De izquierda a derecha: Leandro Seoane, Juan Biset, Flavia Royón y Santiago Bulat, con la conducción de Florencia Barragán.
Flavia Royón, ex secretaria de Minería y Energía de la Nación; Leandro Seoane, secretario de la Cámara Argentina de Construcción Modular e Industrializada (CACMI); Juan Biset, socio de Nicholson y Cano Abogados; y Santiago Bulat, economista y jefe de IDEA y socio de consulta Invecq Consulting, debatieron en el cuarto episodio de Aguas Arriba sobre el desarrollo de proveedores para la industria minera.
El disparador fue la importación de módulos habitacionales de la empresa PowerChina para el campamento minero de Vicuña, el proyecto de cobre más importante del país, con una inversión prevista de 18 mil millones de dólares. Aunque desde las mineras Lundin Mining y BHP afirmaron que se trataría de sólo el 25% del campamento final -por lo que habría nuevas licitaciones a futuro-, la decisión disparó las alarmas en la industria y preocupó a un sector que afirma no haber sido llamado a concursar, pese a asegurar que cuentan con capacidad instalada y precios competitivos.
Leandro Seoane, quien además de integrar CACMI es director de la empresa de construcción modular 4housing, explica que, al solo haber participado una empresa nacional en la licitación, no es posible ponderar la competitividad real de toda la oferta argentina respecto de la China, lo que abre interrogantes sobre cuáles son los criterios que finalmente pesan al momento de elegir proveedores internacionales por sobre los locales.
Juan Biset considera que a las grandes operadoras muchas veces “les gana la aversión al riesgo y la necesidad de apurarse”. Según el consultor, en proyectos mineros con este volumen de CAPEX, cada minuto cuenta y cada demora tiene un costo, por lo que “gana el ‘compremos a un proveedor que conozco porque bajo el riesgo y me aseguro de que estoy en plazos’”, explica.
Sin embargo, Seoane lo evalúa como una decisión apresurada e incluso riesgosa, teniendo en cuenta la complejidad técnica del terreno. Desde su rol en la CACMI se encuentra trabajando en un informe de capacidad instalada de alrededor de 60 empresas nacionales de construcción modular con el objetivo de demostrar la capacidad existente, suficiente para cubrir los requerimientos de escala de estos proyectos, con trayectoria demostrada en obra. “Yo estoy convencido de que, si nosotros terminamos de acreditar nuestra capacidad a las mineras y a todas las empresas que están por desarrollar proyectos con el RIGI, esto va a cambiar”, afirma.
El desafío de desarrollar proveedores locales
Más allá del caso Vicuña en particular, la preocupación radica en el precedente, ya que el proyecto cuprífero es uno de los primeros en acceder al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en minería y podría marcar una forma de trabajo a futuro en el incipiente mercado minero argentino.
Flavia Royón considera el acontecimiento como un llamado de atención para el sector en general, y recuerda que el RIGI ofrece beneficios fiscales a las empresas con la expectativa de que vuelva en forma de desarrollo de proveedores, mano de obra y generación de empleo.
«No estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, aseguró Royón.
Para la ex funcionaria no se trata de no importar, sino de hacerlo solo en los casos en los cuales la Argentina no produzca o no cuente con el know-how necesario. “Esto va mucho más allá de si la decisión fue acertada o no, sino de cuál es la foto que queremos, porque no estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, sintetiza.
Biset coindice y profundiza: “Es una discusión sobre cómo va a ser percibida la minería que arranca”. Para el consultor, ese debate no es sólo una cuestión entre particulares ni una responsabilidad del área de compras del cliente, sino que el Estado debería operar como articulador para acercar la propuesta de los proveedores a las operadoras, mapeando a aquellas que cuenten con las capacidades necesarias para responder a las demandas en tiempo y forma. La decisión final será de la operadora pero, afirma Biset, como mínimo las empresas locales deberían participar del proceso.
Según los entrevistados, la solución de una articulación entre los actores sería superadora al compre local, el cual les quita competitividad a los proyectos, ya que obliga a las empresas a comprar productos que efectivamente podrían ser importados. “Los compres locales no lo son al 100%, hay un porcentaje que sí se habilita por diferentes cuestiones. Todo tiene que ser en el marco de una racionalidad y también de una visión compartida, construida en el sector público privado”, afirma Royón.
Los condicionantes para la competitividad
Por otro lado, Santiago Bulat advirtió que el debate no puede desligarse de las condiciones de competitividad que enfrenta hoy la industria argentina.
El economista sostuvo que muchas empresas operan con costos financieros superiores a los de sus competidores internacionales, una elevada carga tributaria y mayores dificultades para acceder al crédito, factores que terminan condicionando su capacidad para competir con proveedores del exterior.
En ese sentido, consideró que la discusión no debería centrarse exclusivamente en restringir las importaciones, sino en generar mecanismos que permitan fortalecer la oferta local. Como ejemplo mencionó la experiencia australiana, donde antes de contratar proveedores extranjeros las compañías realizan una búsqueda de alternativas nacionales y solo recurren al exterior cuando no existe una opción competitiva disponible.
Seoane asegura que el sector no tiene inconvenientes en asociarse con firmas extranjeras e, incluso, afirma haberlo hecho en varias oportunidades para afrontar desafíos técnicos que excedían las capacidades disponibles en el país.
El empresario coincide en que la participación del sector público como mediador podría ser una solución, y como representante de parte del sector industrial declara: “nosotros tenemos capacidad, tenemos conocimiento técnico y estamos tratando de armar una mesa de trabajo con las corporaciones. No pueden desconocer que existen empresas en Argentina. Quizá lo que falta en esta instancia es un espacio para exponer, generar confianza con las corporaciones y tratar de que aquí en adelante, de mínima, podamos participar”.
«No pueden desconocer que existen empresas en Argentina», afirmó Leandro Seoane.
La construcción del reactor prototipo CAREM quedó parada en 2025 tras una revisión de diseño independiente encargada por la CNEA.
La filtración de un reporte interno de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) sobre aspectos del diseño del reactor CAREM que aún generan dudas sobre su seguridad operativa levantó polémica en los últimos días. Una observación principal del reporte es sobre los ensayos y estudios que validan la seguridad de refrigerar el circuito primario por el método de convección natural, una característica innovadora y distintiva del diseño del reactor.
Sin embargo, la ex presidenta de la CNEA entre 2021 y principios de 2024, Adriana Serquis, aseguró que los autores del reporte no tuvieron en cuenta toda la documentación técnica que solicitaron a fines de evaluar esos aspectos y recomendar cómo proseguir con el desarrollo del proyecto, en una entrevista concedida al ciclo El Fondo Del Pozo.
El reporte en cuestión es la Revisión Crítica de Diseño del CAREM ordenada durante la presidencia de Germán Guido Lavalle. Se trata de una revisión independiente del estado de desarrollo de la ingeniería del proyecto CAREM, concluida en 2024 por una comisión de pares revisores, compuesta en su totalidad por ingenieros de reconocida trayectoria en el sector.
En respuesta al reporte, Serquis dijo que se trata de una versión parcial y que los puntos críticos del diseño observados por el comité fueron refutados con la presentación de documentación técnica.
“Tenemos los mejores especialistas en seguridad nuclear del mundo. Esas personas sienten muy ofensivo este reporte. El gobierno entró con gente que decía que haría una revisión de todo el proyecto, desde lo financiero a lo técnico. Se les presentaron más de 1700 documentos técnicos pero no los leyeron”, aseguró.
Ahora bien: sobre la objeción de Serquis al trabajo del comité revisor, una fuente con acceso a la conducción del organismo científico respondió a EconoJournal que “no hubo refutaciones en CNEA a la revisión de pares”.
El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR) de 25 MW eléctricos. La construcción del reactor en el complejo Atucha en Lima entró en pausa el año pasado ante las dificultades de proseguir con las obras sin tener concluida por completo la ingeniería definitiva del reactor.
Mientras tanto, la conservación del edificio del reactor y de equipamiento en el predio del proyecto en Lima presenta importantes dificultades por la priorización del presupuesto de la CNEA a la finalización del reactor multipropósito RA-10.
CAREM: qué dice el reporte de CNEA sobre la seguridad del reactor
El reporte, visto por EconoJournal, pone el foco en distintos aspectos a resolver de la ingeniería del CAREM, organizados por temáticas. Un aspecto especialmente analizado fue la refrigeración del circuito primario del reactor mediante un sistema por convección natural, una de las características más innovadoras del diseño.
Los revisores evaluaron que ese sistema presenta “incertidumbres” que deben ser minimizadas con la colocación de bombas para garantizar la circulación del agua. Sin embargo, esta solución es criticada por algunas fuentes desde dentro del organismo.
Los temas revisados fueron agrupados en seis áreas:
Termo-hidraúlica,
Generadores de vapor,
Recipiente de presión,
Mecanismos de control de reactividad,
Núcleo y
Varios.
