunitario se convierta en un punto de encuentro y aprendizaje, fortaleciendo la autonomía de las familias y promoviendo valores como el respeto, la empatía y la equidad de género.
La implementación vuelve a estar a cargo de la Asociación Civil MOIRU, que ya trabajó en el territorio durante el primer año del programa. El gobierno provincial brinda acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento aporta la logística y la llegada territorial necesarias para garantizar que las actividades se sostengan con continuidad, un aspecto muchas veces esquivo en programas sociales vinculados a la industria energética.
Uno de los programas más consolidados es VIA, que desde 2021 trabaja junto a la Asociación Civil Minu y el Ministerio de Educación provincial en talleres de sensibilización sobre seguridad vial y movilidad sustentable. La iniciativa apunta a un segmento clave: estudiantes secundarios de la capital, Añelo y la Región de los Lagos, territorios donde el aumento del tránsito pesado generó nuevos riesgos y dinámicas de convivencia vial.
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En la misma línea, la empresa lanzó un programa con la Red de Innovación Local (RIL) para que los municipios de Añelo, Vista Alegre, Centenario y San Patricio del Chañar elaboren diagnósticos y políticas públicas para el corredor vial de Vaca Muerta, una zona donde la seguridad vial se volvió un tema crítico.
A esto se suma la participación de TotalEnergies en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, obra largamente demandada y fundamental para descongestionar una ruta saturada por vehículos de la industria.
La petrolera también continuará con el programa Energía Joven, un ciclo de charlas didácticas en escuelas secundarias sobre matrices energéticas, sustentabilidad y transición energética, desarrollado en alianza con el Ministerio de Educación provincial. La iniciativa busca acercar a los estudiantes al mundo energético con contenidos pedagógicos que acompañen los desafíos de la nueva economía provincial.
Asimismo, la compañía participa desde hace dos años del programa provincial de Becas Gregorio Álvarez, que promueve la permanencia y el egreso educativo de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años. Este acompañamiento es clave en territorios donde las oportunidades laborales de corto plazo pueden competir con la continuidad educativa.
Investigadores de la Universidad Nacional de La Plata desarrollan un inoculante biológico basado en microorganismos autóctonos de Neuquén para degradar hidrocarburos en suelos afectados por la actividad petrolera.
La UNLP, a través del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI), avanza en el diseño de un bioinsumo destinado a enfrentar uno de los problemas ambientales más persistentes de la actividad petrolera: la contaminación del suelo por hidrocarburos.
El proyecto, según contó la agencia Investiga, de la Universidad Nacional de La Plata, apunta especialmente a las condiciones de Vaca Muerta, donde los pasivos ambientales se multiplican y los métodos tradicionales de tratamiento resultan costosos y poco sustentables.
El equipo trabaja con bacterias aisladas de suelos salinos de la provincia de Neuquén, elegidas por su capacidad natural para degradar compuestos derivados del petróleo y por su resistencia a condiciones extremas, como alta salinidad o presencia de metales pesados.
La idea es transformarlas en un inoculante biológico que pueda aplicarse de manera eficaz sobre suelos afectados por derrames o residuos de la industria.
Un vertedero con residuos industriales tóxicos pone en riesgo el ecosistema al norte de la Patagonia. La población de Añelo, campos agrícolas y el Río Neuquén podrían estar expuestos a contaminación por ilegalidades de la empresa recolectora Treater S.A., proveedor de YPF. A la fecha de hoy las petroleras continúan haciendo uso de sus servicios a sabiendas de las irregularidades.
Por qué una estrategia biológica
Frente a métodos fisicoquímicos como la remoción o incineración de suelos —técnicas que suelen degradar la calidad del terreno y elevar los costos—, el enfoque del CINDEFI se basa en el “bioaumento”: la incorporación de microorganismos capaces de acelerar de forma natural la degradación de contaminantes.
El proceso reduce el impacto ambiental y permite recuperar suelos que, de otro modo, quedarían inutilizados.
Otro de los puntos clave del proyecto es que apunta a generar un producto compatible con la normativa neuquina, que restringe el uso de microorganismos no nativos.
En paralelo, los investigadores planean producir la biomasa a partir de residuos agroindustriales regionales, disminuyendo costos y promoviendo un esquema de economía circular.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
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Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
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La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
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Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
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Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
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“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
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También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
El Energy Council reconoció los avances operativos, el impacto del Plan 4×4 y el proceso de modernización de YPF. La empresa alcanzó un crecimiento del 82% en la producción de shale oil y consolidó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG.
Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA). La empresa YPF fue reconocida como la compañía regional del año por el Energy Council en Londres. El premio destaca los avances en eficiencia operativa junto al impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.
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El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año, en el cual se registraron más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, lo que equivale a un crecimiento del 82% en menos de dos años. Junto a avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos.
Además, destacaron la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG. Dichos proyectos permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó Marín.
El intendente Adrián Casadei anticipó que el Golfo San Matías será el nodo estratégico del proyecto de GNL.
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que unirá a Vaca Muerta con el Atlántico transformará por completo el rol del Golfo San Matías. Ya no será solo un destino turístico emblemático, sino la puerta de exportación del petróleo y el gas neuquino hacia los mercados globales.
Así lo explicó el intendente Adrián Casadei en diálogo con el programa Cumbre a la Carta, por AM Cumbre, donde analizó la magnitud del proyecto y su impacto en la economía local. Según adelantó, la llegada de contratistas, empresas de servicios y nuevas obras vinculadas al gasoducto ya marca un cambio visible en la dinámica de San Antonio y Las Grutas.
“Ya llegaron los primeros caños para hacer todo el gasoducto que va desde el gasoducto San Martín hasta el lecho marino”, detalló Casadei, subrayando que el movimiento logístico asociado al GNL comienza a sentirse en la vida cotidiana de la comunidad.
El intendente recordó que el primer buque de GNL funcionará vinculado al Gasoducto San Martín, pero remarcó que el segundo barco requerirá un ducto directo desde la Cuenca Neuquina. Ese enlace convertirá al VMOS en la principal válvula de exportación de Vaca Muerta, consolidando al Golfo San Matías como un nodo energético estratégico.
Casadei destacó además el peso del aporte neuquino en el proceso. “El Golfo San Matías será la puerta de salida del gas y del petróleo, que mayoritariamente los neuquinos tienen mucho que ver. Eso es resultado del trabajo que ha hecho el gobernador de Neuquén”, afirmó, marcando el carácter regional de la iniciativa.
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Otro punto clave es la expansión de capitales neuquinos en la zona. El jefe comunal remarcó que la inversión ya se nota en departamentos, campos, complejos turísticos y desarrollos inmobiliarios. “Neuquén hace rato tomó a Las Grutas y la costa rionegrina como su balneario. Ahora, además, será su salida energética”, sintetizó.
En línea con la visión del gobernador neuquino Rolando Figueroa sobre aprovechar la ventana de oportunidad de Vaca Muerta, Casadei sostuvo que el desafío es transformar la renta energética en infraestructura. Entre las prioridades mencionó obras de agua y saneamiento, ampliaciones hospitalarias y mejoras de conectividad para acompañar el crecimiento.
También fue categórico respecto de la convivencia de actividades. “Nuestra responsabilidad es que ninguna actividad económica que se sume perjudique a las otras. El puerto, ALPAT, los olivares… nada de eso frenó al turismo. Lo mismo tiene que pasar con el GNL y con Vaca Muerta: tienen que complementar, no desplazar”, afirmó.
La referencia al VMOS sintetiza un cambio de escala: San Antonio Oeste pasa de ser un destino de turismo y pesca a un nodo logístico–energético integrado al entramado productivo de Vaca Muerta, con capacidad para atraer proveedores, empleo Calificado e inversiones de alcance nacional.
Glencore anuncia la re activación de operaciones en Alumbrera hacia fin es de 2026 , previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.
La decisión de reanudar la operaci ón , tras un per íodo de C uidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina , además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro , y en las perspectivas positivas para ambas materias primas.
La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.
Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.
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Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: “Más allá de l os resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte , y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral de l yacimiento Agua Rica . Adem ás, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas ”.
“El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional , y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pach ón , al R égimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado . Asimismo , confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mun diales de cobre.”
Síganos en las redes sociales:
Página 2 Alumbrera reanudará su operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento.
Para más información por favor contacte a:
Medios Verónica Morano veronica.morano@glencore.com.ar V www.glencore.com
Acerca de Glencore
Glencore es una de las mayores empresas de recursos naturales diversificados del mundo y una de las principales productoras y comercializadoras de más de 60 productos que hacen posible la vida cotidiana.
A través de una red de activos, clientes y proveedores que se extiende por todo el mundo, producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las n ecesidades energéticas actuales.
Con más de 150.000 empleados y contratistas, y una fuerte presencia en más de 35 países, tanto en regiones consolidadas como emergentes en materia de recursos naturales, nuestras actividades de comercialización e industriales están respaldadas por una red mundial de más de 50 oficinas.
Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos.
Glencore se enorgullece de ser miembro de los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y del Consejo Internacional de Minería y Metales. Participamos activamente en la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas.
Respaldaremos el esfuerzo global para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París a través de nuestro empeño para descarbonizar nuestra propia huella operativa.
Para más información, consultar nuestro Plan de Transición a la Acción Climática 2024 -2026 (Climate Action Transition Plan) disponible en nuestro sitio web, en la página glencore.com/publications.
Nota a los editores
Acerca de MARA
MARA es un proyecto minero de cobre, molibdeno, oro y plata ubicado en el oeste de Catamarca. Actualmente se encuentra en etapa de exploración avanzada.
El Proyecto MARA comprende el desarrollo del yacimiento Agua Rica, ubicado en Catamarca, utilizando la infraestructura de Alumbrera, que operó durante 20 años, hasta 2018. Glencore es el único propietario y operador del proyecto MARA. La producción media prevista es superior a 200.000 toneladas anuales de cobre en concentrado para los 10 primeros años.
Felipe Bayón, actual CEO de GeoPark (una compañía listada en la Bolsa de Nueva York y con el 98% de su operación en Colombia), compartió en una reciente entrevista su visión sobre la industria de hidrocarburos, la transición energética y los planes de crecimiento de la compañía.
La Transición Energética: Ordenada y Gradual
Bayón subraya que la transición energética debe ser ordenada, gradual y definida por cada país, teniendo en cuenta realidades como el acceso a la energía. Recalcó que:
El 85% de la matriz energética mundial sigue siendo petróleo, gas y carbón, como hace 30 años, lo que indica que la demanda continúa.
El enemigo son las emisiones, no las fuentes de energía.
La autosuficiencia de gas y petróleo es clave para Colombia, advirtiendo que la falta de gas alcanzará el 30% el próximo año.
La Apuesta por el Fracking y el Gas
El ex presidente de Ecopetrol fue enfático en que la manera más rápida para que Colombia resuelva la falta de gas en 18 a 24 meses es con el fracking. Citó el ejemplo de Vaca Muerta en Neuquén, Argentina, que hoy produce cuatro veces y media el gas de toda Colombia. Mencionó que el fracking tiene una intensidad de carbono mucho menor (8 kg de CO2 por barril) que el promedio de la industria (64 kg), según datos conocidos.
Crecimiento Internacional con Inversión en Argentina
GeoPark planea duplicar su tamaño en tres años gracias a una agresiva inversión en Vaca Muerta (Neuquén, Argentina).
Se espera pasar de 28.000 a 45.000 barriles equivalentes por día (boed).
Esto implica un incremento en el EBITDA anual de 300 millones a 650 millones de dólares.
Innovación y Tecnología
Bayón destacó que la industria está adoptando rápidamente la tecnología, mencionando el uso de la Inteligencia Artificial para:
Navegar pozos y optimizar la perforación.
Crear modelos sintéticos del subsuelo para predicciones más rápidas y acertadas.
El Sentido de Vida y Liderazgo
Finalmente, Bayón compartió que un momento clave en su vida fue su cirugía de cáncer de próstata en 2022. Este evento reforzó su filosofía de vida: “Estamos de paso y hay que vivir el hoy” y que el propósito superior está por encima de lo que uno específicamente hace, buscando siempre dejar una huella y ayudar a transformar vidas.
PCR, que también es fuerte en energías renovables, se asoció con una empresa norteamericana en el área Cherokee, en la cuenca Anadarko.
La petrolera más antigua de Argentina pone un pie en Estados Unidos con la compra de un área no convencional PCR nació como una subsidiaria de los ferrocarrilles, en 1921.
PCR, una empresa que nació en 1921 para proveer de petróleo a los ferrocarriles, dio un salto que venía analizando hace tiempo: puso un pie en el negocio de crudo no convencional en Estados Unidos.
A través de su subsidiaria norteamericana PCR Energy OK LLC compró una participación del 15% en un proyecto de desarrollo de hidrocarburos no convencionales denominado Cherokee, ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, estado de Oklahoma. Anadarko es una de las cuencas más productivas de Estados Unidos. Si bien no es tan conocida como el Permian, tiene un costo de ingreso más bajo.
Según explicó PCR en una nota a la Comisión de Valores, el proyecto está orientado a la producción de shale oil y shale gas, y es operado por la compañía estadounidense Upland Exploration, una petrolera que se enfoca actualmente en el área Cherokee.
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“El activo, en su totalidad, comprende aproximadamente 66.700 acres minerales, con seis pozos ya perforados y uno en perforación. El reservorio principal presenta alentadores niveles de productividad y, de acuerdo con el plan del operador, se prevé perforar sesenta (60) pozos en los próximos cuatro años”, detalló PCR, cuyo nombre original es Petroquímica Comodoro Rivadavia y es propiedad de dos familias argentinas
Para la empresa, “esta adquisición constituye un hito en el proceso de expansión internacional de PCR, permitiendo el acceso a un activo de calidad geológica ubicado en una zona con abundante infraestructura en la producción de hidrocarburos en los Estados Unidos”. No dio detalles sobre el costo de la compra ni cuánto deberá invertir a futuro.