Para la revisión se solicitó documentación técnica a los responsables de las distintas áreas abocadas al desarrollo del CAREM. De la evaluación de la documentación presentada, el comité concluyó que “el desarrollo de la ingeniería del reactor CAREM25 no presenta un grado de avance con el cual se pueda inferir que su funcionamiento será seguro”.
En lo que respecta al análisis de la termo-hidraúlica del reactor, se realizaron distintas observaciones relacionadas con el sistema de refrigeración por convección natural y el flujo crítico de calor.
La refrigeración por circulación natural en el circuito primario es un aspecto innovador y central del diseño: se consigue ubicando con diferencia de altura a la fuente caliente (el núcleo) y la fuente fría (los generadores de vapor), de forma tal que el agua sube al calentarse en el núcleo y desciende al enfriarse (tras entregar su calor a lo largo del generador de vapor).
Un sistema de ese tipo eliminaría la necesidad de tener bombas en el circuito primario para garantizar el enfriamiento en caso de una pérdida de energía externa. Sin embargo, los revisores señalan que no se realizaron suficientes estudios que garanticen el funcionamiento de la convección natural con una baja incerteza de falla. En consecuencia, los autores recomendaron “agregar bombas en el primario para minimizar las incertidumbres que genera la convección natural”.
EconoJournal consultó con fuentes dentro del organismo sobre las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité de expertos. Fuentes gremiales circularon un reporte sin firma en el que convalidan algunas de las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité, aunque se rechaza por completo la observación de que no se realizaron suficientes ensayos para confirmar el funcionamiento de la convección natural.
Los ensayos habrían sido realizados en el Laboratorio de Estudios Termo-hidraúlicos en Pilcaniyeu. “El énfasis puesto en atacar la convección natural fue con el propósito de hacer una reingeniería del prototipo que duraría 3 años más (dicho por la intervención del CAREM en su momento)”, dice el reporte circulado por los gremios.
Otra conclusión del comité es una crítica al avance de la obra civil en el edificio de contención del reactor. «Se han adoptado decisiones de construcción de la obra civil cuyo diseño depende del diseño del reactor, el que no está terminado«, cuestiona el reporte.
Comité revisor del CAREM: Su conformación
El comité revisor del CAREM estuvo integrado por once ingenieros bajo la coordinación del doctor en ingeniería nuclear, Víctor Herrero. También destaca el ex presidente de Nucleoeléctrica e ingeniero electrónico, Eduardo Nies. El resto del equipo de revisores esta conformado por Alejandro Clausse, Carlos Lecot, Eduardo Villarino, Miguel Schivo, Raúl Marino, Osvaldo Azpitarte, Marcelo Bercellini, Fabián Bonetto y José Gonzalez.
Los revisores fueron elegidos teniendo en cuenta su participación en distintos momentos del proyecto CAREM y/o el conocimiento profundo de los temas a revisar basado en su investigación científica y experiencia profesional. Algunos desarrollan su actividad profesional en la CNEA, otros pertenecen a empresas que participan del proyecto como contratistas principales, y otros han desarrollado actividades de investigación en temas de diseño, construcción, operaciones y seguridad de reactores nucleares.
Varias empresas multinacionales del sector energético que operan en la Argentina comenzaron durante junio a girar dividendos al exterior, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas de distintas compañías sin contacto entre sí. Se trata de un movimiento relevante para la industria petrolera porque marca, por primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019, que compañías internacionales vuelven a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar parte de las utilidades generadas en el país.
La novedad alcanza especialmente a petroleras con presencia en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Empresas como Shell, TotalEnergies, Chevron y Harbour Energy (ex Wintershall Dea), entre otras, se habían visto restringidas durante años en la posibilidad de enviar dividendos a sus casas matrices. Es una limitación que condicionó la planificación financiera de sus operaciones locales y obligó, en muchos casos, a reinvertir utilidades dentro del país o mantener fondos inmovilizados en la Argentina.
La imposibilidad de repatriar dividendos fue, además, uno de los factores que incidieron en la decisión de algunas compañías internacionales de desacelerar o discontinuar planes de inversión en el país. Es el caso, por ejemplo, de ExxonMobil, cuya salida de la Argentina estuvo asociada, entre otros factores, a las restricciones para recuperar capital y utilidades generadas por sus activos locales.
Flexibilización cambiaria
En rigor, lo que empezó a observarse en junio es la materialización de la flexibilización cambiaria aprobada por el Banco Central a través de la Comunicación “A” 8226, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año. Esa norma estableció que las entidades financieras pueden dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos correspondientes a ganancias realizadas en estados contables de ejercicios anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2025.
La autorización no alcanza al stock histórico de dividendos acumulados durante los años de cepo, sino únicamente a los nuevos flujos generados a partir del año pasado. Es decir, permite girar dividendos de utilidades recientes, pero no libera automáticamente las ganancias retenidas correspondientes a ejercicios anteriores. Sobre ese punto, fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que se trata de una discusión que continúa abierta y sobre la cual todavía no hubo anuncios oficiales.
El cepo cambiario se restableció el 1° de septiembre de 2019, después de la derrota electoral que sufrió Cambiemos en las PASO de ese año. A través del Decreto 609/2019 y de la Comunicación “A” 6770 del Banco Central, la autoridad monetaria reinstaló controles sobre el mercado cambiario. Desde entonces, el giro de utilidades y dividendos al exterior quedó sujeto a autorizaciones especiales que, en la práctica, bloquearon durante años la repatriación regular de ganancias por parte de empresas multinacionales.
Para la industria energética, el cambio tiene una lectura más amplia que la estrictamente normativa. El regreso del giro de dividendos funciona como una señal hacia las casas matrices de que la Argentina empieza a recomponer una condición básica para atraer inversión extranjera directa: la posibilidad de obtener ganancias, convertirlas en dólares a través del mercado oficial y enviarlas a los accionistas en el exterior.
En el caso de las petroleras, esa señal es especialmente sensible. Vaca Muerta concentra buena parte de las expectativas de crecimiento exportador de la Argentina para los próximos años, pero el desarrollo masivo de shale oil, shale gas, infraestructura de evacuación, proyectos de midstream y terminales de exportación requiere decisiones de inversión intensivas y de largo plazo. Para los comités globales de inversión, la posibilidad de repatriar dividendos constituye una variable central al momento de evaluar el atractivo de la Argentina frente a otros destinos.
Bajo del Choique-La Invernada, el bloque de Pluspetrol, fue uno de los que impulsó el crecimiento en el crudo.
La actividad hidrocarburífera en la provincia de Neuquén volvió a marcar un hito histórico durante mayo de 2026, impulsada por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que marcó un nuevo registro en la producción de petróleo y de gas natural con los mayores volúmenes nunca antes registrados en la provincia.
Durante mayo, la producción de petróleo en Neuquén promedió los 636.295 barriles por día (bbl/d), convirtiéndose en el mayor volumen extraído en la historia provincial. Esta cifra refleja la velocidad del desarrollo no convencional si se lo compara con el mismo mes del año pasado: representa un salto interanual del 35,76% frente a mayo de 2025.
Al contrastarlo con el mes inmediato anterior, mayo dejó atrás la marca de abril de 2026 (cuando se habían promediado aproximadamente 628.936 bbl/d), lo que significa un incremento mensual del 1,17%. Asimismo, el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 muestra un sólido crecimiento del 33,07% respecto al mismo período del año pasado.
Este empuje en el segmento del crudo estuvo coordinado principalmente por el aumento de actividad y rendimiento en las áreas Rincón de Aranda, Bajo del Choique–La Invernada, Aguada Federal, Coirón Amargo Sureste y Mata Mora Norte.
El gas acompaña la tendencia de cara al invierno
Por el lado del gas natural, la provincia también tocó un techo histórico al alcanzar los 115,15 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d). El salto respecto al mes anterior fue sumamente marcado, registrando un aumento del 13,79% en comparación con abril de 2026, mes en el que la producción se ubicó en torno a los 101,19 Mmm³/d.
En la comparación interanual, el volumen de gas inyectado en mayo fue un 12,47% superior al de mayo de 2025, mientras que el acumulado entre enero y mayo de este año ya se posiciona un 7,39% por encima de los primeros cinco meses del año anterior.
En este caso, la suba mensual estuvo apalancada por el desempeño técnico y operativo de bloques clave de la cuenca, entre los que destacaron Fortín de Piedra, La Calera, Aguada de la Arena, Rincón del Mangrullo, El Mangrullo y Aguada Pichana Oeste.
La consolidación del mapa no convencional
Los datos del quinto mes del año ratifican que el shale es el sostén absoluto de la matriz energética neuquina. En mayo, la producción no convencional de petróleo promedió los 618.412 bbl/d, lo que equivale al 97,19% de todo el crudo extraído en la provincia.