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Para PCR esta participación representan hoy sumar unos 520 barriles de petróleo equivalente (BOE) por día que contempla tanto gas como petróleo de un total de casi 21.000 BOE/día que tiene hoy la compañía entre Argentina y Ecuador. Pero como hay un plan de perforación en marcha esperan que siga creciendo en los próximos años.
Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR)Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) Hasta ahora, PCR tenía operaciones en petróleo y gas en La Pampa y Mendoza, con 11 áreas y 6 áreas de exploración y explotación en Ecuador.
Además, es fuerte en energías renovables y participa en el negocio de cemento en la Patagonia. En energía renovable, opera cinco parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
La industria de Oil&Gas enfrenta desafíos operativos complejos: temperaturas extremas, alta presión, equipos en funcionamiento continuo y exposición a productos líquidos o gaseosos propios de la industria. En este contexto, seleccionar la grasa lubricante adecuada es fundamental para proteger componentes críticos, evitar paradas no programadas y maximizar la vida útil de los activos.
Con el objetivo de acompañar a ingenieros de mantenimiento y operadores en su toma de decisiones, expertos de Mobil elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas offshore.
Mezclar grasas de diferentes marcas, especialmente aquellas con distintos espesantes, pueden generar alteraciones en la consistencia. Esta tendencia se acentúa a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento o la velocidad de cizallamiento de la mezcla. A temperaturas elevadas, las grasas incompatibles también pueden presentar una separación anormal del aceite.
A su vez, durante las aplicaciones, estas mezclas de grasas incompatibles pueden causar fallas como fugas, envejecimiento prematuro o un sangrado insuficiente del aceite en las zonas de contacto. Incluso, los aditivos pueden llegar a actuar en sentido contrario, afectando negativamente las funciones de lubricación, como la protección contra la fricción, el desgaste, la oxidación o la corrosión, generando fallas en el equipo (comprometiendo, por ejemplo, sistemas de lubricación automática y equipos de perforación).
Recomendación:
Ante una situación donde la mezcla sea inevitable, se sugiere realizar pruebas de compatibilidad previas, retirar la mayor cantidad posible de grasa anterior y relubricar con mayor frecuencia hasta lograr el reemplazo total.
¿Cómo elegir la viscosidad adecuada para los rodamientos?
En ambientes con amplias variaciones térmicas (ej. pozos en invierno o plataformas marinas), definir la viscosidad correcta es crucial. Consultar el manual del equipo, como primera instancia, o la recomendación del fabricante del rodamiento son las principales fuentes de consulta.
En algunos otros casos se puede requerir un cálculo EHL (elasto-hidrodinámico), que considera el tamaño, la velocidad y la temperatura de operación para definir la viscosidad óptima del aceite base.
¿Cuáles son los distintos tipos de espesantes de grasas? ¿Qué diferencias presentan cada una?
Los diferentes espesantes confieren a cada grasa características y propiedades únicas, lo que permite que ciertas grasas tengan un mejor rendimiento que otras en ciertas aplicaciones.
De todos los distintos tipos de espesantes disponibles en el mercado, los recomendados para esta industria son:
· Complejo de litio: para aplicaciones multipropósito a temperaturas y cargas moderadas a altas. · Poliurea: para aplicaciones de alta temperatura y larga duración. Gran estabilidad térmica para motores y generadores auxiliares. · Sulfonato de calcio: para aplicaciones con alta exposición al agua y cargas elevadas. ideal para sistemas en offshore.
¿Qué es el grado NLGI y cómo influye en el desempeño?
El número de consistencia NLGI -o grado NLGI- es una escala de clasificación estándar establecida por el Instituto Nacional de Grasas Lubricantes (NLGI – USA) para especificar el grado de dureza o fluidez de una grasa, según su tasa de penetración, especificada por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materia -ASTM). Los grados NLGI varían de acuerdo a su fluidez entre 000 y 6: 000 (muy fluida), 00 (fluida), 0 (semifluida), 1 (muy suave), 2 (suave), 3 (Semisólida), 4 (sólida), 5 (muy sólida) y 6 (extremadamente sólida).
Su elección depende del diseño del rodamiento, la velocidad de operación y las condiciones ambientales. Por ejemplo, las aplicaciones subterráneas, donde se requiere una buena retención por presencia de agua, suelen demandar grasas más consistentes.
Un grado NLGI 2 es el más común en bombas y sistemas sellados. En zonas donde la grasa debe permanecer en su sitio pese a vibraciones o cargas (ej. cabezales de pozo), se puede requerir un grado NLGI superior.
En resumen, una lubricación técnica bien planificada sumada a buenas prácticas de aplicación y mantenimiento reduce costos, mejora la seguridad operativa y extiende la vida útil de los activos críticos en campos petroleros. Y siempre consultar el manual del equipo o del fabricante de los componentes.
Acerca de la marca de lubricantes Mobil
Con más de 150 años en el mercado, con productos y servicios marcados por la innovación y tecnología, los lubricantes Mobil están presentes en los más diversos segmentos del mercado: llevar astronautas al espacio, sectores industriales, cultivos de tierras agrícolas, transporte terrestre, aéreo y marítimo, automóviles, motocicletas y camiones, pero, sobre todo, la movilidad de las personas. Es así que la marca está en constante movimiento para seguir contribuyendo a la evolución y nuevos logros, siempre enfocados en la performance, productividad y eficiencia. Si hay movimiento, hay Mobil.
Acerca de Moove
Moove, multinacional brasileña perteneciente al Grupo Cosan, es uno de los mayores productores y distribuidores de lubricantes y bases lubricantes de Brasil, con presencia en 11 países de América (Brasil, Estados Unidos, Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay) y Europa (Reino Unido, Portugal, Francia y España). Desarrolla productos y servicios de lubricación especializados que son esenciales para mover y brindar una mayor eficiencia en equipos industriales y vehículos comerciales y de pasajeros.
La firma británica AVEVA considera que petróleo, gas y minería son los sectores que impulsarán la economía nacional. También prevé que habrá fuerte desarrollo en el área de infraestructura.
La multinacional de origen británico AVEVA, líder global en software industrial, prevé lograr un crecimiento significativo en Argentina, de la mano de la expansión que proyecta en industrias como minería y petróleo y gas en los próximos años.
En ese marco, destaca oportunidades de crecimiento derivadas de las inversiones en torno al yacimiento de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta. Además, identifica inversiones por parte de actores tradicionales como YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y la firma de ingeniería Worley.
Su producto estrella para acompañar esa dinámica empresarial es la plataforma Connect, desarrollada por la compañía y presentada en sociedad durante la Feria Hannover Messe en abril de este año.
Esa plataforma, alimentada por IA en la nube, permite a las empresas unificar inteligencia y conocimientos que integran su cadena de valor en un ecosistema de datos completo, mejorado con análisis e inteligencia artificial para capacitar a sus equipos para diseñar de manera más inteligente, optimizar la operación y mejorar la rentabilidad.
Federico Hernández, vicepresidente de AVEVA para América latina, compartió -durante una entrevista con Ámbito- la visión de la compañía sobre el contexto actual de Argentina. “También vemos oportunidades en el área de infraestructura, ya que el país demandará nuevos gasoductos, carreteras, adecuaciones portuarias y plantas de tratamiento de agua”, detalló.
Periodista: ¿Qué hace AVEVA y cómo funciona su plataforma Connect?
Federico Hernández: Somos básicamente una compañía tecnológica global que opera y acompaña a sus clientes en todos los segmentos industriales, desde la fase de diseño, que es la primera fase cuando se diseña una planta, a la fase de construcción, que es cuando se está construyendo una planta.
Por ejemplo, una petrolera está construyendo una nueva planta y requiere de información y de seguimiento, no solo de los costos, sino también de cómo va a llevar adelante esa construcción, a la fase de operación que es cuando ya está operando la planta, entonces requiere poder interactuar con los procesos, poder trabajar con la automatización y demás, hasta la fase de optimización.
Nuestra plataforma “Connect” es una plataforma agnóstica en la nube, que permite que todas estas fases que interactúan a lo largo del ciclo de vida que tiene cualquier compañía industrial, puedan unificarse en esta plataforma. Y cuando hablo de agnóstico es porque no solamente AVEVA permite que su propia tecnología esté alojada en esta nube, interactúe, se intercambien datos, se pongan en contexto y se tomen decisiones con esos datos, sino que también el cliente puede integrar otras tecnologías que pueda tener.
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Somos una compañía global que sirve a más del 90% de las principales compañías del mundo en la industria. Y cuando digo en la industria me refiero a todo tipo de industrias, desde las energéticas, petróleo y gas, minería, en lo que se refiere a commodities, por supuesto, en todo lo que tiene que ver con las alimenticias que producen productos que están empaquetados.
En Argentina servimos a las principales compañías del país en estos segmentos. Ya sea algunas en la fase de producción, otras en producción y optimización. Cuando hay algún proyecto en una planta, utilizan nuestra tecnología para el diseño de esa planta, para la construcción, etc.
P: ¿Con qué otras industrias trabajan en Argentina además de energía y minería?
FH: Petróleo, gas y minería claramente en Argentina hoy son los sectores que más dinámicos están. Pero también las principales automotrices globales utilizan tecnología de AVEVA en distintas fases. Para ir a un extremo, también tenemos clientes que usan nuestra tecnología para la automatización de sus edificios. O sea, todo aquello que tenga un sensor y que requiere una automatización, requiere tecnología para poder administrarlo, para poder operarlo, para poder tener esos datos y poder tomar decisiones con esos datos. Servimos también a compañías de aguas, que utilizan nuestra tecnología para monitorear sus instalaciones. También hay compañías de tabaco. Aceiteras. Puertos. Es difícil ser específico porque realmente es muy amplio el espectro donde actuamos.
En la situación actual de Argentina, claramente los sectores más dinámicos, donde estamos viendo más inversiones son petróleo, gas, energía, minería, incluyendo lo que pasa con el litio.
P: ¿Puede dar algún ejemplo práctico de la aplicación de la plataforma?
FH: Nuestra tecnología permite que los clientes puedan tener una planificación colaborativa. Me voy a salir un poquito de Argentina pero creo que es un ejemplo muy representativo: el puerto de Rotterdam. Hoy están planificando, un ecosistema de hidrógeno, cómo gestionar la energía para que esa energía se utilice de manera eficiente, no impacte en mayor costo pero tampoco en mayores emisiones. Y bueno, todo eso se hace justamente a través de esta tecnología donde vos podés poner en una plataforma como Connect para integrar esos datos; correlacionarlos, ponerlos en contexto y que cada una de las partes actuantes tengan esa información en tableros de comando o en tableros de información para ver en contexto lo que ellos necesitan y tomar decisiones. O monitorear el proceso o interactuar con los procesos.
P: ¿Y puede citar algún caso en Argentina?
FH: No tengo autorización para mencionar los nombres de los clientes, pero tenemos casos bien concretos en Argentina. Por ejemplo, en las principales petroleras del país nuestra tecnología ayuda a monitorear el proceso, a operar sus pozos. Pueden estar viendo en vivo y en directo la producción. Están pudiendo ajustar los parámetros del proceso para poder optimizarlo. Con esos datos que salen de esa parte del proceso, a su vez, los pueden integrar a sus sistemas de gestión empresarial. Pueden tener toda la parte de la cadena de valor e ir viendo, por ejemplo, qué insumos requieren comprar, qué mantenimiento requieren realizar a sus equipamientos, etcétera. También pueden entender cómo optimizar el consumo de energía, cómo hacer el seguimiento de las emisiones. En las refinerías hoy están utilizando nuestra tecnología, por ejemplo, no solo para monitorear procesos en vivo y en directo, para operar las plantas, sino también para simular escenarios y poder hacer optimizaciones del todo el proceso en tiempo real.
P: ¿Qué están observando en el desarrollo de los sectores de energía y minería en Argentina?
FH: Lo que estamos viendo en Argentina desde el último año y medio es que hay un dinamismo muy grande particularmente en todo lo asociado a Vaca Muerta, pero también en lo que es la minería. Cuando hablamos de minería, no solamente es lo que estamos viendo en San Juan, que tiene un potencial impresionante; también está el litio, que es un segmento dentro de la minería que viene creciendo exponencialmente. También vemos dinamismo en las inversiones en compañías energéticas. Estamos observando un nivel de inversión muy, muy importante.
En este marco, lo que veo no es sólo expansión, sino también veo mucho trabajo en lo que es optimización y eficiencia. La búsqueda de optimización y eficiencia de las compañías para producir más y expandirse, pero también para hacerlo de una manera eficiente. Eso es lo que estamos viendo particularmente.
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Es cierto que cuando miramos el resto de los sectores, vemos que aún no se están expandiendo como la energía y la minería. Pero esos sectores que no se están expandiendo sí están muy enfocados en invertir en lo que es optimización y eficiencia. Porque está claro que Argentina, en general, necesita que su matriz sea más competitiva y más eficiente.
Entonces, cuando hablamos de eficiencia no solo hablamos de reducción de costos. Eso se puede ver claramente reflejado a través de un proceso en toda su cadena de valor más eficiente. O sea, pudiendo hacer más con menos.
Tengo la oportunidad de ser parte de distintos comités en distintas cámaras en Argentina y un aspecto común es este. La expectativa positiva, por un lado, en los segmentos que aún no están viviendo ese dinamismo. Y el foco específico en cómo ser más competitivos, en cómo ser más eficientes.
P: ¿Qué otro aspecto considera que es imprescindible abordar?
FH: Otro elemento no menor a los anteriores tiene que ver con el talento. Una conversación recurrente entre las empresas es cómo desarrollar el talento, cómo atraer talento. Ese es un aspecto no menor para el crecimiento que se ve a futuro para Argentina. Y la tecnología es un habilitador para eso. En un caso concreto, una de las principales petroleras del país actualmente utiliza nuestra tecnología para entrenar a los nuevos talentos en cómo operar sus procesos; en cómo poder ejecutar esa operación bajo los estándares que la compañía tiene. Cómo optimizar esos procesos.
Se utiliza, por ejemplo, nuestra tecnología con realidad aumentada, donde esas personas que a lo mejor se incorporaron hace poco o que tienen un tiempo en la empresa, están desarrollándose en sus conocimientos, en su experiencia. Entonces con la tecnología tienen virtualmente acceso a toda su planta, pueden simular distintos tipos de escenarios, pueden interactuar directamente con el proceso.