En el segmento del gas, el bloque no convencional aportó 105,51 MMm³/d, representando el 91,63% del total de la provincia. Dentro de este universo, la participación de la producción shale fue la gran protagonista, concentrando por sí sola el 82,95% del total del gas de Neuquén.
A través de la Resolución 130/2026, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó la transferencia de acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (CITELEC S.A.) en manos de la estatal Energía Argentina S.A., en favor de Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), en el marco de la política de privatización de activos que está ejecutando el gobierno nacional.
La R-130 , firmada por los Directores Hector Sergio Falzone – Griselda Lambertini – Marcelo Alejandro Nachon – Vicente Serra, determina “Notificar” esta decisión a ENARSA, y a la adjudicataria de las acciones que fueron licitadas, EDISON TRANSMISIÓN S.A., a GENNEIA S.A., a CITELEC S.A. y a TESA.
Se trató del Concurso de compraventa del 50 % del capital social total de CITELEC S.A. -paquete accionario en poder de ENARSA-. CITELEC es la sociedad que ejerce el control de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A. y también de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires TRANSBA.
Cabe referir que, mediante la Resolución ME 673/2026, en mayo último se adjudicó el Concurso al oferente primero en orden de mérito, integrado por EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A., por un monto total de U$S 356.174.811,78 (sin IVA), disponiéndose un plazo de 15 días hábiles para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones según el Pliego Único de Bases y Condiciones.
Los adjudicatarios constituyeron entonces la firma Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), cuyos accionistas son EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A. en partes iguales.
En los considerandos de la R-130 se describe que EDISON TRANSMISIÓN S.A. forma parte del conglomerado controlado por EDISON HOLDING, una sociedad que actúa como vehículo de inversión y no desarrolla actividad operativa directa en la Argentina.
Los accionistas de EDISON HOLDING son WODEN HOLDING SOCIEDAD ANÓNIMA (WODEN HOLDING S.A.) -titular del 25,50 % del capital y el 50 % de los votos-, firma controlada por Juan Jorge NEUSS, presidente del directorio de EDISON HOLDING; PERSEO HOLDING GROUP LTD, sociedad de responsabilidad limitada constituida en las Islas Vírgenes Británicas, cuyos beneficiarios finales son Rubén CHERÑAJOVSKY y Luis Santiago GALLI, director de EDISON HOLDING; INVERLAT INVESTMENTS S.A., cuyos beneficiarios finales son Nelson POZZOLI (director de EDISON HOLDING), Carlos Alberto GIOVANELLI, Carlos Federico SALVAI (director de EDISON HOLDING) y Guillermo Eduardo STANLEY y; la EMPRESA INVERSORA DE ENERGÍA SOCIEDAD ANÓNIMA UNIPERSONAL (S.A.U.), controlada por Juan Jorge NEUSS.
Por otra parte, se hace referencia al otro accionista GENNEIA S.A., descripta como una sociedad argentina cuyo objeto social consiste en la generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque, la comercialización y transporte de propano vaporizado, gas licuado y cualquier otro tipo de gas.
Y se detalla que los accionistas de GENNEIA S.A. son ARGENTUM INVESTMENTS I LLC, cuyo beneficiario final es Zachary SCHREIBER; LAIG EOLIA S.A., cuyo beneficiario final es Jorge DE PABLO CAJAL; FINTECH ENERGY LLC, cuyo beneficiario final es David Manuel MARTÍNEZ GUZMÁN; y BANCO DE SERVICIOS Y TRANSACCIONES S.A., titular fiduciario del “Fideicomiso en Garantía JHB OT” de los herederos de Jorge Horacio BRITO; Jorge Pablo BRITO y Delfín Jorge Ezequiel CARBALLO.
La R-130 describe que “Habiéndose adjudicado el concurso y formalizado el contrato de compraventa el 4 de junio de 2026, la capacidad técnica y económica de los adquirentes para integrarse a CITELEC S.A. como accionistas ha sido validada por la autoridad ministerial y por lo tanto, el control específico de este Ente Regulador (ENReGE) se limita a evaluar el impacto de la transferencia sobre la competencia en el mercado mayorista y el estricto cumplimiento del marco normativo sectorial”. Al respecto, se destacan TRES (3) ejes de control regulatorio que limitan cualquier distorsión competitiva: a) Ampliaciones del sistema de transporte concesionado a TRANSENER S.A.; b) Tarifas aplicables a los usuarios del sistema de transporte y remuneración de TRANSENER S.A. y; c) Libre acceso.
Y se indicó que, respecto de las ampliaciones, la transportista no puede iniciar de forma discrecional la extensión de sus redes y toda obra requiere la solicitud de los usuarios interesados (Generadores, Distribuidores o Grandes Usuarios), la realización de una Audiencia Pública y la aprobación previa del ENReGE mediante la emisión del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública.
Se señala que los mecanismos vigentes prevén: a) Ampliaciones por contratos entre partes (celebrado por el/los usuario/s con la Transportista o con un Transportista Independiente) – b) Ampliaciones por concurso público (contrato celebrado por los usuarios con la Transportista o con un Transportista Independiente previa licitación pública aprobada por el ENReGE ) – y c) Teniendo en cuenta el monto de la obra, las mismas pueden clasificarse en ampliaciones Menores y Ampliaciones Mayores .
Para estas últimas el ENReGE dispondrá la celebración de una Audiencia Pública y requerirá Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública-. d) Esquema de Concesión de Obra Pública, incorporado para infraestructura crítica de alta tensión.
En cuanto a las tarifas aplicables, la Resolución 130 indica que la retribución de la transportista está estrictamente regulada bajo los principios de la Ley marco 24.065, “los cuales garantizan la confiabilidad del servicio e impiden la aplicación de tarifas diferenciadas o cargos discriminatorios entre agentes, esta remuneración es determinada por el ENReGE”.
El conflicto bélico en Medio Oriente -desatado por los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero-, y la consecuente disrupción del comercio global a través del Estrecho de Ormuz han provocado un punto de inflexión en la economía de América Latina y el Caribe (ALC).
Según datos de inflación presentados por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en su reporte periódico, “la inflación energética mensual de la región aumentó drásticamente en marzo de 2026, alcanzando el 1,42 %. Esta cifra representa un salto frente al 0,19 % registrado en febrero y marca el valor más alto de los últimos 12 meses, detonado por la escalada en una ruta por la que transita el 20 % del petróleo global, impulsando el crudo internacional que llegó hasta los U$S 116 por barril”.
El referido reporte señala que “a pesar de contar con una matriz de generación eléctrica altamente renovable, la región mantiene una dependencia del petróleo y sus derivados. Esta vulnerabilidad se tradujo en un encarecimiento promedio regional del 21 % en el diésel y del 15 % en la gasolina, con bandas de precios internos de entre 0,7 y 2,07 dólares por litro de gasolina y entre 0,8 y 1,65 de diésel”.
El impacto de este shock energético actuó como mecanismo de transmisión hacia la economía, encareciendo los costos logísticos, el transporte y el precio de los alimentos. Como consecuencia, la inflación total mensual (de toda la economía) de la región se duplicó, acelerándose desde el 0,38 % en febrero hasta el 0,75 % en marzo, marcando también su techo más alto en el último año.
El reporte visibiliza un impacto asimétrico, donde los países netamente importadores han enfrentado una severa presión fiscal, mientras que las naciones exportadoras perciben ingresos extraordinarios de corto plazo, aunque quedan igualmente expuestas a la volatilidad de los mercados.
Por otra parte, mientras algunos países permitieron una mayor transferencia del aumento internacional del petróleo a los consumidores, otros recurrieron a subsidios, rebajas impositivas, fondos de estabilización o esquemas de contención parcial. De esta manera, el traslado del shock energético a la inflación no fue total, gracias a la heterogeneidad de políticas de amortiguación, se indicó.
“La magnitud del shock de marzo demuestra que los choques geopolíticos intensos logran romper los esquemas de contención local, evidenciando que, aunque la correspondencia no es de “uno a uno” debido a las intervenciones estatales, la transmisión de la tendencia al alza de los precios se ha vuelto casi ineludible”, se destacó.
Con este monitoreo regional, OLACDE reafirma su rol fundamental como la fuente técnica para entender la dinámica económica y los desafíos de la integración, la seguridad y el desarrollo energético en América Latina y el Caribe. https://www.olade.org/publicaciones/junio-2026reporte-n-25-inflacion-energetica-de-america-latina-y-el-caribe-ie-alc/
En el marco de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA) celebrada en Panamá, Jorge Brito, presidente de Genneia y Banco Macro, expuso una visión estratégica que posiciona a Argentina como un actor clave en la nueva agenda mundial de energía e inteligencia artificial.
Durante el foro “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, que reunió a más de 350 líderes empresariales y gubernamentales, Brito participó en el panel “Energía y Recursos Críticos” y afirmó que “Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial”, sustentado en una combinación de recursos naturales, infraestructura en expansión y un marco normativo que brinda previsibilidad para inversiones a largo plazo.
El empresario destacó la complementariedad del país entre recursos convencionales, no convencionales y renovables, subrayando el valor estratégico de Vaca Muerta, el desarrollo del gas natural licuado (GNL), el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del Noroeste Argentino. Según Brito, “La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”.
El panel abordó también cómo la creciente demanda energética impulsada por la inteligencia artificial abre oportunidades para países con abundantes recursos energéticos competitivos. Brito enfatizó que “hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”.
En la misma mesa, que contó con la presencia de ministros de energía y ejecutivos de compañías globales como Exxon y AES, Brito resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), describiéndolo como “la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones”. Este régimen ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años, facilitando proyectos de gran envergadura como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica.
Brito también subrayó que la disponibilidad de energía renovable será un factor decisivo para la ubicación de inversiones tecnológicas a nivel global: “Los centros de datos requieren energía abundante, confiable y con baja huella de carbono. Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”.
La participación de Genneia en este foro reafirmó su compromiso con el diálogo público-privado y con el impulso a una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible. Brito concluyó que el desafío para Argentina es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado: “La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional. La combinación de nuestros recursos energéticos y un entorno cada vez más favorable para la inversión nos permite pensar en un desarrollo de largo plazo con mayor valor agregado”.
El encuentro en Panamá sirvió para analizar las condiciones y perspectivas que pueden convertir a América en un polo estratégico para la inversión energética, infraestructura y tecnología, integrando las visiones de líderes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales en la antesala de la Asamblea General encabezada por el Secretario General Albert Ramdin.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó a Energía Argentina S.A. (ENARSA), empresa estatal, a transferir la totalidad de su participación en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (CITELEC). La resolución 130/2026 que aprueba esta operación fue publicada el 22 de junio en el Boletín Oficial.
La transacción fue adjudicada a Edison Transmisión y Genneia, quienes adquirieron el 50% del capital social total de CITELEC por un monto de US$356.174.811,78. Esta compra implica la entrada de un nuevo actor privado al control de la red de transporte de energía en alta tensión en Argentina.
CITELEC es la sociedad que controla a Transener S.A. y a la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires (TRANSBA). El paquete accionario adquirido fue comprado a través de Transmisión Eléctrica Sociedad Anónima (TESA), una firma constituida especialmente para esta operación, en la que Edison Transmisión y Genneia participan por partes iguales.
Edison Transmisión pertenece al grupo Edison Holding, mientras que Genneia es una empresa argentina destacada en el sector de generación de energías renovables.
El ENReGE realizó un análisis para determinar si la operación vulnera las restricciones de integración vertical y horizontal establecidas en la Ley N° 24.065. Aunque los compradores poseen activos en generación y distribución, el ente regulador concluyó que no existe una infracción legal, dado que la participación del 50% no les otorga el estatus de accionistas mayoritarios ni el control unilateral, situación que comparten con Pampa Energía.
Además, el organismo enfatizó que el riesgo de abuso de poder de mercado está mitigado por tres ejes regulatorios fundamentales, reforzando el marco de control sobre la operación.
Esta venta se llevó a cabo mediante una licitación pública, en concordancia con las reformas estatales previstas en las Leyes 23.696 y 27.742. La firma de la resolución por parte del directorio del ENReGE marca el cumplimiento de una condición esencial para concretar definitivamente la transacción.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa manifestó su respaldo al proyecto de ley que impulsa el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL), cuya discusión está prevista para la próxima semana en la Legislatura Provincial.
La iniciativa busca implementar una estrategia de expansión comercial en la industria de hidrocarburos a lo largo de la región, con el objetivo de potenciar la producción, abrir nuevos mercados y generar empleo de calidad.
Desde el gremio petrolero resaltaron que este proyecto representa una “oportunidad histórica” para consolidar a Vaca Muerta como un motor clave del desarrollo energético argentino. Además, destacaron el impacto positivo que ya tuvo la transformación productiva en la Cuenca Neuquina durante los últimos años.
Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato, señaló: “Gracias a ese esfuerzo, hoy contamos con una industria capaz de competir a nivel mundial y con recursos que pueden convertirse en una herramienta decisiva para el crecimiento económico y social de nuestra provincia y del país”.
El sindicato considera fundamental que la aprobación del proyecto permita asegurar nuevas inversiones, mantener la actividad a largo plazo y aumentar las oportunidades laborales para futuras generaciones. “Nosotros lo vemos bien, porque es ahora o nunca. Será el salto que se necesita para prácticamente duplicar la producción actual, abrir nuevos mercados y generar los recursos necesarios para contribuir al desarrollo de todos los neuquinos como lo venimos haciendo los trabajadores petroleros desde siempre”, afirmó Rucci.
En el contexto del cambio global hacia energías limpias, el gremio enfatizó la importancia de aprovechar el gas natural como una energía de transición que posibilite la creación de empleo e inversiones sostenidas. “Ante el avance de las energías limpias, sacar y comercializar el gas ahora, es darle una oportunidad de trabajo a la gente, en lugar de quede en el subsuelo sin haberlo explotado”, sostuvo el dirigente.
El Sindicato de Petroleros Privados reafirmó su compromiso con todas las iniciativas que fomenten un mayor empleo, una producción creciente y el desarrollo de las comunidades, destacando que el crecimiento de la industria debe traducirse en beneficios concretos para los trabajadores y sus familias, fortaleciendo el arraigo, la capacitación y el progreso social.
“Si avanza la energía limpia, no nos podemos quedar con el gas en el subsuelo”, concluyó Rucci, subrayando la responsabilidad de impulsar cambios en la matriz energética mundial de manera responsable y sostenible.
Las tarifas eléctricas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en el primer año de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) tuvieron un aumento de entre 29% y 34% nominal, aunque empeoró la calidad de una de las distribuidoras del servicio.
Las prestaciones se distribuyen entre las dos grandes distribuidoras: por un lado, la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte (EDENOR); por el otro, la Empresa Distribuidora de Energía Sur (EDESUR). Ambas empresas registraron aumentos levemente superiores a la inflación del mismo período, ubicada en 29%.
Mientras que EDENOR cumplió con los parámetros regulatorios, en EDESUR el resultado fue distinto: a mayores tarifas, empeoró las condiciones de su servicio, con un deterioro de los indicadores de calidad respecto al semestre anterior y un incumplimiento de los senderos en 23 de 24 partidos y comunas del área de concesión. En síntesis, la segunda distribuidora aplicó una tarifa mayor con un servicio peor.
Los datos corresponden al informe del Instituto Argentino de Estudios Técnicos, Económicos y Sociales (IAETES) sobre las tarifas eléctricas del AMBA, durante el primer período del RQT 2025-2030 (abril de 2025 a mayo de 2026).
Allí, el IAETES toma el servicio técnico del Semestre 58 (marzo-agosto de 2025), el último con información disponible y el primero bajo la RQT, que fija parámetros más exigentes que los del período anterior (RTI 2017–2021), con reducciones de hasta el 50% en frecuencia y duración de cortes para 2029 en los partidos con mayor rezago histórico.
Desglose por distribuidoras
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza dos parámetros de medición en el servicio, que son el SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) -mide la frecuencia o cantidad de cortes del servicio- y el SAIDI (System Average Interruption Duration Index) -mide la duración de cada corte.
EDENOR debe cumplir con un SAIFI 2,64 y SAIDI 5,04 horas; EDESUR debe hacer lo mismo con un SAIFI 2,07 y SAIDI 3,81 horas. Resultan más exigentes dado el mayor rezago histórico de calidad de la distribuidora del sur del AMBA.
Los datos demuestran el cumplimiento por parte de EDENOR: la distribuidora del norte operó en el Semestre 58 con un SAIFI 1,45 (45% por debajo del límite) y un SAIDI 3,52 horas (30% por debajo del límite).
El problema surge cuando se desglosan los de EDESUR. La distribuidora operó con un 243% superior de SAIFI (5,04) y 190% de SAIDI (11,06 horas).
“El contraste entre distribuidoras es estructural, no marginal. El primer semestre de la nueva RQT es peor que el último del período anterior. EDESUR no arrancó el quinquenio desde un punto de partida malo para luego mejorar: arrancó desde un punto malo, y empeoró”, señalaron desde IAETES.
Aumento en los usuarios
El mal desempeño de EDESUR tuvo un impacto en el precio de las tarifas, lógicamente. Y la nueva designación de niveles en los usuarios implementada por la Secretaría de Energía generó mayores inconvenientes.
En mayo de este año, el precio efectivo de la energía para la persona usuaria N2 subió +80,8% (más del triple del IPC del período), el del N3 subió apenas 8,7%, por lo que “tres vecinos del mismo barrio, con el mismo consumo de 298 kWh por mes, vivieron trayectorias radicalmente distintas”.
El hecho de que el subsidio favorezca a quien más consume también presiona sobre los que menos disponen.