La inteligencia artificial que tenemos incorporada en nuestros sistemas es un habilitador para eso, para captar el talento y ayudarlo a desarrollarse.
P: ¿Por el seguimiento de los sectores industriales que realiza la compañía, qué perspectivas ve para la economía argentina?
FH: Tenemos estos sectores que claramente son los que están creciendo más fuertemente, los más dinámicos, y realmente no solo vemos hacia atrás, sino hacia adelante, un nivel de inversión muy importante, un nivel de desarrollo, un potencial increíble. Y también vemos ese potencial para el resto de la economía. Pero tal vez, hay muchos sectores que aún están en una fase distinta, muy asociados a esto, a ser más eficientes, más competitivos. En ese sentido, la tecnología es un habilitador.
La ANP informó que se registró un salto productivo que consolida a los yacimientos del presal como el principal motor de la matriz energética del país. Petrobras explica el 90% de la producción.
Brasil cerró octubre de 2025 con un desempeño energético que marcó un punto de inflexión para su industria de hidrocarburos. Las cifras oficiales mostraron un aumento significativo en la extracción combinada de petróleo y gas, lo que reforzó la importancia de la actividad en aguas profundas y consolidó una tendencia expansiva que se sostuvo a lo largo del año.
La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) destacó que estos resultados se enmarcan en un proceso de maduración operativa de los principales proyectos del país, especialmente en las áreas donde se concentra la producción marítima. El crecimiento de la oferta de petróleo fue uno de los motores del nuevo registro.
La extracción diaria superó los cuatro millones de barriles, impulsada por la puesta en marcha de unidades adicionales y por la estabilidad técnica en los campos ya desarrollados. Esta dinámica reflejó un mayor rendimiento por pozo y una optimización de los sistemas de bombeo, que permitieron incrementar el volumen disponible para refinación y exportación.
Al compararla con los meses previos, la ANP señaló que se alcanzó un nivel de producción “compatible con la curva de expansión prevista por los operadores”.
En paralelo, el gas natural acompañó el ritmo ascendente. La inyección diaria a la red nacional creció con respecto a septiembre y también frente al mismo período del año anterior, resultado de una mayor integración entre las plataformas y la infraestructura costa adentro.
El avance de la producción se explicó en parte por el aumento de la capacidad de tratamiento en las unidades flotantes, un punto clave para mejorar la disponibilidad del recurso y reducir los niveles de venteo.
El Presal como protagonista en Brasil
El presal continuó siendo el núcleo productivo del país. Las áreas bajo ese régimen aportaron más de cuatro millones de barriles equivalentes diarios y se consolidaron como los principales reservorios de petróleo y gas en explotación.
La ANP sostuvo que esta porción del Atlántico “representa la base estructural del abastecimiento nacional”, un reconocimiento que reafirma la centralidad técnica y económica de esos desarrollos para la política energética brasileña.
Brasil, Sector energético, Petróleo, Gas natural, Petrobras, Producción offshore, Presal, Industria hidrocarburífera, ANP, Petrobras lidera un mes récord para la producción brasileña.
Dentro de esa región, el campo de Búzios alcanzó en octubre su mejor desempeño en varios años y se ubicó como el mayor productor de petróleo del país. Su operación se apoyó en la incorporación de nuevas plataformas de gran capacidad y en la estabilidad operativa alcanzada en los pozos más recientes.
De manera complementaria, el campo de Mero encabezó la producción de gas natural, consolidando un avance que lo proyecta como uno de los polos más relevantes para los próximos ciclos de inversión.
El impulso offshore
Las plataformas ubicadas en aguas profundas aportaron la inmensa mayoría del petróleo nacional y un porcentaje sustancial del gas. Esta concentración es el resultado de un proceso de inversión sostenida en tecnología submarina, sistemas de seguridad, logística de abastecimiento y embarcaciones de apoyo.
Aunque estos proyectos implican altos costos iniciales, el desempeño del último año evidenció que su productividad genera un equilibrio favorable entre gastos y rendimiento.
La diversidad empresarial también se hizo visible. Cuarenta y seis compañías participaron en las operaciones del mes, distribuidas en más de doscientos bloques activos con distintos regímenes de explotación.
La documentación oficial que acompaña la cesión de las áreas hidrocarburíferas de YPF a la empresa provincial Terra Ignis Energía S.A. —registrada bajo el N° 27065 y ratificada por Decreto Provincial N° 2705/25— fue revisada en exclusiva para este portal.
El expediente, presentado al Poder Legislativo el 14 de noviembre de 2025, confirma el traspaso del 100% de participación de YPF en las concesiones Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego (Fracciones A -b – c -d y E) y la prórroga de concesiones por diez años.
Sin embargo, el archivo también expone ausencias críticas, ambigüedades contractuales y condiciones que repiten errores observados en provincias como Santa Cruz y Chubut.
En una operación realizada a contrarreloj y sin ningún tipo de escrutinio público, el gobierno de Tierra del Fuego autorizó la salida total de YPF de la provincia y la entrega de todas sus áreas de petróleo y gas a una empresa desconocida, Terra Ignis Energía S.A., con beneficios fiscales tan extraordinarios que expertos consultados por este portal los califican de «Poco transparente y carente de soporte técnico, administrativo, ambiental y financiero»
Bocadepozo.com.ar accedió en exclusiva al paquete completo de documentos –Decreto, Acuerdo de Prórroga y Proyecto de Ley– que detallan el traspaso. Los papeles, que nunca fueron difundidos por el gobierno provincial, exponen una negociación opaca que se cocinó en apenas cuatro días hábiles y que ahora la Legislatura fueguina está presionada a aprobar como simple trámite.
LO QUE REVELAN LOS DOCUMENTOS EXCLUSIVOS:
EL RELOJ DE LA OPACIDAD: El 10 de noviembre de 2025, YPF y Terra Ignis firman el convenio privado. El 13 de noviembre, el gobernador Gustavo Melella ya está firmando el Acuerdo de Prórroga con Maximiliano D’Alessio, presidente de la misteriosa Terra Ignis. El 14 de noviembre, se firma el Decreto 2705/25 que lo autoriza todo. No hubo tiempo para preguntas.
LA «CAJA NEGRA» FAVORECIDA: Los documentos no incluyen balances, historial operativo ni demostración de solvencia de Terra Ignis. Solo figuran un domicilio en Río Grande y el nombre de su presidente. A esta empresa fantasma se le entregan las concesiones de Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego, que incluyen la estratégica Planta San Sebastián, vital para el procesamiento de gas que calefacciona a los fueguinos.
EL FESTÍN FISCAL (ART. IV DEL ACUERDO):
Regalías reducidas al 12% y eliminación del Canon Diferencial (un ingreso clave para la provincia basado en la producción).
Vacaciones fiscales totales por 3 años: No pagará Ingresos Brutos, tasas ambientales ni certificados de origen por sus exportaciones.
Renuncia provincial a reclamos contra YPF (Art. 4° del Decreto): La provincia «limpia» el historial de la estatal y asume riesgos.
LA CONDICIÓN QUE OBLIGA A LA LEGISLATURA (ART. II): El acuerdo solo se activa si la Legislatura lo aprueba por ley. Es decir, el Poder Ejecutivo firmó primero un compromiso extremadamente favorable para una parte privada, y ahora le pasa la «factura política» a los legisladores, forzando una votación urgente y sin debate.
EL PELIGROSO PRECEDENTE: EL MANUAL DE YPF EN SANTA CRUZ Y CHUBUT
La operación replica el manual utilizado por YPF para retirarse de áreas «maduras» en otras provincias, con resultados desastrosos:
En Santa Cruz, el traspaso a Phoenix Global Resources derivó en caída de inversiones, producción y conflictos laborales. En Chubut, la salida generó litigios por incumplimientos y desmantelamiento de infraestructura. «Es el modus operandi: YPF se saca activos que requieren dinero, los pasa a empresas chicas, y las provincias, en vez de licitar, negocian a puerta cerrada con beneficios exorbitantes. Al final, la provincia pierde dos veces: se queda sin la operadora grande y no cobra lo que debería», explicó a Bocadepozo.com.ar un consultor petrolero que siguió ambos casos.
Áreas petroleras que Transfiere YPF a Terra Ignis (amarillo)
LO QUE NUNCA SE HIZO (Y DEBIÓ HACERSE):
Los documentos exclusivos confirman la absoluta falta de transparencia:
Cero audiencias públicas. Cero licitación o concurso para lograr mejores condiciones. Cero información técnica pública sobre los planes de inversión (prometen USD 197 millones en 12 años) o la capacidad real de Terra Ignis.
«Es una entrega«, resumió un abogado especialista en energía que analizó los documentos para este portal. «Se otorga un régimen de promoción industrial extremo, propio de una provincia desértica sin actividad, a una empresa que recibe yacimientos en producción y una planta clave. No hay justificación técnica ni legal para tanta liberalidad con el patrimonio público».
EL RELOJ LEGISLATIVO CORRE
Mientras este expediente exclusivo ve la luz, el proyecto de ley ya está en la Legislatura. Los legisladores fueguinos fueron convocados a ser meros notarios de un acuerdo cocinado entre cuatro paredes. La ciudadanía fueguina, hasta ahora, desconoce que su principal recurso natural y una infraestructura energética crítica están a punto de cambiar de manos bajo condiciones que expertos no dudan en calificar de «leoninas e inaceptables»
Solorza «La pregunta que flota en la fría atmósfera fueguina es simple: ¿Aprobará la Legislatura, sin chistar, el mayor traspaso de recursos de las últimas décadas, o ejercerá su deber de control y defenderá el interés público, exigiendo lo elemental: transparencia, concurrencia y condiciones justas?
Bocadepozo.com.ar accede en exclusiva al expediente completo. El gobierno de Melella firma un traspaso millonario a Terra Ignis Energía S.A., una compañía sin historial, otorgándole vacaciones fiscales totales, reducción de regalías y la Planta San Sebastián. El silencioso retiro de YPF repite el polémico modelo de Santa Cruz y Chubut. A continuación, un documento único, completo y actualizado que integra lo exclusivo del expediente con recomendaciones concretas y una comparación puntual con experiencias previas.
En el primer documento enviado como proyecto de Ley enviada vía nota formal formada por el Gobernador Gustavo Melella, expresa lo siguiente:
Tengo el agrado de dirigirme a Ud.. en mi carácter de Gobernador de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, a los fines de remitir a consideración de esa Legislatura Provincial, el proyecto de Icy por medio del cual se propicia la autorización de la firma YPF S.A., a ceder el ciento por ciento (100 %) de su participación en los derechos, títulos, intereses y obligaciones que le correspondan en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego -Fraccion A, b, C, D y E-, a favor de TERRA IGNIS ENERGiA S.A.
Asimismo, se requiere su aprobación sobre el ACUERDO DE PR6RROGA DE LAS CONCESIONES HIDROCARBURíFERAS LAGO FUEGO, LOS CHORRILLOS Y TIERRA DEL FUEGO -FRACC16N A, 8, C, D Y E-y sus respectivos anexos suscripto entre la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e islas del Atlántico Sur, representada por quien suscribe y la empresa TERRA IGNIS ENERGiA S.A. representada por su Presidente Maximiliano D’ALESSIO, el cual se encuentra registrado bajo el N° 27065 y ratificado por Decreto Provincial N° 2705/25.
Considerando la relevancia que implica el dictado de la presente propuesta, es que solicito, por su intermedio, a los señores Legisladores. dar despacho favorable al presente proyecto de Iey.
Sin otro particular, saludo a la señora Presidente de la Legislatura
Provincial y a los integrantes de la Cámara Legislativa, con atenta y distinguida consideración.
El texto oficial —el mensaje del Ejecutivo que acompaña el proyecto de ley y los anexos del Acuerdo de Prórroga— contiene datos que este portal pudo verificar: Terra Ignis – YPF
Objeto de la cesión: YPF cede el 100% de su participación en las áreas anteriormente mencionadas a Terra Ignis.
Prórroga y plazos: Se prevé una prórroga de concesión por diez años a partir de la firma del acuerdo (13 de noviembre de 2025).
Cronograma de inversión: Se consignan inversiones comprometidas por un monto global (cifras y partidas detalladas en anexos), con foco mayoritario en actividades operativas y workovers.
Cláusulas de exenciones y beneficios: Se consignan exenciones fiscales temporales y un régimen preferencial de regalías (tasa inicial consignada en el expediente).
Compromisos formales y condicionamientos: la firma incluye compromisos de remediación, continuidad operativa y priorización de mano de obra y proveedores locales —pero muchos de estos compromisos están redactados de forma condicional (“cuando resulte posible”, “en la medida que sea viable económicamente”). Terra Ignis – YPF
Ese corpus documental representa la base legal del traspaso. La exclusividad de este portal radica en haber accedido y analizado el texto íntegro remitido por el Ejecutivo antes de su eventual sanción.
Lo que NO aparece (vacíos críticos que obligan a la Legislatura a exigir más)
El expediente muestra compromisos generales, pero faltan instrumentos jurídicos, financieros y técnicos esenciales que deberían estar cerrados antes de homologar la transferencia:
Escritura pública definitiva y anexos técnicos completos (inventario de activos/pasivos). No están incluidos en versión pública del proyecto remitido; la Legislatura no dispone de un inventario detallado de pozos, estaciones, instalaciones, responsabilidades ambientales conocidas ni de una relación explícita de “activos excluidos”. Terra Ignis – YPF
Garantías financieras y fideicomisos de remediación. El documento no incorpora (o no publica) instrumentos financieros exigibles —fideicomisos, seguros ambientales o garantías bancarias— que cubran sellado de pozos, remediación y abandono eventual. Sin esos instrumentos, la Provincia queda con riesgo fiscal futuro. Terra Ignis – YPF
Cláusulas de continuidad laboral de alcance y mecanismos de subrogación. Existen menciones a priorizar mano de obra local, pero sin textos contractuales que aseguren la continuidad de contratos tercerizados o derechos laborales (plazos, condiciones, penalidades). Terra Ignis – YPF
Cronograma detallado por hitos verificables. El plan de inversión está fragmentado; faltan hitos concretos condicionantes de beneficios fiscales , con auditoría externa verificable. Terra Ignis – YPF
Responsabilidad por pasivos históricos. El expediente incluye cláusulas generales sobre pasivos, pero no especifica qué pasivos quedan con YPF y cuáles son asumidos por Terra Ignis o por la Provincia. Esa indefinición es un foco de litigios futuros. Terra Ignis – YPF
Lo que deberíamos aprender de Santa Cruz y Chubut (comparación breve y lecciones aplicadas) Los casos provinciales donde YPF redujo su presencia ofrecen antecedentes instructivos:
Santa Cruz: tras retiros y traspasos, se detectaron pasivos ambientales significativos (pozos sin sellar, contaminación, “basurales petroleros”) y pérdida de empleo masiva. La ausencia de garantías financieras robustas dejó a la Provincia con costos de remediación elevados.