Mediante la nueva disposición de categorías, el subsidio equivale a un descuento del costo de la energía de $73,32 por kWh dentro del bloque de los primeros 300 kWh mensuales. Como el descuento es proporcional al consumo, el ahorro total en pesos crece con los kWh, afectando a los hogares que disponen de menos recursos.
“Si el mayor consumo está asociado, en muchos casos, a peores condiciones habitacionales -y no al derroche-, el esquema distribuye el beneficio del subsidio en sentido potencialmente inverso a la necesidad”, explicó el informe.
Las áreas más afectadas
IAETES precisa cuáles fueron los municipios con mayor impacto durante el Semestre 58. “Se concentra en el segundo y tercer cordón del conurbano bonaerense, en partidos de mayor vulnerabilidad socioeconómica y menor densidad de personas usuarias por kilómetro de red”, detalló.
San Vicente concentra el mayor SAIFI del área de concesión: 22,67 interrupciones promedio por persona usuaria en el semestre – equivalente a un corte cada ocho días – contra un sendero de 2,8.
Por su parte, Cañuelas registra el mayor SAIDI del área: 38,57 horas semestrales (casi seis veces el parámetro regulatorio), en un partido con actividad agroindustrial y cadena de frío que amplifica el impacto económico de cada hora de interrupción.
“La concentración del incumplimiento en zonas de mayor vulnerabilidad no es azarosa. Sugiere un patrón estructural: es consistente con una hipótesis de subinversión histórica en los territorios donde la inversión por kilómetro de red tiene mayor costo relativo y menor visibilidad”, advirtió el informe.
El Ministerio de Economía informó que mayo fue un mes récord para el sector energético logrando un superávit comercial de u$s1.543 millones, gracias al impulso del petróleo en Vaca Muerta y la fuerte caída de las importaciones de combustibles.
Por su parte, en el quinto mes del año, las exportaciones energéticas crecieron un 167,1% más que en el mismo periodo de 2025. “Más energía, más crecimiento para el país”, celebró en X la cartera que conduce Luis Caputo.
MAYO RÉCORD PARA EL SECTOR ENERGÉTICO ARGENTINO
El mes pasado, Argentina alcanzó los mayores niveles mensuales de exportaciones y superávit comercial energético de su historia.
USD 1.745 millones en exportaciones energéticas, un 167,1% más que en mayo de 2025.
— Ministerio de Economía (@MinEconomia_Ar) June 19, 2026
El jueves el INDEC había informado que en el quinto mes del año la balanza comercial trepó a u$s3.504 millones, el valor más alto desde que hay registros. El detalle marca que las exportaciones reunieron un total de u$s9.537 millones. Según la serie desestacionalizada del organismo, las ventas a otros países también se ubicaron en máximos históricos, con una nueva mejora del 0,6% respecto del mes previo.
En términos interanuales, los envíos experimentaron un fuerte aumento del 34,4% (+u$s2.442 millones). Este ascenso fue impulsado por un alza de 18,1% en las cantidades y de 13,9% en los precios.
«Misión Productiva advierte que no tiene sentido seguir planteando una oposición entre recursos naturales e industria», dice el documento.
Misión Productiva elaboró el “Manifiesto por el Industrialismo del Siglo XXI”, un decálogo que busca aportar una nueva mirada al debate sobre el desarrollo productivo argentino. La propuesta parte de la necesidad de superar la discusión pendular entre protección y apertura para construir una estrategia industrial moderna, sostenible en el tiempo y adaptada a los desafíos económicos, tecnológicos y geopolíticos actuales.
“El Industrialismo del Siglo XXI no propone volver al pasado; busca construir acuerdos, prioridades y estrategias que permitan aprovechar mejor las capacidades productivas del país. Es, en definitiva, una propuesta para construir una estrategia productiva acorde a los desafíos del presente y desarrollar de una vez el enorme potencial industrial que tiene nuestro país”, sostuvo Martin Alfie, director y miembro fundador de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina.
Misión Productiva realizó el pasado 2 de junio en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA su Segundo Congreso Productivo donde se debatió sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo.
Los diez puntos del documento son los siguientes:
1. Superar la falsa dicotomía entre industria y apertura. El documento plantea que la discusión industrial argentina suele quedar atrapada entre dos posiciones extremas: una mirada nostálgica, que propone reconstruir esquemas del pasado, y una visión anti industrialista, que minimiza el valor estratégico de las capacidades productivas existentes. Frente a ese escenario, Misión Productiva propone una mirada pragmática, orientada a identificar qué sectores y empresas pueden generar productividad, innovación, exportaciones y empleo de calidad.
2. Encarar el debate sobre qué industria necesita Argentina. El manifiesto sostiene que la industria ya no ocupa el mismo lugar que hace cincuenta años, pero continúa siendo una pieza central para elevar la productividad, diversificar exportaciones, generar capacidades tecnológicas y articular servicios intensivos en conocimiento. Por eso, la pregunta central no debería ser si Argentina debe tener industria, sino qué tipo de industria necesita y con qué herramientas promoverla.
3. Pensar recursos naturales e industria como sectores complementarios. Misión Productiva advierte que no tiene sentido seguir planteando una oposición entre recursos naturales e industria. En cambio, propone aprovechar sectores como energía, minería, agro, pesca y agroindustria como plataformas para desarrollar proveedores industriales, servicios tecnológicos, ingeniería, conocimiento aplicado y nuevas capacidades exportadoras.
4. Impulsar una apertura inteligente y gradual. El documento reconoce que una economía más abierta puede generar beneficios en términos de competencia, productividad, acceso a tecnología e integración internacional. Sin embargo, también advierte que una apertura acelerada e indiscriminada puede destruir capacidades productivas difíciles de reconstruir. Por eso, propone avanzar hacia una apertura inteligente, gradual y acompañada por políticas que faciliten la adaptación de empresas y trabajadores.
5. Revisar la protección comercial con criterios de desempeño. El manifiesto plantea que la protección comercial no debe ser un objetivo en sí mismo ni un beneficio permanente. Según Misión Productiva, cualquier esquema de protección debe tener objetivos claros, plazos definidos, reglas transparentes y mecanismos de evaluación. La protección sólo se justifica si contribuye a desarrollar capacidades tecnológicas, empleo, aprendizaje productivo, proveedores locales o sectores con potencial exportador.
6. Construir una política industrial basada en resultados. Misión Productiva propone abandonar tanto la defensa acrítica como el rechazo automático de la política industrial. El documento plantea que la discusión debe concentrarse en qué capacidades productivas vale la pena desarrollar, qué instrumentos son los más adecuados y cómo asegurar que generen resultados concretos. Para eso, propone políticas con objetivos explícitos, seguimiento, evaluación y capacidad de corrección.
7. Priorizar bienes públicos productivos y políticas horizontales. El manifiesto señala que muchas de las condiciones que explican la competitividad de las empresas no dependen únicamente de beneficios sectoriales. Infraestructura, financiamiento, formación profesional, logística, conectividad digital, calidad institucional, innovación, certificaciones y articulación entre universidades y empresas son herramientas centrales para aumentar la competitividad de la economía.
8. Definir prioridades productivas de manera explícita. El documento sostiene que todos los países realizan apuestas productivas, incluso cuando no las explicitan. Por eso, Misión Productiva propone discutir abiertamente las prioridades estratégicas de Argentina, tomando como criterio la existencia de capacidades acumuladas, potencial de aprendizaje, generación de productividad, innovación y posibilidades de inserción internacional.
9. Apoyarse en sectores con capacidades existentes y potencial exportador. Entre las oportunidades productivas señaladas por el manifiesto aparecen los encadenamientos asociados a oil & gas, minería, agro y pesca; la agroindustria en sentido amplio, incluyendo alimentos, bioenergía y forestoindustria; la industria de la salud; ciertos segmentos de la movilidad y la industria automotriz; los sectores nuclear, satelital y biotecnológico; y las PyMEs con potencial exportador.
10. Construir consensos de largo plazo. Uno de los objetivos centrales del Industrialismo del Siglo XXI es romper con la lógica pendular que caracterizó a la política productiva argentina. Para eso, el manifiesto propone construir acuerdos básicos que puedan sostenerse más allá de los cambios de gobierno, con foco en capacidades, innovación, productividad, exportaciones y desarrollo de largo plazo.
Ignacio Lamothe, secretario general del CFI, estuvo en Neuquén.
El secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe, afirmó el viernes durante su paso por Neuquén que el desafío de la política frente al desarrollo de Vaca Muerta y la minería es «integrar a las pymes» y al ecosistema de proveedores de Argentina para que los proyectos tengan licencia social para producir.
«Depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo», advirtió tras participar de una actividad en el Centro de Convenciones Domuyo para acercar herramientas de financiamiento a pequeñas y medianas empresas del sector.