Chubut: procedimientos opacos en la transición derivaron en conflictos sindicales, litigios y un período prolongado de incertidumbre operativa.
Lección clave: sin cumplimiento de inventarios, garantías y cláusulas reversibles, la Provincia asume riesgos estructurales —ambientales, fiscales y sociales— que pueden perdurar décadas. El expediente vigente repite, por omisión, casi todos los errores que esas experiencias mostraron.
Riesgos concretos identificados en el expediente y por la experiencia comparada Transferencia de pasivos al erario público si faltan garantías.
Desmantelamiento de la cadena local de proveedores por falta de subrogación contractual.
Fallo en la reparación ambiental por ausencia de fondos específicos y obligaciones de cumplimiento.
Promesas de inversión que no revierten la declinación de reservas, puesto que el plan prioriza workovers y operación sobre exploración y aumento de recursos.
Riesgo reputacional y social por acuerdos cerrados sin control ciudadano ni auditoría externa. Terra Ignis – YPF
¿Qué debería exigir la Legislatura antes de aprobar la cesión? (guía práctica y juridico política)
Con base en el documento y en las experiencias comparadas, BocaDePozo analizó lo que se debería exigir para que la Legislatura condicione su aprobación a los siguientes requisitos innegociables:
Publicación íntegra y acceso público a la escritura definitiva, anexos técnicos, inventario de activos y pasivos y copia del plan de inversiones por partidas. (Obligatorio). Terra Ignis – YPF
Remediación y garantía bancaria por un monto determinado (auditable) que cubra abandono de pozos y pasivos ambientales conocidos y eventuales. (Instrumento financiero independiente).
Hitos condicionantes y cláusulas sancionadoras: beneficios fiscales temporalmente condicionados al cumplimiento de metas verificables (p. ej. X barriles/día, sellado de Y pozos) y penalidades con reversión de la concesión.
Cláusula laboral de continuidad y subrogación: protocolo de mantenimiento de contratos y reubicación con plazos y compromisos firmes ante sindicato; orden de prioridad para proveedores locales con control de cumplimiento.
Auditoría externa e informe anual público: auditor externo (firmas internacionales o universidad pública) con publicación anual de resultados y cumplimiento.
Comisión parlamentaria de seguimiento (multipartidaria) con acceso a documentación y facultades para convocar técnicos y auditores.
Seguro de responsabilidad civil y ambiental para eventos mayores (derrames, contaminación, siniestros).
Sin estos pasos, la aprobación sería una firma política con riesgo fiscal y ambiental para generaciones.
La empresa Corredores Viales S.A. fue declarada sujeta a privatización por el artículo 7° de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. El procedimiento de privatización fue autorizado por el Decreto 97/2025.
En ese marco, mediante la Resolución 29/2025 del Ministerio de Economía se convocó a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple N° N° 504-0007-LPU25, correspondiente a la Etapa I, comprensiva de los tramos oriental y conexión (la “Licitación Etapa I”. Ver nuestros comentarios aquí).
El pasado 20 de noviembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1843/2025 del Ministerio de Economía la que autorizó el llamado a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple 504-0013-LPU25 para la concesión de los Tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur y Pampa de la “Red Federal de Concesiones – Etapa II” (la “uLicitación Etapa II”).
La convocatoria incluye la aprobación de los pliegos de bases y condiciones generales y particulares, las especificaciones técnicas y el modelo de contrato de concesión (los “Documentos Licitatorios”).
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A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
Cronograma de la Licitación Etapa II
a. Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: 21 de enero de 2026 hasta las 13:00 hs. b. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 6 de febrero de 2026 a las 12:00 hs. c. Acto de apertura del Sobre N° 1: 6 de febrero de 2026, 13:00 hs.
Condiciones generales de la Licitación Etapa II
La Licitación Etapa II es de etapa múltiple, por lo que los oferentes presentarán sus ofertas en dos sobres: el primero conteniendo la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos legales, mientras que el segundo contendrá la oferta económica.
A su vez, la Licitación Etapa II está dividida en dos renglones:
a. Renglón 1: tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur; y b. Renglón 2: tramo Pampa.
Presentación de ofertas
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La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
Participación y requisitos especiales
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Como condición para participar, los oferentes deberán reunir los requisitos exigidos por las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la ONC.
Si el oferente está integrado por dos o más personas, todas ellas responderán en forma solidaria e ilimitada hasta la suscripción del contrato de concesión.
Los oferentes deberán designar a un integrante quien deberá poseer una participación mínima del 30% en el capital con derecho a voto en el oferente, la que deberá, a su vez, ser mayoritaria en los derechos de voto (el “Integrante Principal del Oferente”).
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad anónima cuyo objeto social estará limitado al cumplimiento del contrato de concesión y su plazo de duración deberá ser 3 años superior al plazo máximo de vigencia del contrato. En adición, el Integrante Principal del Oferente deberá mantener idéntica participación en dicha sociedad que en el oferente.
Oferta económica
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La oferta económica consistirá en el monto en pesos (sin IVA) que se solicita percibir en concepto de tarifa de peaje para la categoría 1 con sistema TelePase (Vehículos de hasta 2 ejes y hasta 2,30m de altura y sin rueda doble) para cada tramo, pudiendo optarse por alguna de las siguientes modalidades:
a. Peaje inferior a la tarifa tope, por un plazo de concesión igual a 20 años; b. Peaje igual a la tarifa tope, por un plazo de concesión de entre 20 y 30 años.
La tarifa tope para el renglón 1 es de $3.305,79 para los subtramos Sur y Atlántico, y de $1.652,89 para el subtramo Acceso Sur.
Por su parte, la tarifa tope para el renglón 2 –tramo Pampa– es de $3.388,43.
La oferta económica deberá, a su vez, consignar la tasa interna de retorno de oferta esperada por el oferente en caso de resultar adjudicatario, la que no podrá superar el 15% La TIR se utilizará como parámetro para la recomposición del equilibrio económico financiero y en casos de extinción anticipada del contrato de concesión.
En adición, los oferentes podrán contemplar un descuento en sus ofertas económicas en caso de resultar adjudicatarios de ambos renglones.
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Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta ejecutable a primera demanda, con una vigencia de 120 días corridos contados desde la apertura de los sobres correspondientes a la primera etapa, por los siguientes montos:
a. Renglón 1: $8.700.000.000; b. Renglón 2: $1.360.000.000.
A los efectos de constituir las garantías enumeradas previamente, se admitirán los siguientes medios: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en Unidad de Valor Adquisitivo (“UVA”).
Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en:
a. La realización de obras sobre el tramo concesionado; b. La elaboración de proyectos ejecutivos de obras a ser ejecutadas en la red federal de concesiones; c. La administración y explotación por peaje de los tramos concesionados; y d. La realización de explotaciones complementarias.
Ingresos de la Concesión
El concesionario percibirá ingresos por: (i) el peaje a ser abonado por los usuarios; (ii) la explotación de áreas de servicio, servicios complementarios y predios remanentes; y (iii) cualquier otro ingreso vinculado a la concesión.
Características principales del contrato
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El contrato de concesión se celebra entre el Estado Nacional (Ministerio de Economía a través de la Secretaría de Transporte) y la sociedad anónima constituida por el adjudicatario. La autoridad de aplicación es la Dirección Nacional de Vialidad .
a. Plazo de concesión: entre 20 y 30 años, con posibilidad de prórroga de dos años adicionales a opción del concedente.
b. Equilibrio económico-financiero: En caso de ruptura del equilibrio económico financiero, las partes iniciarán un proceso de renegociación que tendrá por objeto adoptar las medidas necesarias para restablecer dicho equilibrio. Las medidas de recomposición pueden incluir la modificación del plazo o la tarifa, el diferimiento de inversiones o la compensación económica directa a través de fondos del Tesoro Nacional.
c. Mecanismo de solución de controversias: (i) negociaciones amistosas; (ii) panel técnico y (iii) tribunales nacionales en lo contencioso administrativo federal con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Garantías contractuales
10.1. Garantía de obras
Para el renglón 1 la garantía es de $56.200.000.000, mientras que para el renglón 2 de $11.700.000.000. Su valor se ajustará según la fórmula de actualización tarifaria prevista en los Documentos Licitatorios y deberá estar vigente hasta la finalización de las obras.
10.2. Garantía de cumplimiento de contrato
Para el renglón 1 la garantía es de $29.500.000.000, mientras que para el renglón 2 de $8.000.000.000. La garantía deberá estar vigente hasta la extinción de la totalidad de las obligaciones emergentes del contrato y el monto será actualizable conforme a la fórmula prevista en los Documentos Licitatorios.
10.3. Forma de constitución
Se admitirán como medios para la constitución de las garantías: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en UVA.
Se utilizará la capacidad ociosa del sistema nacional durante los meses de verano para transportar gas desde Vaca Muerta y exportarlo a través de un buque licuefactor en el puerto platense.
Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.
Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.
“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
Cómo se transportará el gas
La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.
Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.
Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.
En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.
DLS Archer ha sido adjudicada con el mayor contrato para brindar servicios de perforación a YPF en Vaca Muerta, marcando un hito en la industria energética argentina. Este contrato refuerza la alianza estratégica de DLS Archer e YPF, combinando experiencia global y liderazgo, impulsando la eficiencia, seguridad y la innovación.
Con una vigencia de cinco años, el acuerdo contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación dotados con tecnología de punta e integrando servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Además, incorpora mejoras sustanciales en las condiciones actuales, reflejando el compromiso de ambas compañías con la excelencia operativa.
Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales.
Estamos orgullosos de que YPF demuestre, una vez más, su confianza en nuestra capacidad para ofrecer excelencia operativa, manteniendo los más altos estándares de seguridad y cuidado ambiental, contribuyendo así al desarrollo de Vaca Muerta, la industria del petróleo y gas en general y del país en su conjunto.
El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo. Dag Skindlo, CEO de Archer.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling, DLS Archer, agregó:
YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria.
Esta alianza entre DLS Archer e YPF marca un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.
La petrolera vuelve a testear el apetito inversor con una obligación negociable en dólares y bajo ley Nueva York. La operación apunta a cubrir los futuros vencimientos de deuda y a sostener un plan de crecimiento hacia 2028.
Vista Energy regresa al mercado con una nueva emisión. La compañía lanza la Obligación Negociable (ON) Internacional Clase XXIX, con la intención de captar u$s300 millones, ampliables hasta u$s400 millones. La colocación, que está abierta desde este lunes hasta el miércoles 3 de diciembre, llega en un momento clave para la petrolera: en 2026 enfrenta vencimientos de capital por u$s389 millones, que le permitirá asegurar los fondos para cumplir sus compromisos.
La nueva ON está denominada en dólar cable, vencerá el 10 de junio de 2033 y pagará una tasa del 8,5% anual. Los intereses se cancelarán en forma semestral a partir de diciembre de 2025. La amortización seguirá un esquema soft bullet, con pagos de capital en tres tramos iguales en 2031, 2032 y 2033. El bono estará regido por ley de Nueva York.
Con esta emisión, la empresa apunta a garantizar la cobertura total de esos vencimientos y potenciar el desarrollo de sus activos. En junio, vale recordar, la petrolera emitió u$s500 millones en el mercado internacional, también a una tasa del 8,5%. De ese total, u$s300 millones se destinaron a cancelar un crédito puente del Banco Santander utilizado para financiar la compra del 50% del bloque La Amarga Chica, mientras que los u$s200 millones restantes fueron dirigidos a inversiones en Vaca Muerta.
Resultados claves del tercer trimestre para Vista Energy
Vista se posiciona hoy como el principal productor privado de petróleo de Argentina, con una producción que supera los 110.000 barriles equivalentes diarios, de los cuales aproximadamente la mitad se exporta. Pero el objetivo es mucho más ambicioso: durante el Investor Day, la compañía anticipó un crecimiento del 72% hacia 2028, con un salto clave en las exportaciones, que pasarán a explicar el 75% de los ingresos.
La estrategia contempla que los futuros excedentes de caja se orienten a recompras de acciones, dividendos, reducción de deuda y eventuales operaciones de M&A.
Pese al aumento en eficiencia operativa, Vista informó un flujo de caja libre negativo de u$s570 millones, impactado por mayores pagos impositivos y una suba en las necesidades de capital de trabajo. Esto llevó la deuda neta a u$s2.445 millones, con un ratio de apalancamiento cercano a 1,9 veces.
Las perspectivas marcan un horizonte más largo en la demanda de petróleo y gas y una electrificación más lenta.
La celebración de la última COP30 en Brasil y las últimas perspectivas de la industria energética muestran un escenario cada vez más favorable para Vaca Muerta con una transición que se retrasa y una demanda de hidrocarburos que se mantiene firme.
Según la consultora Economía & Energía, el Outlook 2025 de BP refleja una electrificación más lenta en los países desarrollados, un mayor dinamismo industrial en Asia emergente, donde el gas natural sigue sustituyendo al carbón; y un contexto global con una regulación más flexible en términos de mitigación del cambio climático por parte de EEUU y un mayor énfasis en seguridad energética.