Lamothe encabezó el acto junto a los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, quienes destacaron las oportunidades que se abren para ambas provincias de la mano del salto exportador que se proyecta desde Vaca Muerta con el VMOS y el GNL.
«Yo creo que el desafío de la política es integrar a las pymes, no solamente las neuquinas y las rionegrinas, sino al ecosistema de proveedores de Argentina, de la provincia de Buenos Aires, de Rosario, de Córdoba, de Mendoza, al boom que se está dando tanto en el oil&gas como en minería. Yo lo puse en términos de licencia social y licencia política para producir y lo plantearon los gobernadores también: si esto no se traduce en beneficio para la gente que vive acá, es muy difícil que se desarrolle», analizó Lamothe en diálogo con EN/CLAVE.
El titular del CFI dijo que hay «un mensaje muy unificado de que parte del desarrollo de Vaca Muerta y de la zona minera Argentina depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo» y que el sector público es clave para eso.
«Ahí lo que hay que hacer es apuntalar a las pymes que se están reconvirtiendo o que tienen que dar saltos cuánticos de productividad o de producción, porque esto crece muy rápido. Las tenemos que acompañar con la asistencia técnica, estándares de calidad, financiamiento, vinculación entre el ahorro y la versión productiva. Hay un montón de puentes que hay que construir que no se van a construir solos, hay que empujar», definió.
Fondos de garantías
Lamothe se mostró «optimista» y destacó herramientas generadas en las provincias como los fondos de garantías para acompañar la toma de crédito por parte de las empresas.
Río Negro cuenta con el Fondo de Garantías de Río Negro (Fogarío), creado por ley a fines del 2024 con el acompañamiento de CFI, que ya lleva hace 90 garantías emitidas en apenas ocho meses de funcionamiento, según destacó Lamothe. «Por lo tanto hay agilidad institucional, hay una mirada estratégica por parte de los gobernadores y hay acompañamiento», afirmó.
En el caso de Neuquén, que cuenta con el Fondo de Garantías del Neuquén (Foganeu) sancionado en 2021, evaluó que requiere un poco más de «intensidad».
El funcionario enumeró, entre lo que falta hacer, añadir «profundidad del mercado de capital de Argentina» y generar «nuevos instrumentos para financiar las actividades nuevas que todavía no se conocen». «Pero creo que en ese sentido se puede avanzar rápido», planteó.
Consultado por las leyes de empleo y compre local que tienen ambas provincias, Lamothe ponderó que «la decisión de los gobernadores es que la mano de obra local no la vea pasar, que no vean el progreso pasar por las rutas porque esto orada la licencia social y la licencia política para producir».
«Por lo tanto todo lo que tienda a incorporar la mano de obra local es un paso positivo. Lo que sí creo que hay que acompañar para que eso no se traslade a ineficiencia o altos costos a las pymes regionales que se enganchen en ese proceso».
¿Economía de enclave?
Ignacio Lamothe abrió las jornadas de desarrollo de proveedores del CFI en Neuquén. Foto: Matías Subat.
¿Cómo sortear el riesgo de que Vaca Muerta se convierta en una economía de enclave?, se le consultó.
«Va a derramar, de hecho ya hay pymes de todo el país trabajando en Vaca Muerta. Lo que hay que hacer es atrapar la oportunidad. Y atrapar la oportunidad como país implica acompañar a las empresas que se tienen que enganchar de ese proceso. Si no las acompañamos y quedan afuera, van a tomar esas oportunidades empresas de otros lugares del mundo», alertó.
«Para volvernos competitivos hay que acompañar a nuestras empresas, no hay que esperar que el terremoto llegue. Hay que tener política proactiva, de acompañamiento, de estímulo, de preparación tecnológica, científica, técnica. Esa es la visión que tenemos nosotros de desarrollo», sostuvo.
Para Lamothe, la Argentina tiene «oportunidad ligada a los recursos naturales que se aprovechará en tanto y en cuanto seamos capaces de insertar a nuestras empresas en esos procesos productivos». «Depende de nosotros. No depende de si la economía es de enclave o no. Depende de que los argentinos seamos capaces de acompañar ese proceso productivo», aseguró.
Jornadas de desarrollo de proveedores
El programa de desarrollo de proveedores que diseñó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) con las provincias busca acompañar al ecosistema de proveedores de las grandes empresas en el desarrollo y en la explotación de los recursos naturales.
La jornada que se realizó el viernes en Neuquén, de la que participaron empresarios, profesionales y representantes del sistema financiero tuvo como objetivo presentar instrumentos del mercado de capitales que permitan a las pymes mejorar su acceso al crédito, impulsar inversiones y fortalecer la capacidad de crecimiento de las empresas proveedoras del sector hidrocarburífero.
El titular del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que, en la mirada del organismo sobre el trabajo con las provincias, «sobre los temas estratégicos del país hay más acuerdo que desacuerdo».
«Cuando hablamos de los temas que estructuran el desarrollo de Argentina, gobernadores de distintos signos políticos están todos de acuerdo. Es necesario estimular a las pymes para que se enganchen en los boom productivos que vienen por delante para la Argentina, todo el mundo está de acuerdo ahí», afirmó.
El proyecto de ley que impulsa el ejecutivo provincial y que se debatirá este miércoles 24 brinda estabilidad fiscal por 30 años.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) expresó su «firme respaldo al Proyecto de Ley vinculado al desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL)» que impulsa en la Legislatura provincial el gobierno de Rolando Figueroa. El proyecto de ley que se debatirá este miércoles 24 brinda estabilidad fiscal por 30 años para la producción de gas de Vaca Muerta destinada al GNL con un esquema de bandas para el cobro de regalías.
La entidad que representa a más de 550 empresas proveedoras y pymes locales consideró al proyecto como «una iniciativa estratégica que representa una oportunidad histórica para consolidar el liderazgo energético de Neuquén, fortalecer las inversiones de largo plazo y generar más desarrollo para todos los neuquinos».
«Reconocemos y valoramos la visión y la decisión política del gobernador Rolando Figueroa para impulsar acciones que permitan transformar el enorme potencial de Vaca Muerta en crecimiento económico, empleo y bienestar para nuestra provincia. Del mismo modo, destacamos el liderazgo de YPF y el trabajo conjunto realizado para avanzar en un proyecto de escala mundial», elogió la Fecene de manera explícita en un comunicado.
Para la entidad, «el Proyecto GNL permitirá abrir una nueva etapa de crecimiento para las empresas proveedoras neuquinas, impulsando más actividad, más trabajo y nuevas oportunidades para cientos de pymes y miles de trabajadores«. Uno de los principales beneficios será que el crecimiento de la actividad de las empresas neuquinas genera un efecto multiplicador sobre toda la economía provincial, se aseguró.
«Cada contrato adjudicado a una empresa local se traduce en más empleo, más inversiones, más consumo y más desarrollo en nuestras comunidades. Cuando las empresas neuquinas participan activamente de la cadena de valor, una mayor parte de la renta generada por los recursos de Vaca Muerta permanece en Neuquén», sentenció.
El acuerdo Neuquén – YPF en debate
El gobierno provincial logró el martes último un rápido despacho para el proyecto de ley que ratifica el acta acuerdo entre Neuquén e YPF que establece un régimen promocional de regalías para el GNL. Fue con una amplia mayoría, pero tras un extenso debate en un plenario de comisiones donde se volvieron a reiterar planteos de la oposición por el esquema negociado entre la Provincia y la petrolera nacionalizada.
El acta acuerdo que saldrá ratificada por la Legislatura le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años y especifica que la Provincia no cobrará Ingresos Brutos sobre la venta del gas que tendrá como destino final la exportación de GNL. Además, establece un esquema variable de alícuotas de regalías diferencialesen tres escalas:7,5%, 10% o 12%, según el precio internacional del GNL (referencia JKM).
Por último, el acuerdo entre Neuquén e YPF contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por US$ 175 millones que la petrolera deberá ejecutar una vez que haya firmado la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.
“La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional», sostuvo Brito.
El presidente de Genneia, Jorge Brito, aseguró que “la Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial«, al valorar «la combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA». Así lo hizo al participar del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, en la previa de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), en Panamá.
El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación. En ese ámbito, el titular de la generadora de energías renovables, participó del panel “Energía y Recursos Críticos”, en el que compartió su visión sobre las oportunidades para la Argentina en el nuevo mapa energético global.
“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito durante su exposición ante 350 líderes gubernamentales y empresariales globales.
El empresario destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y renovables. “La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, aseguró.
También, remarcó el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala. «El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y transmisión eléctrica”, consideró.
A su vez, señaló que “la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Es un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”. En ese sentido, destacó que la disponibilidad de energía renovable será un factor determinante para la localización de las nuevas inversiones.
Finalmente, Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado. “La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional», concluyó.
Varios diputados nacionales de la oposición presentaron un proyecto de Resolución expresando su “repudio frente a la exposición del secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, en el plenario de comisiones del 3 de junio de 2026, en el marco del debate por el proyecto denominado “Súper RIGI”.
Los legisladores refirieron que el funcionario “afirmó que las inversiones adheridas al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) eran nuevas en su totalidad, contradiciendo documentación empresarial y normativa provincial”.
Asimismo, solicitaron al Poder Ejecutivo “el cumplimiento de la obligación constitucional de emitir información veraz, rigurosa y respaldada con datos objetivos, garantizando así el respeto a la división de poderes y el derecho al acceso a la información pública de toda la población”.
La presentación fue impulsada por los diputados María Jimena López, Hilda Aguirre, Carlos Castagneto, Ana María Ianni; Adriana Sarquis, y Hugo Yasky.
Señalan que “González dijo ante el Congreso que el RIGI no tiene costo fiscal porque los proyectos que subsidia no habrían existido sin el régimen. El problema: es mentira, y se prueba con los propios documentos de las empresas”.
Tres datos que lo demuestran:
El acuerdo del proyecto de GNL Southern se firmó tres días antes de que el RIGI fuera ley. Está registrado ante la SEC de Estados Unidos con responsabilidad legal.
Rio Tinto compró el proyecto de litio Rincón en 2021 por U$S 825 millones, tres años antes del RIGI. Cuando anunció la expansión que hoy figura en el régimen por U$S 2.299 millones, no mencionó al RIGI en ninguna parte de su comunicado.
El Parque Solar El Quemado ya tenía dos meses de obras cuando pidió adherirse al RIGI. Lo aprobaron igual.
“Lo que esto significa, señalaron los legisladores, es que el Estado está entregando 30 años de beneficios fiscales a proyectos que ya iban a hacerse. Si los proyectos son preexistentes, el costo fiscal no es cero. Es enorme. Y González lo sabe”. El proyecto exige que el Ejecutivo vuelva al Congreso a dar información veraz, rigurosa y verificable.
El texto del Proyecto de Resolución señala que “Los proyectos documentados en los fundamentos del presente no pretenden ser un análisis exhaustivo del RIGI ni de su impacto económico. Son ejemplos suficientes para demostrar que, ante este Congreso, el secretario González incurrió en alguna de las siguientes situaciones, todas ellas igualmente inaceptables para un funcionario del Poder Ejecutivo Nacional:
“O bien mintió deliberadamente, sabiendo que los proyectos que citó como prueba del poder transformador del RIGI existían con anterioridad al régimen y habrían sido ejecutados de todas formas; o bien desconoce los proyectos que administra, no habiendo consultado los propios comunicados regulatorios de las empresas beneficiarias antes de concurrir a informar al Poder Legislativo; o bien el Estado asignó beneficios fiscales extraordinarios por 30 años sin verificar la adicionalidad de las inversiones que estaba subsidiando, lo que constituye una negligencia grave en el ejercicio de la función pública”, señala el documento.
Cualquiera de estas tres alternativas justifica el repudio que este proyecto y exige, como mínimo, que el Poder Ejecutivo concurra nuevamente ante este Cuerpo a brindar información veraz, rigurosa y verificable, reclaman.
La empresa argentina generadora de energías renovables Genneia, participó del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, organizado en el marco de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), realizada en Panamá.
El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación, se describió.
En ese contexto, el presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, donde compartió su visión sobre las oportunidades que posicionan a la Argentina como un actor estratégico en el nuevo mapa energético global, en la antesala de la 56ª Asamblea General de la OEA, encabezada por su Secretario General, Albert Ramdin, donde participarán presidentes y ministros de los países miembros e invitados especiales.
“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito. Y destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y renovables.
“La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, señaló.
Asimismo, remarcó el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala.
“El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica”, afirmó.
Durante el panel también se abordó el crecimiento exponencial de la demanda energética asociada a la Inteligencia Artificial y la oportunidad que representa para países con abundancia de recursos energéticos competitivos.
“Hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”, explicó Brito.
Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”, agregó.
Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado.
Genneia reafirmó su compromiso con la promoción del diálogo público-privado y con el impulso de iniciativas que contribuyan a consolidar una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible para la Argentina.
Acerca de Genneia Genneia es la empresa líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de energía eólica y el 26 % de la solar. La compañía tiene en funcionamiento 8 parques eólicos y 6 parques solares. Con estos activos, ha elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.580 MW.
El caso de Cerro Dragón —operado por Pan American Energy (PAE)— se convirtió en el primer proyecto petrolero convencional en solicitar ingreso al régimen, con una inversión anunciada de 680 millones de dólares orientada a sostener producción, extender el horizonte operativo y aplicar técnicas de recuperación que requieren estabilidad regulatoria.
Cerro Dragón es el principal yacimiento convencional de la Argentina fuera de Vaca Muerta. Con más de 70 años de actividad, 3.200 pozos productores y un declino natural cercano al 3 por ciento anual, su continuidad depende de planes de inversión intensivos en tecnología, infraestructura y operación.
La reclasificación regulatoria habilitada por el decreto 1057/2024 permitió que áreas históricamente convencionales puedan incorporar esquemas de explotación no convencional sin dividir concesiones, facilitando la aplicación de técnicas de estimulación y el acceso a beneficios fiscales y aduaneros diseñados para proyectos de largo plazo.
El decreto 105/2026 formalizó la inclusión del upstream en el RIGI y estableció un monto mínimo de inversión de 600 millones de dólares para nuevos desarrollos. En ese marco, PAE presentó un plan que contempla 22 plantas de inyección de polímeros, 220 pozos inyectores y 650 pozos productores, con una producción incremental estimada en 24 millones de barriles hasta 2047.
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La provincia de Chubut, por su parte, autorizó la reconversión del área en abril de 2025, extendiendo la concesión y asegurando ingresos fiscales inmediatos.
La estructura societaria de PAE —integrada por capital argentino, británico y chino desde hace más de una década— forma parte del entramado histórico del sector energético. La continuidad de inversiones en contextos macroeconómicos adversos, la operación sostenida en cuencas maduras y el mantenimiento de empleo directo e indirecto en regiones petroleras posicionaron a la compañía como uno de los principales actores industriales del país.
La estabilidad regulatoria del RIGI petrolero se inscribe en esa lógica: garantizar previsibilidad para proyectos que requieren horizontes de inversión de varias décadas.
El régimen ofrece reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, exención de derechos de exportación desde el tercer año, deducción de IVA, acceso a arbitraje internacional y estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 30 años.
Para yacimientos maduros, estos instrumentos permiten sostener actividad, evitar caídas abruptas de producción y preservar empleo y regalías provinciales.
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La discusión pública sobre el RIGI petrolero requiere separar hechos de interpretaciones. La secuencia regulatoria que habilitó la incorporación de Cerro Dragón al régimen responde a una necesidad técnica: extender la vida útil de un yacimiento estratégico y asegurar inversiones en un contexto de declino natural.
La presencia de socios internacionales forma parte de la estructura histórica del área y no constituye un cambio reciente. La continuidad de la industria nacional —que incluye a PAE como uno de sus principales operadores— depende de marcos regulatorios capaces de sostener proyectos de largo plazo en un país con alta volatilidad macroeconómica.
El debate sobre incentivos debe centrarse en su impacto operativo, fiscal y productivo. En este caso, el RIGI petrolero actúa como un mecanismo para sostener producción, empleo y actividad en una de las cuencas más relevantes del país. La discusión política puede variar; la necesidad técnica, no.
La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 reconfiguró por completo el upstream maduro del país. El proceso abrió espacio para nuevos operadores —en su mayoría empresas argentinas— que asumieron la continuidad productiva en cuencas con declino natural y alta dependencia de técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
En la cuenca del Golfo San Jorge, donde se concentra el 24% del petróleo nacional, las áreas que YPF dejó en Chubut y Santa Cruz fueron tomadas por CAPSA, PCR y Pan American Energy (PAE). Estas compañías aplican esquemas intensivos de inyección de agua y polímeros para sostener producción en yacimientos con más de 60 años de actividad.
La infraestructura existente —oleoductos, plantas de tratamiento y sistemas de inyección— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos.
En Neuquén, la desinversión de YPF en campos convencionales como Señal Picada, Chihuido de la Salina y El Medanito dio lugar a la expansión de Selva María, Aconcagua Energía y Kilwer. Estos operadores orientan su estrategia a la recuperación secundaria en campos de baja productividad, con foco en eficiencia operativa y reducción de costos.
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En Mendoza, la transferencia de áreas como Vizcacheras, Barrancas y La Ventana permitió el ingreso de Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y Selva María. La provincia concentra yacimientos maduros con alto nivel de fragmentación, donde la continuidad depende de esquemas de inyección de agua y optimización de pozos existentes.
En Santa Cruz Norte y la Cuenca Austral, Crown Point, Roch y PCR asumieron áreas que YPF dejó en Cañadón de la Escondida, Cañadón de los Flamencos y El Cerrito. La región combina crudos livianos y pesados, con proyectos que requieren recuperación secundaria y, en algunos casos, inyección de vapor.