Petróleo y gas
En este marco, el crudo tiene una revisión al alza del 10% para el 2050 y la demanda de gas sube un 2% en relación a los pronósticos del 2024. En petróleo, la demanda alcanzaría un pico en 2030 y un descenso gradual a partir de 2035 a un ritmo de -0,8% anual.
“Esta revisión al alza indica una demanda estructuralmente más persistente que la prevista el año pasado, la cual es atribuida a una caída más lenta de la demanda en economías desarrolladas; un crecimiento más firme en India y el Sudeste Asiático; y un crecimiento sostenido del sector petroquímico, que se convertiría en el componente más resistente de la demanda global”, explican.
En tanto, la IEA estima un incremento en torno al 13% entre 2024 y 2050 en la demanda de crudo, con los países no pertenecientes a la OPEP+ aportando un crecimiento cercano a 4 Mbbl/d, impulsado principalmente por Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Argentina.
En cuanto al gas natural, el comercio global de GNL crecería en un 74% hasta mediados del presente siglo y un 60% hasta el 2035, con una caída de la demanda más tarde de lo pensada a partir del conflicto bélico en Ucrania, que condujo a Europa a competir con Asia por la seguridad de abastecimiento de GNL.
El panorama del GNL
“Este contexto, ofrece a la Argentina la oportunidad de desarrollar una plataforma de exportación de GNL destinada al abastecimiento del mercado mundial. Argentina es el único país de la región con un incremento significativo en la producción de gas natural a lo largo de la próxima década según IEA”.
Mineras advierten impacto por retenciones y piden medidas similares a las del petróleo
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) prepara una presentación formal para insistir con la eliminación de las retenciones para la plata y el litio. El pedido a la gestión de Javier Milei encuentra respaldo político en las provincias productoras, especialmente en Jujuy, Salta, Catamarca y también de Santa Cruz, aunque en este último caso afecta en mayor medida a una sola operación en su territorio.
El recorte de retenciones al petróleo se justificó por los equipos técnicos del Gobierno nacional por los elevados costosde los yacimientos maduros y la necesidad de evitar importaciones en el corto plazo. La lógica, advierten en la minería, es exactamente la misma para la plata y el litio.
Las mineras intentaron canalizar el planteo por vía del secretario de Minería, Luis Lucero, y también, en el área de Coordinación de Producción de Pablo Lavigne, pero la respuesta no llega. Ahora evalúan abrir el diálogo con otras dependencias de Economía del Gobierno de Milei para buscar una definición más concreta.
A esta cruzada se sumarían los gobernadores de las provincias afectadas, en un escenario de precios internacionales bajos para el litio y de yacimientos de plata cada vez más maduros, ya que no quieren quedar rezagados respecto al esquema de incentivos que -por caso- ya recibió el sector petrolero.
A diferencia de la plata, la exportación de oro no paga derechos desde enero de 2024 -desde que venció el Decreto N° 908/21 que fijaba la alícuota para ese mineral el 31 de diciembre de 2023-. Esto genera distorsiones en un puñado de operaciones donde la plata es predominante o muy relevante en la composición de los concentrados.
Santa Cruz
Entre las operaciones más afectadas en el país, en Santa Cruz se enlistan: Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, y, aunque con un impacto marginal porque tiene una producción más equilibrada con oro, Cerro Moro, de Pan American Silver. En el otro rincón del mapa, como productoras de plata están Mina Pirquitas, en Jujuy, y Mina Lindero, en Salta.
Al respecto, el gobernador Claudio Vidal señaló en declaraciones a La Opinión Austral que insiste con el reclamo y que el costo extractivo del oro y la plata es el mismo, “pero la plata tiene retenciones y el oro no; es injusto”, cuestionó y vinculó el tema tributario con la continuidad de las operaciones: “No digo que haya que cobrar retenciones al oro, digo que sería importante que lo que hoy se paga por la extracción de plata pueda destinarse a proyectos de exploración y que no se lo lleve la Nación. La exploración es lo que más tiempo y recursos demanda”.
Desde el sector privado también se viene insistiendo en el reclamo hace casi dos años. En diálogo con Santa Cruz Produce a fines de agosto, el gerente general de Minera Santa Cruz, Néstor Rigamonti, describió sin rodeos el impacto del régimen actual: “San José es un yacimiento que hace unos años ha empezado a presentar rasgos claros de madurez y eso presenta desafíos importantes. Estamos asegurándonos de hacer lo necesario para darle continuidad al yacimiento”.
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Explicó que la operación produce concentrados y barras de plata en bruto, justamente los productos que quedaron excluidos de las exenciones: “Desde hace un par de años, una buena parte de las posiciones arancelarias de los productos metalíferos está exenta de retenciones, pero no todas. Algunos productos se mantienen alcanzados y son los que produce Minera Santa Cruz: concentrados de plata y barras de plata en bruto”.
El gerente cuestionó la lógica detrás de esa diferenciación: “No hay ningún argumento técnico o económico que justifique esa distinción. No es que el producto exento tenga mayor valor agregado. Y desde lo económico, los productos alcanzados aportan mucho menos al fisco que los que ya están exentos”.
El punto central es la exploración, clave para extender la vida útil del yacimiento: “Nuestros productos siguen pagando retenciones y es un problema grande, porque esos recursos serían muy valiosos para reforzar campañas exploratorias. La clave para extender la vida de mina es explorar.
La campaña permitió ampliar la continuidad de vetas de 500 a 800 metros y validar el modelo predictivo 3D, fortaleciendo el perfil exploratorio de La Manchuria, en el Macizo del Deseado santacruceño.
El Ministerio de Energía y Minería informa que Astra Exploration Inc. dio a conocer nuevos resultados del programa de perforación correspondiente a la Fase II del Proyecto La Manchuria, ubicado en Santa Cruz, fortaleciendo la proyección del yacimiento de oro y plata.
Los avances registrados reflejan un progreso significativo en la campaña exploratoria, que permitió expandir la extensión de vetas, confirmar nuevas estructuras mineralizadas y validar la precisión del modelo geofísico tridimensional recientemente desarrollado.
Los principales resultados de la Fase II, dan cuenta que la longitud del sistema de vetas en la Main Zone se amplió de aproximadamente 500 a 800 metros, especialmente en las vetas West Feeder; se confirmó la primera veta continua de, al menos, 200 metros de longitud y hasta 150 metros de profundidad en la Eastern Zone; como así también que todas las perforaciones realizadas interceptaron vetas y/o vetillas con evidencia de mineralización.
Además, se identificó una nueva estructura paralela situada a unos 350 metros al noreste de la Eastern Zone, denominada Road Zone; al tiempo que el modelo geofísico 3D demostró ser una herramienta predictiva eficaz para localizar vetas mineralizadas bajo la superficie.
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En este escenario, Diego Guido, director de Exploración de Astra, destacó que “el programa de perforación de la Fase II se diseñó para evaluar las extensiones laterales del sistema de vetas epitermales someras y para probar un nuevo modelo geofísico tridimensional. Todos los barrenos interceptaron vetas y/o vetillas con clara evidencia de mineralización en algunas de ellas”.
Desde la compañía, informaron que previo a la perforación, se desarrolló un exhaustivo programa de mapeo geológico y se incorporaron 150 kilómetros adicionales de líneas geofísicas, lo que permitió actualizar y reprocesar los datos existentes. Esta etapa fue fundamental para construir un modelo predictivo tridimensional, que facilitó la identificación de nuevas zonas con alta probabilidad de mineralización.
Las secciones longitudinales y transversales del modelo 3D muestran la correlación entre las estructuras mineralizadas y los bordes de resistividad, validando su capacidad para orientar futuras perforaciones. La Road Zone, recientemente incorporada, es uno de los objetivos más prometedores definidos a partir de este enfoque.
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Con estos resultados, el proyecto La Manchuria consolida su avance técnico y aporta información clave para la planificación de nuevas campañas. La próxima etapa buscará ampliar el estudio geofísico a otras zonas del área y continuar con perforaciones destinadas a profundizar el conocimiento del sistema mineralizado.
Astra Exploration desarrolla el proyecto en una zona de alta prospectividad del Macizo del Deseado, reconocida internacionalmente por albergar yacimientos de clase mundial como Cerro Vanguardia y Cerro Negro.
Santa Cruz reafirma así su posicionamiento como una de las provincias con mayor potencial geológico del país, promoviendo iniciativas que integran innovación, exploración responsable y generación de conocimiento estratégico.
Las seis operadoras están en plena posesión de los diez yacimientos que pertenecían a YPF. El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz analizó por LU12 AM680 cómo es la transición y el esquema de inversión para estabilizar la actividad.
El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, en diálogo con LU12 AM680, destacó que a partir del lunes primero de diciembre “formalmente YPF no se encuentra más” en las áreas de Santa Cruz, más allá de algunas gestiones propias de la transición.
Detalló que el proceso de traspaso a las empresas continuadoras comenzó con la medición de tanques de crudo y la realización de todas las contrataciones necesarias.
“Las empresas continuadoras ya tomaron posesión de las bases, de la infraestructura, de los yacimientos y empezaron a trabajar, teniendo reuniones, conociendo a la gente y con reuniones de trabajo”, señaló.
El Ministro enfatizó que este cambio pone fin a 81 años de presencia de YPF en la provincia, desde el primer pozo en Cañadón Seco en 1944.
Transición
Respecto a la transición, se están resolviendo “cuestiones informáticas, base de datos, este información que debe traspasar desde YPF, telemetría, sistemas informáticos que deben ser deslindados, entre otras cuestiones a resolver”, destacó.
Destacó que las empresas continuadoras asumieron un “compromiso de inversión” en el proceso licitatorio que deben cumplir. “Debe invertir para que cada pozo comience a ponerse en funcionamiento con trabajo de pulling y de producción que todos los días comienza a levantarse y a apuntar”.
El objetivo principal es “primero la productividad y luego a partir de ese piso hacerla crecer”.
Para ello, las empresas deben hacer una “reinterpretación geológica” con toda la información geológica que les traspasó YPF, realizar “información sísmica si es necesario para determinar una nueva campaña de perforaciones lo antes posible”, trabajar en forma conjunta con los sindicatos, “garantizando que la legislación laboral se cumpla rajatabla”, y tener la responsabilidad de “cumplir con el estado provincial y con las con los municipios, con las localidades más próximas a su producción en lo que tiene que ver a responsabilidad social empresarial”.
Competitividad
El Ministro reconoció que el “mayor ganancia, el mayor beneficio, lo da el petróleo no convencional, respecto al convencional”, con tasas internas de retorno próximas o superiores al 40% en Vaca Muerta, frente a un máximo de 12%, 15% o 18% en el convencional.
Esta es la razón de la decisión empresarial que tomó YPF a nivel nacional, la cual “se retira de la totalidad de las provincias de Argentina para solamente invertir y canalizar sus esfuerzos económicos y financieros en Neuquén, en la formación no convencional”.
Álvarez contextualizó la situación dentro de un cambio de modelo económico, político y alineamiento internacional de Argentina, con un “sinceramiento de la economía” que implica eliminación de subsidios, planificación de tarifas y un mercado internacional más abierto.
En este contexto, todas las provincias se encuentran en una “regresión de sus ingresos” y una situación que “atenta con las con las fuentes de trabajo, con el ingreso, con el ingreso de los habitantes y con el ingreso de la provincia”.
Ante esta situación de crisis, que “no es para desconocerlo”, Santa Cruz tomó la decisión de “buscar que nuevos empresarios ingresaran a las áreas para ponerlas a producir” mediante un proceso público y transparente, con la participación de más de 30 técnicos santacruceños.
Incentivos provinciales
Para incentivar la producción, se trabaja en el marco de la “ley de emergencia” en el petróleo convencional maduro que los diputados provinciales votaron, la cual está vigente hasta el 31 de diciembre.
Además, a nivel nacional, el Gobierno ha tomado herramientas para la “eliminación de derechos de exportación o retenciones para el petróleo no convencional”.
El proyecto de disminución o eliminación total y gradual de las retenciones del petróleo crudo apunta a que el Gobierno Nacional elimine las retenciones o derechos de exportación, que los Gobiernos Provinciales deben apuntalar esta situación con baja de regalía para estos nacimientos maduros, estos nacimientos convencionales, y que las empresas deben reinvertir este diferencial que le va a otorgar tanto nación como provincia para mejorar la producción.
Producción
El Ministro señaló que las empresas “tienen que trabajar en invertir, en aumentar la producción, levantar el techo y en reducir su costo que es bajar el piso”. El margen entre el piso y el techo de sus pesos es lo que va a permitir una reinversión y una mayor producción. Si no hay reinversión, “estamos aportando aportando la vida útil de los nacimientos y la vida hidrocarburífera”.
El titular de Vista Energy, Miguel Galuccio, resaltó en el Energy Day organizado por EconoJournal los logros obtenidos desde hace más de una década, pero también advirtió sobre la imperiosa necesidad de instrumentar cambios que aceleren la puesta en valor de los recursos.
En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego.
Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.
En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.
Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba.
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Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.
«Hubo cambios positivos que se hicieron para impulsar el sector. Veo un Gobierno abierto y permeable, pensando qué más se puede hacer para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta. Estuve hace poco con el Ministro de Economía y hablamos mucho sobre qué más podemos hacer para crecer más rápido. Hay mucha apertura en ese sentido», remarcó.
En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.
Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.
Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.
Culto a la innovación
Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.
Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.
Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.
La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación.
Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.
Cuatro grandes ejes
Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar.
En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.
En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.
Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.
Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.
Ventaja competitiva
Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.
El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble.
Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.
Ya planifica un gasoducto de más de 1.000 kilómetros para ofrecer una salida alternativa a la producción de la formación shale rumbo al mayor mercado sudamericano. El proyecto abre una nueva ruta de exportación y obliga a la Argentina a definir cómo garantizar el abastecimiento firme desde la cuenca neuquina.
Paraguay definió como prioridad de Estado el impulso del Gasoducto Bioceánico, una obra de más de 1.000 kilómetros que busca darle al país un rol protagónico en el mapa energético regional hacia comienzos de la próxima década.
El objetivo es doble: por un lado, asegurar el abastecimiento interno que demandará su crecimiento productivo; por el otro, consolidarse como vía de tránsito del gas argentino de Vaca Muerta hacia Brasil.
La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.
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El proyecto toma especial relevancia porque Brasil —con un consumo promedio de 70 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d)— seguirá necesitando gas firme durante los próximos años.
Hasta ahora, el abastecimiento histórico llegó al gigante del Mercosur desde Bolivia, pero su declinación pone en jaque esa ruta tradicional. De hecho, estudios del Gobierno brasileño y de los industriales del sur del país anticipan que Bolivia podría transformarse en importador hacia el final de la década.
En ese contexto, Paraguay se propone como alternativa real para reemplazar un corredor en retroceso y sumar una nueva vía logística para el gas de Vaca Muerta.
Un ducto de 1.050 kilómetros
La traza propuesta se desarrolla sobre la infraestructura de la Ruta Bioceánica, actualmente en construcción en el Chaco paraguayo. El ducto tendrá unos 1.050 kilómetros, con una capacidad inicial de 10 MMm³/d, ampliable hasta 30 MMm³/d según el crecimiento de la demanda.
Los estudios de prefactibilidad y viabilidad económica ya avanzados indican que el corredor chaqueño es la opción más competitiva para llegar al mercado del estado de San Pablo y abastecer al nordeste argentino.
Además, las autoridades estiman que la obra podría entrar en servicio en unos cinco años, siempre que se cumplan los plazos administrativos, regulatorios y de financiamiento.
El desarrollo ya atraviesa una etapa técnica más fina, tras la firma del memorándum de entendimiento entre Argentina y Paraguay.
Se realizan reuniones bilaterales para definir la interconexión, armonizar normativa y avanzar en la integración energética dentro de un marco también acompañado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
El desafío regulatorio en Paraguay
Un punto central para destrabar el proyecto es la actualización de la Ley del Gas Natural de Paraguay, vigente desde 1997. El Gobierno paraguayo reconoce que necesita un marco moderno y compatible con sus socios para dar previsibilidad a las inversiones privadas que requiere la obra.
Por eso prevé contratar a un especialista para trabajar en la armonización normativa con la Argentina, paso que luego se replicará con Brasil. El objetivo es que, al momento de firmar contratos de construcción y comercialización, exista un marco homogéneo entre los tres países.
Argentina, por su parte, también deberá acordar con reguladores y transportistas brasileños las condiciones de transporte y canon para asegurar la llegada competitiva de la molécula neuquina.
Inversiones estimadas y obras complementarias
La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.
El plan incluye además dos desarrollos paralelos: Una central térmica en el Chaco Central de 1.000 MW, que sumaría otros US$ 1.000 millones; y una planta de fertilizantes, impulsada por inversores privados, para abastecer a Paraguay y a la región.
La parte argentina
Para que el proyecto funcione, Argentina debe garantizar suministro firme durante todo el año. Hoy el Gasoducto del Norte opera con capacidad limitada —unos 15 MMm³/d, apenas suficientes para abastecer a las siete provincias del norte—, por lo que el país necesita reforzar su infraestructura.
Además de loops y nuevas plantas compresoras, hay una obra fundamental: un nuevo gasoducto trazado por TGN entre Tratayén y La Carlota, en el sur de Córdoba. De acuerdo con el diseño preliminar, para transportar 20 MMm³/d se requerirían inversiones cercanas a los US$ 2.000 millones.
El Gobierno provincial rechazó los recursos de Petrolera El Trébol y ratificó que la empresa presentó fuera de término su pedido de prórroga, además de incumplir requisitos técnicos y de inversión. Con la concesión vencida desde septiembre, avanza el proceso de reversión del área Atamisqui a favor del Estado mendocino.
El Gobierno de Mendoza confirmó la caducidad de la concesión hidrocarburífera del área Atamisqui y rechazó de manera definitiva los recursos presentados por Petrolera El Trébol S.A., argumentando incumplimientos formales, técnicos y regulatorios. La decisión quedó plasmada en los Decretos 2431 y 2433, publicados en el Boletín Oficial, que ratifican que la empresa no cumplió con los requisitos para obtener una prórroga y validan el inicio del proceso de reversión del área a favor del Estado provincial. sin respaldo téc
La administración de Alfredo Cornejo sostuvo que la compañía presentó su pedido de prórroga fuera del plazo exigido por la normativa. Tanto la Ley Nacional 17.319 (modificada por la 27.007) como la Ley Provincial 7.526 establecen que la solicitud de extensión debe iniciarse con un mínimo de un año de antelación al vencimiento de la concesión.
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En el caso del área Atamisqui, la concesión expiró el 7 de septiembre de 2025, pero la empresa presentó su pedido en septiembre de 2024, por lo que la Provincia consideró que el trámite fue iniciado de manera extemporánea.
Además del incumplimiento temporal, los dictámenes técnicos y jurídicos remarcaron que la documentación presentada no acreditaba el cumplimiento de las obligaciones previas del concesionario.
Los informes internos de la Dirección de Hidrocarburos describieron un plan de inversiones insuficiente y carente de consistencia: la empresa proponía USD 1,68 millones para un período de diez años, una cifra considerada demasiado baja para sostener la operación y recuperar la declinación productiva del yacimiento.
Según los técnicos, el proyecto se limitaba a tareas de mantenimiento correctivo, sin contemplar nuevas perforaciones, actualización tecnológica ni acciones destinadas a aumentar la productividad del área. Incluso, se detectaron deficiencias de mantenimiento en las instalaciones, la planta de tratamiento de crudo y el sistema contra incendios.
Un proceso que ya estaba en marcha
La decisión del Ejecutivo no surge de un conflicto puntual, sino de un análisis administrativo iniciado a mediados de año. En agosto, el Ministerio de Ambiente y Energía -a cargo de Jimena Latorre- había emitido la Resolución 173/2025 rechazando la prórroga por las mismas razones: presentación fuera de término y plan de inversiones insuficiente.
Posteriormente, la Decisión Administrativa 21/2025 declaró concluida la concesión y autorizó el comienzo del proceso de reversión del área. Petrolera El Trébol apeló ambas decisiones, pero los decretos publicados esta semana rechazaron los recursos jerárquicos y ratificaron cada una de las medidas adoptadas.
Los dictámenes jurídicos también resaltaron que no existían argumentos para suspender los efectos de la caducidad, ya que la concesión se encontraba efectivamente vencida.
Qué implica la reversión del área
La reversión formal del área Atamisqui implica que el Estado provincial recupera la administración y control sobre los activos del yacimiento, lo que abre dos caminos posibles:
Asignación temporal a una empresa estatal o tercero encargado del mantenimiento, para garantizar la integridad de las instalaciones hasta la definición del destino final del bloque.
Llamado a un nuevo concurso o proceso de adjudicación, donde la Provincia pueda seleccionar un operador que presente un plan técnico y económico alineado con los estándares exigidos por la normativa.
Mientras tanto, la Dirección de Hidrocarburos continuará supervisando las condiciones de seguridad, el estado de las instalaciones y la transición hacia un nuevo esquema operativo.
El mensaje político y regulatorio
Para la administración provincial, el caso Atamisqui busca marcar un precedente: el cumplimiento estricto de los plazos y la consistencia técnica de los proyectos serán requisitos indispensables para la continuidad de cualquier concesión.
La transportista elevó a 28 millones de m³ diarios la capacidad de su planta en Tratayén y avanzará con una obra de USD 560 millones que permitirá reducir importaciones de GNL a partir de 2027.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) consolidó esta semana su estrategia de expansión en el segmento midstream con nuevos hitos en Vaca Muerta. Durante la Jornada Energía, Producción y Desarrollo Sostenible organizada por el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires, la directora de Operaciones de la compañía, Claudia Trichilo, confirmó que la planta de acondicionamiento de Tratayén ya opera con una capacidad de 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) y detalló los avances del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, una obra central para incrementar el abastecimiento de gas natural hacia los grandes centros de consumo.
La planta de Tratayén, nodo fundamental para el procesamiento del gas proveniente del shale neuquino, multiplicó por cinco su capacidad desde 2019.
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La ampliación no solo incrementó el volumen tratado, sino que incorporó tecnología que permite extraer gasolina natural, separar propano y aislar componentes pesados presentes en el gas asociado al petróleo no convencional. Este acondicionamiento es indispensable para evitar condensaciones en los ductos que conectan Vaca Muerta con la red troncal del país.
TGS también evalúa un proyecto integral para el desarrollo de líquidos de gas natural (LGN), que incluye la reconversión de módulos en Tratayén y la construcción de un poliducto de 575 km hacia Bahía Blanca. Allí se proyecta levantar una nueva planta de fraccionamiento y almacenaje que complemente las instalaciones ya operativas en el polo petroquímico.
Avanza la ampliación del Gasoducto Perito Moreno
El anuncio más relevante de TGS se vincula con la obra de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), adjudicada por ENARSA en octubre. El proyecto implica una inversión privada de USD 560 millones y prevé entrar en servicio el 30 de abril de 2027. El plan contempla:
Oferta por USD 500 M y otros USD 230 M de inversión en el primer año: la apuesta de Rovella Capital para quedarse con Manantiales Behr
La instalación de tres nuevas plantas compresoras,
Adecuaciones sobre las existentes,
Un aumento de 14 MMm³/d en la capacidad de transporte, que pasará de 21 a 35 MMm³/d entre Tratayén y Salliqueló.
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A esto se sumarán USD 220 millones adicionales en el sistema regulado de TGS, con un loop de 20 kilómetros y obras de compresión destinadas a garantizar la llegada del gas incremental al Gran Buenos Aires, el Litoral y el norte del país.
Para TGS, la ampliación del GPM es una obra estratégica en términos de balanza energética. Según Trichilo, el incremento en la capacidad permitirá reemplazar parte del GNL que se importa durante los meses de invierno, con un beneficio fiscal directo: “Si analizamos 100 días de invierno, el ahorro de divisas pagaría la inversión en menos de ese lapso, generando un impacto positivo de USD 1.100 millones para el país”, señaló.
GNL: llegó a San Antonio Este el primer embarque de 10.000 toneladas de cañerías para el proyecto Argentina FLNG La ejecutiva también afirmó que la propuesta tarifaria presentada por la transportista resulta más competitiva que la vigente, lo que mejora la viabilidad económica del proyecto.
Southern Energy selló con la estatal alemana SEFE un compromiso para exportar dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de 2027, en lo que será la mayor operación de gas natural licuado de la historia del país y un hito para el desarrollo de Vaca Muerta.
El consorcio argentino Southern Energy, integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, anunció la firma de un acuerdo marco con SEFE Securing Energy for Europe —la empresa estatal del Gobierno Federal alemán— para la venta de dos millones de toneladas anuales de gas natural licuado por un período de ocho años.
El entendimiento, rubricado bajo la modalidad Heads of Agreement, se transformará en el primer contrato de exportación de GNL a gran escala en la historia argentina y representa un hito para la proyección internacional de los recursos de Vaca Muerta.
Las entregas comenzarán a fines de 2027, en simultáneo con la puesta en funcionamiento del Hilli Episeyo, el buque de licuefacción que Southern Energy instalará en el Golfo San Matías, en Río Negro.
El volumen comprometido —equivalente a más del 80% de la capacidad anual de producción del buque— se concretará bajo modalidad FOB y permanecerá sujeto a la firma del contrato definitivo de compraventa, prevista para los próximos meses.
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Mientras el valor final dependerá de la evolución de los precios internacionales, desde el consorcio estiman que las exportaciones podrían superar los 7.000 millones de dólares durante la vigencia del contrato.
Para la Argentina, implicaría una fuente sostenida de divisas y un paso central en el objetivo de consolidarse como nuevo jugador en el mercado mundial de GNL. Para Europa, significaría diversificación geográfica en su esquema de aprovisionamiento y un refuerzo de seguridad energética.
Durante la firma del acuerdo, encabezada por el presidente de Southern Energy, Rodolfo Freyre, y el director comercial de SEFE, Frédéric Barnaud, ambas partes destacaron la relevancia estratégica del proyecto.
Freyre calificó el entendimiento como “la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina” y lo definió como “un hito para el desarrollo futuro” de las reservas de gas de Vaca Muerta. Barnaud, por su parte, subrayó que se trata del primer contrato de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano y valoró la posibilidad de continuar el trabajo con el equipo del Hilli Episeyo, que será trasladado desde Camerún a la Patagonia argentina.
El sector hidrocarburífero argentino atraviesa una transformación estructural sin precedentes recientes. A un año de la implementación del “Proyecto Andes”, la estrategia de desinversión de YPF en campos maduros para focalizar recursos en Vaca Muerta ha redibujado el esquema de operadores en seis provincias.
El sector hidrocarburífero argentino atraviesa su transformación más profunda de la última década. A un año de la puesta en marcha del plan de desinversión de YPF, el mapa del upstream convencional ha cambiado radicalmente con la transferencia de 46 áreas maduras en seis provincias productoras. Este movimiento responde a la ejecución del plan estratégico “4×4”, mediante el cual la compañía estatal busca cuadruplicar su escala volcando la totalidad de su capacidad de inversión en el shale de Vaca Muerta.
El proceso, estructurado a través del Proyecto Andes y gestionado financieramente por el banco Santander, organizó la venta de activos en “clústeres” geográficos. Esta estrategia permitió el ingreso de nuevos actores y el retorno de operadores históricos, revitalizando yacimientos que requieren técnicas de recuperación secundaria y terciaria para mantener su productividad.
Nuevo esquema de operadores por provincia
La reconfiguración operativa ha sido heterogénea, adaptándose a las normativas y estrategias de cada jurisdicción:
Chubut: Se destaca el regreso de Pecom como operadora tras 22 años, asumiendo el control de los bloques El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido. Por su parte, Crown Point adquirió El Tordillo, La Tapera y Puerto Quiroga, mientras que el área Restinga Alí fue revertida a la provincia.
Mendoza: El escenario se dividió en tres esquemas. PCR concentró el clúster Llancanelo (con planes de perforación y recuperación de pozos); Petróleos Sudamericanos tomó el clúster Mendoza Norte (incluyendo Barrancas y Vizcacheras); y una UTE entre Quintana Energy y TSB se adjudicó Mendoza Sur.
Neuquén: La provincia vio la entrada de Bentia Energy en el clúster Neuquén Sur (operando el histórico bloque Octógono). En la zona Norte, una alianza entre Bentia e Ingeniería SIMA asumió activos como Señal Cerro Bayo, comprometiéndose a realizar trabajos de pulling y abandono de instalaciones obsoletas.
Río Negro: Quintana Energy se aseguró la operación de Estación Fernández Oro —clave para la producción gasífera— hasta 2036, proyectando nuevas perforaciones y un gasoducto. En paralelo, Petróleos Sudamericanos resultó adjudicataria de Señal Picada–Punta Barda.
Santa Cruz: YPF transfirió diez áreas a la estatal provincial Fomicruz, que posteriormente las licitó. Los ganadores fueron Patagonia Resources (Los Perales, Los Monos) y Roch Proyectos (Cerro Guadal Norte, Cañadón Yatel), diversificando la matriz de actores locales.
Tierra del Fuego: Se optó por un fortalecimiento del rol estatal. La empresa Terra Ignis recibió por cesión directa siete áreas, incluyendo Lago Fuego y bloques TDF, bajo un Memorando de Entendimiento firmado en agosto.
Con el objetivo de completar el saneamiento de su portafolio, YPF inició en agosto de 2025 la segunda fase del Proyecto Andes. Esta nueva etapa contempla la salida de 16 áreas adicionales distribuidas en cuatro provincias, abriendo oportunidades para compañías especializadas en campos maduros.
La terminal rompió su estacionalidad frutícola histórica para abastecer a los megaproyectos de Southern Energy y YPF.
El puerto de San Antonio Este (SAE) atraviesa una transformación estructural en su matriz operativa. Históricamente ligado a la exportación de frutas del Alto Valle, la terminal rionegrina ha comenzado a jugar un rol decisivo en la cadena de suministro de los desarrollos energéticos más ambiciosos del país: el proyecto de GNL del consorcio Southern Energy y el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Durante el segundo semestre de 2025, un período habitualmente signado por la nula actividad tras el fin de la zafra frutícola, la concesionaria Patagonia Norte gestionó el ingreso de buques con materiales pesados.
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A fines de septiembre, se descargaron 8.000 toneladas de acero destinadas a los tanques de almacenamiento de Punta Colorada. Más recientemente, el buque Billion Star amarró con 10.000 toneladas de caños para la construcción de un sistema de ductos de 27 kilómetros, vital para la infraestructura onshore y su vinculación con el Gasoducto San Martín.
Desde el consorcio Southern Energy —liderado por Pan American Energy— calificaron a la terminal como un activo “estratégico”. Su función excederá la mera recepción de cargas de proyecto: se proyecta como base primaria de operaciones para la gestión de servicios a los buques de licuefacción (FLNG), como el Hilli Episeyo.
Esto implica una logística compleja que abarca desde el transporte de personal para cambios de tripulación y la provisión de alimentos, hasta el suministro de repuestos y servicios de remolcadores. La cercanía geográfica es el factor determinante: mientras los costos marítimos impactan en un 3% sobre el total del proyecto, el transporte terrestre incide en un 8%. Esta ecuación de costos posiciona a SAE con una ventaja competitiva frente a terminales más lejanas como Puerto Madryn, especialmente para abastecer la zona de Fuerte Argentino, el futuro hub exportador de GNL ubicado a 40 kilómetros de Las Grutas.
Proyecciones 2026 y el desafío de las arenas
La actividad no se detiene. Para el 10 de diciembre se aguarda el arribo de un tercer buque con 130 módulos habitacionales y contenedores para el proyecto VMOS. Este flujo constante ha permitido sostener el empleo de 180 trabajadores portuarios fuera de la temporada alta.
De cara al 2026, las negociaciones apuntan a recibir cargas de mayor complejidad, como las monoboyas para la carga de petróleo en alta mar. Sin embargo, una de las oportunidades logísticas más relevantes bajo análisis es la recepción de arenas silíceas para fracking provenientes de Entre Ríos.
Diseñado para atraer inversiones de gran escala, este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos.
En un presente tan atravesado por desafíos estructurales, pocas herramientas resultan tan promisorias como el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones). Diseñado para atraer inversiones de gran escala, con beneficios fiscales, aduaneros, cambiarios y estabilidad jurídica —y sustentado en reglas claras de largo plazo— este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos, reactivar proyectos energéticos paralizados y transformar la realidad productiva del país.
Desde su reglamentación, el RIGI ya captó el interés de múltiples compañías nacionales y extranjeras dispuestas a invertir miles de millones de dólares en proyectos de energía, minería, infraestructuras y exportación. Pero lo más relevante es que, en el corazón de esta ola inversora, se encuentra Vaca Muerta.
Vaca Muerta + RIGI: combinación ganadora
Uno de los primeros proyectos energéticos aprobados bajo el régimen es Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) — una inversión de escala, liderada por un consorcio de grandes jugadores del sector hidrocarburífero.
La construcción de este oleoducto plantea no sólo un salto en infraestructura, sino una ambición concreta: transformar la producción de crudo shale en exportaciones de largo plazo, con capacidad para superar los 500.000 barriles diarios una vez que esté en marcha. Con VMOS, el país no sólo explotará reservas: las convertirá en valor real, en divisas, en desarrollo.
Además, otras iniciativas vinculadas al shale oil y gas de Vaca Muerta se encuentran en la puerta del régimen: plantas de tratamiento, infraestructura de transporte, mejoras tecnológicas y procesos de escala —todas pensadas bajo las reglas de incentivo. Es decir: RIGI no aparece como un parche coyuntural, sino como un marco estratégico, que da previsibilidad, atrae capital, y habilita proyectos robustos, con impacto territorial, productivo y exportador.
Más allá del petróleo: multiplicadores de valor
El efecto de la sinergia entre RIGI y Vaca Muerta excede la explotación de hidrocarburos. Por un lado, habilita obras de infraestructura civil, logística, transporte, servicios y empleo en regiones clave. Por otro, genera una oportunidad estructural para reactivar economías regionales —especialmente en zonas como Neuquén, Río Negro y provincias vinculadas— con un efecto multiplicador en cadena: proveedores, mano de obra, transporte, industria auxiliar, servicios.
Desde una perspectiva macroeconómica, esas inversiones pueden traducirse en ingreso genuino de divisas, mejora de balanza energética, sustitución de importaciones y un nuevo perfil exportador. En un país que ha sufrido años de desequilibrio externo, esto se convierte en una palanca estratégica de crecimiento.
Un impulso hacia una matriz energética moderna
El RIGI —si se implementa con consistencia— ofrece la oportunidad de redefinir la matriz energética argentina: de depender históricamente de importaciones a construir una base propia, diversificada, sostenible en el largo plazo. Con Vaca Muerta como eje, y con inversiones de escala, se abre la posibilidad de consolidar un modelo de producción nacional de energía, compatible con exportaciones, empleo, desarrollo regional y estabilidad macroeconómica.
Ese giro va más allá del corto plazo: implica reconstrucción productiva, integración territorial y generación de valor. Pero para que esa esperanza se concrete, hacen falta decisiones firmes: compromiso inversionista, infraestructura adecuada, normativa clara, y un horizonte de mediano-largo plazo.
Tras un extenso proceso que pone fin a décadas de explotación por parte de la empresa estatal, las áreas que fueron cedidas a Fomicruz y posteriormente licitadas, comienzan a ser operadas por las empresas. Se estima una inversión de 1.259 millones de dólares en seis años.
Las diez áreas hidrocarburíferas cedidas por YPF a la estatal provincial Fomicruz, comienzan a ser operadas por las empresas que ganaron la licitación, dando comienzo a una nueva etapa en la historia de la producción de hidrocarburos de la provincia.
Tras más de cinco décadas en las que YPF se erigió como la única operadora de las áreas convencionales, se abrió paso a una nueva etapa caracterizada por la diversificación de empresas que operarán bloques maduros.
El 18 de noviembre, el gobernador Claudio Vidal firmó el decreto que autoriza todo el proceso de traspaso de las áreas Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte; Barranca Yankowsky; Los Monos; El Guadal–Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel; Pico Truncado–El Cordón; Los Perales–Las Mesetas; Cañadón León–Meseta Espinosa y Cañadón de la Escondida–Las Heras.
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Como viene informando La Tecla Patagonia, la lista de adjudicatarias incluye a Patagonia Resources SA, Clear Petroleum SRL, Roch, Azruge SA, Brest SA, y el consorcio de Quintana Energy Investments SA con Quintana E&P Argentina SRL.
Según la apertura de sobres, las compañías planean invertir USD 1.259 millones en seis años, a razón de unos USD 200 millones anuales, con foco en incrementar la producción en áreas maduras; poner en valor la infraestructura y los oleoductos; reactivar más de 4.000 pozos inactivos; hacer nuevas perforaciones; sostener y ampliar los puestos de trabajo, entre otros objetivos.
La Resolución 542/2025 de Fomicruz definió la distribución operativa de cada bloque, consolidando un esquema que apunta a detener el declino de la cuenca y atraer capitales a Santa Cruz.
Las compañías energéticas de todo el mundo están entrando en una fase decisiva: la digitalización profunda de sus operaciones. En este escenario, la empresa de I+D aplicada, /q99, reciente ganadora del Premio Sadosky 2025 a la Startup del Año, presentó su nuevo reporte “Tecnologías cuánticas: estrategias clave y oportunidades para el sector de Oil & Gas”, un documento que traza la hoja de ruta para que el sector acelere su transición hacia una nueva era basada en datos integrados, simulaciones avanzadas y algoritmos cuánticos.
El informe sostiene que la industria de Oil & Gas enfrenta desafíos estructurales que ya no pueden resolverse con tecnología tradicional: datos fragmentados entre subsuelo, perforación y producción, procesos de simulación que requieren semanas, decisiones basadas en experiencia más que en evidencia, y una presión creciente por reducir costos, emisiones y tiempos no productivos.
En este contexto, la adopción progresiva de DATA + IA + Computación Cuántica (QC) emerge como un punto de inflexión.
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La combinación de estas tecnologías permite integrar ecosistemas de datos históricamente desconectados, acelerar simulaciones críticas de semanas a horas y habilitar decisiones predictivas capaces de generar reducciones de entre el 20 y el 30% en OPEX, mejoras del 15 al 25% en eficiencia energética y disminuciones del 10 o incluso el 20% en emisiones por unidad producida.
“Estamos en un punto de inflexión. Las compañías que transformen su infraestructura de datos y adopten tecnologías exponenciales van a liderar la próxima década de eficiencia energética, seguridad operativa y crecimiento sustentable”, afirma Martín Sajón, CEO de /q99.
El reporte destaca que las principales operadoras del mundo están reconfigurando sus sistemas para capitalizar un nuevo activo crítico: la inteligencia basada en datos. Esto incluye integrar información de subsuelo, perforación, producción y superficie en arquitecturas unificadas capaces de procesar volúmenes que hoy superan, en algunos casos, 1 petabyte de datos sísmicos.
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Esta modernización permite pasar de modelos convencionales que requieren semanas de simulación, a escenarios donde los algoritmos avanzados y las técnicas cuánticas reducen esos tiempos a horas, acelerando decisiones clave para la continuidad operativa.
“La industria de Oil & Gas está llena de variables complejas y altamente interconectadas. La integración de IA y tecnologías cuánticas permite anticipar escenarios, optimizar decisiones y acelerar procesos que antes eran inabordables desde lo computacional”, destaca Facundo Siviero, Head of Energy Markets en /q99.
El informe identifica casos de uso concretos que muestran cómo la integración de IA y computación cuántica puede generar impacto inmediato en áreas clave. En la ingeniería de reservorios, los modelos híbridos permiten anticipar curvas de producción, mejorar la interpretación sísmica y detectar oportunidades de reactivación rentable.
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En perforación, la digitalización del monitoreo y la automatización de pruebas críticas como las BOP mejoran la seguridad, reducen costos y minimizan tiempo no productivo. A su vez, en producción, la IA combinada con QC potencia la detección temprana de anomalías, el control predictivo de pozos y la optimización energética de superficie.
Además, se introducen seis pilares estratégicos para que las compañías energéticas se preparen para lo que /q99 denomina “el momento cuántico”: un punto de quiebre donde la convergencia tecnológica redefine las reglas de juego.
La industria energética está entrando en una etapa donde los datos y la inteligencia aplicada se vuelven determinantes para competir. El diferencial ya no será quién tenga más recursos, sino quién transforme antes esos recursos en decisiones más rápidas, precisas y sustentables.
El informe ya está disponible para descarga gratuita y forma parte de una estrategia más amplia de /q99 para colaborar con empresas del sector en la construcción de ecosistemas digitales que permitan escalar hacia la computación cuántica.
Sobre /q99
/q99 es una empresa de I+D aplicada, especializada en la convergencia de Inteligencia Artificial (IA) y Computación Cuántica (QC). Su tecnología patentada se centra en la gestión avanzada de datos, transformando a las empresas en organizaciones hiperinteligentes (HYPERSMART®). Al integrar big data con modelos de IA y algoritmos cuánticos, /q99 ofrece soluciones que maximizan el valor de los datos y optimizan las operaciones empresariales.
La misión de la compañía es impulsar la investigación en IA y Computación Cuántica en toda América Latina, redefiniendo cómo las organizaciones gestionan y aplican la información para obtener resultados de alto impacto.
El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.
La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías.
El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.
La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.
Antecedente
Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.
El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año.
En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).
De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.
El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.
El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.
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“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.
Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.
Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.
Dos formas de calcular
En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.
“La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.
En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.
El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.
En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.
La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas, anunció su desembarco en la Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el 4 de diciembre en el Hotel Hilton.
La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas más grandes del mundo, anunció su desembarco estratégico en Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el próximo 4 de diciembre, a partir de las 14:30 horas, en el Hotel Hilton.
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El evento reunirá a empresas de servicios, operadores del sector, autoridades gubernamentales y representantes de cámaras vinculadas a la industria hidrocarburífera, quienes conocerán de primera mano la propuesta integral de la compañía. Durante la jornada, Sany ofrecerá una presentación institucional, exhibirá sus líneas de productos y detallará las oportunidades de negocios que proyecta desarrollar en el país.
Según adelantaron desde la firma, la decisión de desembarcar en Argentina está directamente relacionada con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo. La reciente construcción del oleoducto y el gasoducto que fortalecerán la capacidad exportadora del país incrementaron el atractivo para nuevas inversiones del sector.
El primer edificio construido de esta manera fue en la zona de Vaca Muerta, en tan solo 28 días. Conocé todos los detalles en la nota.
La casa propia es uno de los anhelos más importantes y desafiantes para los argentinos en la actualidad. En un mercado donde los costos y el financiamiento no siempre acompañan, una empresa de casas modulares dio a conocer un modelo innovador: la tokenización.
Esta nueva forma de invertir y acceder a una propiedad se despega de los métodos tradicionales y llama la atención, cada vez más, de los usuarios. La compañía en cuestión es Idero, responsable de levantar, en solo 28 días, el primer edificio modular de seis niveles del país, ubicado en la zona de Vaca Muerta.
Idero, creadora del primer edificio modular de seis pisos construido en 28 días en Añelo, propone un nuevo modo de llegar a la vivienda: comprarla en pequeñas fracciones según el bolsillo de cada persona.
Con el sistema “Casa Propia”, se pueden sumar partes desde u$s10, sin perder lo aportado y con la posibilidad de vender o transferir esas fracciones.
Al alcanzar el 60% del valor, el usuario puede seguir acumulando propiedad o mudarse mediante un leasing con opción de compra, donde cada cuota se descuenta del precio final.
Cómo son las casas modulares listas para instalar
Idero ofrece cuatro modelos de casas modulares modernas y funcionales, que van de 30 a 78 m², con uno a tres dormitorios y hasta dos baños, adaptándose a distintos estilos de vida y familias numerosas.
Las viviendas permiten personalizaciones como aleros, terrazas o balcones, y algunas se pueden ampliar o trasladar a otro terreno, acompañando las etapas de la familia.
Fabricadas en Buenos Aires, se entregan en hasta 90 días, con estructura de acero, aislamiento térmico y acústico, eficiencia energética y durabilidad superior a la construcción tradicional. Los precios, IVA incluido, oscilan entre u$s31.308 y u$s76.613.
Ganó un juicio, va a donar US$ 500 millones y piensa invertir en seis industrias estratégicas con RIGI incluido.
En una entrevista con Forbes, Juan José Retamero habla de cómo se originó este proyecto benéfico, cómo ve al gobierno de Milei y en qué industrias piensa expandirse.
Una disputa judicial por mercadería no entregada en la industria del vino va a terminar en uno de los mayores proyectos benéficos de la historia argentina con un monto que podría superar los 500 millones de dólares si se suman otros tres procesos judiciales que están en curso.
Luego de recibir sentencia favorable de la Tercera Cámara Civil, Comercial, Minas y Tributaria de Mendoza y anunciar la histórica donación, el empresario español Juan José Retamero recibió a Forbes en su visita por Buenos Aires para contar todos los detalles de este plan, los otros proyectos de inversión que tiene en el país en seis diferentes sectores y la expectativa por la adhesión al RIGI.
“El fallo ratifica que la Justicia argentina avanza en el camino correcto y que el país cuenta con instituciones capaces de brindar seguridad jurídica, previsibilidad y confianza. Este modelo combina inversión privada, energía sustentable y retorno social en beneficio del país”, afirmó el CEO de AISA Group.
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Esta disputa judicial viene de los tiempos en los que nuestra empresa comercializaba con vinos y mostos, entre otros commodities. Tomamos una posición en una mercadería que tenían que entregarnos en unos plazos adecuados, la pagamos por anticipado y luego a la hora de la realidad, cuando demandábamos el producto, el producto no nos lo entregaron. Entonces tuvimos que hacer una reclamación de cantidad o bien de la mercancía que nos adeudaban, o bien de los fondos que pusimos.
Y ahora la Justicia falló a nuestro favor. Yo creo que es un paso histórico para la Argentina que lo comparo casi con un RIGI. Y tú dirás, Juanjo, qué exagerado eres, cómo puede ser que compares esta sentencia, este fallo judicial con un RIGI. Bueno, una de las cosas que yo más valoro del RIGI es la seguridad jurídica, lo demás es equiparar reglas económicas que puede haber en otros países a la realidad argentina. Pero la seguridad jurídica es realmente importante y es un paso hacia adelante para el inversor extranjero que tiene que decidir dónde poner sus activos.
¿Por qué decidieron donar el beneficio de esa sentencia?
El daño eran 12 millones y pico, más intereses, se concentra en una cifra que casi supera los 16 millones de dólares. Pero esto es solamente una parte. La decisión de donar incluye también lo recuperado en otras tres causas judiciales que han atravesado un proceso igual de largo y complejo.
De alguna manera, la donación es una imposición familiar porque para nosotros ya no es una cuestión económica, sino son horas de viaje, desilusión, tener que buscar otras alternativas empresariales para restituir el daño, volver a fabricar todo lo que has perdido y cinco años de procedimiento judicial intenso, donde sufrimos acusaciones de todo tipo. De alguna manera, la familia lo que ha querido es devolverle a la Argentina lo que algunos empresarios de la Argentina nos quitaron.
Y lo ha hecho de una forma tajante. La decisión fue invertir ese dinero —no solo el de la causa Bocardo, sino el total recuperado en las cuatro causas— en proyectos energéticos en la Argentina para que el resultado de ese capital invertido durante los siguientes 30 años más el capital invertido sea repartido en obra social en Argentina, lo que podría llegar a 500 millones.
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También que fructifique, que se desarrolle. Te aseguro que eso se va a cumplir a rajatabla y que se van a poner todos los mecanismos para que el circuito culmine de extremo a extremo. Conforme se recauden esos fondos, irán a una fundación que ya está terminando de constituirse, donde un equipo de profesionales determinará su destino. Todo impecablemente trazado, todo perfectamente documentado y sin que pueda haber el más mínimo atisbo de duda. A mí me parece que la Argentina debería de exhibir acciones como estas para intentar que otras empresas, otros empresarios, puedan mirarse en un espejo bien limpio donde poder desarrollar obra social en sectores o mediante vehículos que ayuden al crecimiento y al desarrollo de este país.
¿Esta donación va a estar particularmente enfocada en las comunidades que rodean los proyectos de inversión que están desarrollando? ¿Cuál es el mapa de inversiones que ya tienen en el país?
Todos los proyectos que nosotros tenemos en la Argentina son de larga maduración, no hay ninguno de corta maduración. Son proyectos en los que realmente son muy jóvenes, o sea, el mineral que hay en la mina Gualcamayo de San Juan no puede salir en un año, necesita un ciclo de 20 años. Y es curioso porque nosotros hoy en día tenemos explorado el 3-4% de la propiedad minera o de la concesión minera, no tenemos explorado más.
Y aun así tenemos una operación para 20 años mínimo, con lo cual quiere decir que con una campaña de exploración que ya se ha iniciado, se deberían de aumentar, no digamos multiplicarla, pero sí se deberían de aumentar las reservas con total seguridad. Entonces entendemos que los 20 años se pueden convertir en 30, en 40, en 50. Y en la pesquera lo mismo.
Nosotros compramos una pesquera en Chubut, Cabo Vírgenes, en la que hay un plan de desarrollo y de crecimiento continuo para los próximos 5-10 años, de crecimiento, luego evidentemente se debe de mantener y se debe de buscar la eficiencia permanentemente, el desarrollo y un impacto social óptimo.
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Tenemos el desarrollo inmobiliario que debería de dar una perspectiva diferente, con el ejemplo de las obras que ya se inauguraron en la ex bodega Cinzano. Nos gustaría dar la oportunidad de tener otro tipo de oferta dentro de una provincia como San Juan, que permita a los grandes proyectos que se vienen y que se van a desarrollar en San Juan, sobre todo proyectos mineros, poder ubicar a los profesionales en otro perfil de producto que queremos poner en el mercado, o los proyectos energéticos que tenemos en el camino.
También estamos entrando en el sector frigorífico, estamos ahora mismo en pleno proceso de una posible adquisición de una compañía que podría ser del sector medio-alto que está ya avanzada y podría culminarse en los próximos meses. Y aparte de lo que ya tenemos, nosotros estamos en permanente búsqueda de oportunidades, no solo en Argentina sino en cualquier otra parte del mundo, pero somos una familia que entendemos que lo que se genera en un país se debería, una parte importante, de seguir desarrollando en ese país. Al ser una empresa familiar que no tiene deuda y que no tiene accionistas, la única obligación que tiene es volver a reinvertir el capital que se va generando.
El Gobierno de Alfredo Cornejo afianza su estrategia de proyección internacional y promueve el desarrollo de sectores clave para la economía provincial.
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó una gira oficial por Francia y Emiratos Árabes Unidos, con una agenda estratégica orientada a fortalecer la proyección internacional de Mendoza, promover su liderazgo en el turismo del vino y potenciar las oportunidades de inversión en energía, minería y agroindustria.
Después de participar en Burdeos de la 25ª Asamblea Anual de las Great Wine Capitals (GWC), la comitiva viajó hacia Abu Dabi, donde Mendoza se presentó como un destino confiable y competitivo para la inversión internacional.
El gobernador mantuvo reuniones con Mohammed Alsuwaidi, ministro de Inversiones y titular del fondo soberano ADQ, y con los directivos de Al Dahra Agricultural Company, una de las empresas agroindustriales más importantes del mundo. En ambos encuentros, se presentaron los proyectos provinciales en agricultura, energía y minería, orientados al desarrollo sustentable y la generación de empleo.
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Además, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, representó a Mendoza en ADIPEC, la feria global más importante del sector energético, donde la provincia fue la única delegación argentina con presencia institucional. Allí, expuso sobre el potencial de Mendoza en oil & gas, energías renovables e hidrógeno verde, y presentó la cartera de proyectos de inversión vinculados a la transición energética.
En Abu Dabi, la comitiva mendocina también participó en reuniones con la empresa estatal Masdar, líder global en energías renovables e hidrógeno verde, donde se analizaron oportunidades de cooperación tecnológica e inversión en el desarrollo de proyectos solares y mineros en la provincia.
Una provincia confiable y abierta al mundo
La misión oficial permitió fortalecer vínculos institucionales y empresariales. La delegación mendocina trabajó en presentar las bondades de la provincia con el objetivo de abrir nuevas oportunidades de cooperación y proyectar el modelo de desarrollo mendocino en mercados internacionales.
El sector continúa anotando nuevos máximos históricos en las ventas al exterior y las perspectivas para los próximos cinco años son aún más positivas. Cuánto podría exportarse hacia 2033.
El dinamismo de la minería llevó a que durante octubre se registrara un nuevo récord en las exportaciones del sector, al anotar un volumen mensual de USD 650 millones y consolidar un acumulado de USD 4.870 millones en los primeros diez meses del año.
Según datos de la Secretaría de Minería, este desempeño no solo representa un crecimiento del 4% respecto al total exportado en todo 2024, sino que también supera el nivel alcanzado en 2011, cuando el acumulado enero-octubre había sido de USD 4.082 millones.
El peso de la minería en el comercio exterior argentino se evidenció en la participación de estos productos, que en octubre representaron el 8,9% de las exportaciones totales y el 6,9% en el acumulado anual.
En términos interanuales, se observa asimismo un salto significativo: el valor exportado en octubre creció un 45,4% frente al mismo mes del año anterior, mientras que el acumulado de 2025 muestra un incremento del 34,6% respecto al mismo período de 2024.
Además, el volumen exportado en los primeros diez meses de 2025 se ubicó un 57% por encima del promedio registrado entre 2010 y 2024 para ese lapso.
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Dentro de la canasta exportadora, los minerales metalíferos dominaron el panorama en octubre, con ventas por USD 525 millones, lo que supuso un aumento interanual del 42,9%.
Este segmento representó el 80,8% de las exportaciones mineras del mes, con el oro como principal protagonista: sus envíos alcanzaron USD 424 millones (el 65% del total minero exportado).
El desempeño del oro se vio impulsado tanto por la mejora de los precios internacionales como por un aumento del 5% en los volúmenes exportados, lo que se tradujo en un crecimiento interanual del 40,2% (equivalente a 121 millones más que en 2024).
La plata, por su parte, experimentó un alza aún mayor, con un incremento del 60,8% respecto a octubre del año anterior (lo que significó 36 millones adicionales), también explicado por la combinación de mejores precios y mayores volúmenes.
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El litio consolidó su posición como segundo mineral más exportado en octubre, con ventas por USD 105 millones y un crecimiento interanual del 71,8%, lo que constituyó un récord histórico para ese mes. Explicó el 16,2% de las exportaciones mineras del período, impulsado por un aumento del 74% en los volúmenes exportados.
En cuanto a los destinos, Estados Unidos, India, China y Suiza concentraron el 77% de las exportaciones mineras de octubre (equivalentes a USD 499 millones), y el 80% del acumulado anual (USD 3.906 millones).
Las ventas a estos países estuvieron compuestas mayoritariamente por minerales metalíferos, que representaron el 82% de las exportaciones mineras a estos destinos en octubre y el 85% en los primeros diez meses del año.
Estos cuatro mercados también absorbieron el 82% de las exportaciones metalíferas en el acumulado anual, mientras que el 18% restante tuvo como principales receptores a Canadá, Corea del Sur, Alemania, Bélgica y Finlandia.
Las perspectivas para el sector minero argentino son optimistas. De acuerdo con la proyección de BBVA Research, las exportaciones del sector podrían alcanzar los USD 25.000 millones en 2033 si el país logra concretar la mayoría de los proyectos en desarrollo y mantiene un entorno macroeconómico y regulatorio estable.
En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.
La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.
Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.
La demanda de combustibles
En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.
El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Evolución de los subsidios energéticos
Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas 