Pan American Energy mantiene un rol central en el convencional argentino. Su escala operativa, la aplicación de polímeros en Golfo San Jorge y la continuidad de inversiones en cuencas maduras la posicionan como el principal operador privado del segmento. La empresa sostiene empleo directo e indirecto en regiones donde la actividad petrolera es el núcleo económico.
La reconfiguración del mapa convencional no redujo la producción nacional, sino que redistribuyó operadores y modelos de gestión. El desafío para las provincias es asegurar que los nuevos titulares mantengan niveles de inversión compatibles con el declino natural de las cuencas y con la necesidad de preservar regalías, empleo y actividad regional.
La Unión Industrial Argentina (UIA) intensificó su presión sobre el Congreso para modificar el esquema de integración local previsto en el Súper RIGI. Tras la firma del dictamen de mayoría en el plenario de comisiones, la entidad advirtió que el requisito de destinar al menos el 20% de las compras a proveedores locales puede diluirse si no se especifica que ese porcentaje debe aplicarse exclusivamente a bienes con valor agregado nacional.
El proyecto establece que los megaproyectos que ingresen al régimen deberán contratar al menos un 20% de sus adquisiciones a empresas radicadas en el país, sin diferenciar entre bienes y servicios.
La UIA planteó que, con esa redacción, una parte significativa del cupo podría cumplirse mediante contrataciones de obras, servicios logísticos o tareas que de todos modos se realizan localmente, sin generar demanda adicional para la producción manufacturera.
La directora ejecutiva de la entidad, Laura Bermúdez, señaló que la versión original del proyecto no contemplaba ningún porcentaje mínimo destinado a la industria nacional y que la incorporación del 20% en el dictamen fue un avance parcial.
La central fabril busca ahora que el texto acote ese cupo a bienes industriales y que el porcentaje aumente gradualmente a medida que los proyectos avanzan en sus etapas de inversión y operación.
La UIA advirtió que la experiencia del RIGI mostró limitaciones para promover la integración de proveedores locales. Según la entidad, una parte relevante de las inversiones se canalizó a través de obras y servicios, mientras que la participación de bienes producidos por la industria argentina fue menor a la esperada.
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También cuestionó mecanismos que permiten reemplazar compras orientadas a proveedores nacionales por insumos o bienes finales importados, reduciendo el impacto sobre el entramado productivo.
El caso del proyecto minero Vicuña fue utilizado como ejemplo durante el debate. La decisión de importar campamentos modulares desde China para alojar trabajadores, pese a la existencia de fabricantes locales con capacidad para abastecer ese tipo de estructuras, fue señalada como una muestra de los desafíos que enfrenta la industria para participar en grandes emprendimientos.
La UIA sostuvo que existen empresas argentinas con experiencia en módulos habitacionales y que algunas ya abastecen proyectos energéticos, con ventajas en tiempos de respuesta y servicio posventa.
La entidad planteó que la autoridad de aplicación debe establecer reglas claras para verificar la disponibilidad de oferta local y determinar si las empresas nacionales pueden competir en precio y calidad.
También remarcó que muchas actividades vinculadas con minería, energía e infraestructura son relativamente nuevas en el país y que una mayor participación de proveedores argentinos podría favorecer el desarrollo de capacidades industriales a medida que crece la demanda.
Para la UIA, el debate sobre el Súper RIGI es crítico porque gran parte de los proyectos aún se encuentra en etapas preliminares y las principales contrataciones no comenzaron.
La definición del alcance del 20% obligatorio determinará qué proporción de las compras millonarias asociadas a minería, hidrocarburos, energías limpias, infraestructura y data centers se canaliza a través de la industria local durante las próximas décadas.
El petróleo convencional argentino atraviesa una etapa decisiva. Con Vaca Muerta aportando más de la mitad del crudo nacional, las cuencas maduras —que explican el 44 por ciento restante— dependen de técnicas de recuperación secundaria y terciaria para evitar un declino acelerado.
Estas tecnologías, aplicadas desde hace más de cinco décadas, son hoy el núcleo operativo que sostiene producción, empleo, regalías y actividad económica en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén y la Cuenca Austral.
La recuperación secundaria se basa principalmente en la inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y mejorar el barrido del crudo hacia los pozos productores. Es el método dominante en la cuenca del Golfo San Jorge, donde operan PAE, CAPSA, PCR y YPF.
La infraestructura instalada —plantas de tratamiento, sistemas de bombeo, redes de inyección y oleoductos— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos, pero exige inversiones permanentes para sostener eficiencia y evitar caídas abruptas de producción.
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La recuperación terciaria incorpora técnicas más avanzadas. La inyección de polímeros, que aumenta la viscosidad del agua para mejorar la eficiencia del barrido, es la tecnología más extendida en Argentina. Se aplica en campos de Chubut y Santa Cruz y permite incrementar el factor de recobro entre 5 y 12 por ciento en yacimientos maduros.
La inyección de CO₂ cuenta con pilotos documentados en Neuquén y Chubut, con capacidad para movilizar crudo atrapado en la roca y, en algunos casos, reducir emisiones netas mediante captura y reinyección. También existen proyectos de inyección de surfactantes y de vapor en campos de crudo pesado en Santa Cruz.
El declino natural de las cuencas maduras argentinas oscila entre 3 y 8 por ciento anual. Sin técnicas de recuperación secundaria y terciaria, la producción convencional caería entre 20 y 40 por ciento en una década.
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La continuidad de estas tecnologías es crítica para sostener empleo, regalías provinciales y actividad económica en regiones petroleras históricas. En Chubut y Santa Cruz, más del 70 por ciento del empleo directo del sector depende de campos maduros que requieren EOR para mantener niveles de producción compatibles con la infraestructura existente.
La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 aceleró la necesidad de operadores especializados en recuperación secundaria y terciaria. Empresas como CAPSA, PCR, Aconcagua Energía, Selva María, Phoenix Global Resources, Kilwer y Roch asumieron la operación de campos donde la continuidad depende de técnicas de inyección y optimización de pozos.
Pan American Energy mantiene un rol central en la cuenca del Golfo San Jorge, con proyectos de polímeros y esquemas de recuperación terciaria que requieren horizontes de inversión largos y estabilidad regulatoria.
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La aplicación de EOR exige marcos fiscales y contractuales compatibles con proyectos de retorno extendido. La estabilidad tributaria, la previsibilidad cambiaria y los incentivos a la inversión permiten financiar plantas de polímeros, sistemas de inyección, perforación de pozos inyectores y optimización de pozos productores.
En cuencas maduras, donde la infraestructura ya está instalada, la continuidad de estas tecnologías define la capacidad del país para sostener producción y preservar la actividad económica regional.
La recuperación secundaria y terciaria constituye la base tecnológica del petróleo convencional argentino. Su continuidad determina el futuro de las cuencas maduras y la capacidad del país para mantener producción en regiones donde la industria petrolera es el principal motor económico.
Ganfeng Lithium y Lithium Argentina avanzan en la búsqueda de un tercer inversor para el desarrollo integral del Proyecto Pastos Grandes (PPG) en Salta.
El esquema de ampliación contempla una capacidad combinada superior a 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, integrando las fases de Pastos Grandes, Pozuelos y Sal de la Puna. El proyecto supera los 3.000 millones de dólares en CAPEX estimado.
La estructura de inversión responde a la escala del desarrollo y a la necesidad de asegurar financiamiento para infraestructura crítica: pozas de evaporación, plantas de procesamiento, sistemas de bombeo, energía y logística.
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La integración de los salares permite optimizar costos operativos y ampliar la capacidad de producción en un corredor minero que concentra proyectos de litio en Salta, Jujuy y Catamarca.
El avance del proyecto se da en un contexto de demanda sostenida de litio y de reconfiguración de la cadena de valor global. La incorporación de un tercer socio permitiría acelerar la construcción de infraestructura, asegurar contratos de abastecimiento y reducir riesgos asociados a la ejecución de obras en altura.
El proyecto mantiene cronogramas de desarrollo alineados a la disponibilidad de energía y a la capacidad logística del NOA.
La pueblada de Cutral Co y Plaza Huincul reunió a decenas de miles de vecinos en la Ruta 22. Foto: Diario Río Negro.
Un Messi gigante. Una estatua de 26 metros de alto, «la más grande del mundo» dedicada al futbolista a la vera de la Ruta 22. «Esto somos los argentinos: trabajo y sacrificio», dirá el intendente en la inauguración del monumento el martes de esta semana, apenas unas horas antes de que el número 10 convierta tres goles en el debut de la Selección en el Mundial 2026.
Una ruta salpicada de papelitos celestes y blancos, interrumpida por niños jugando a la pelota, una procesión familiar con banderas.
Pasaron 30 años desde que se gestó, sobre ese mismo pavimento, uno de los estallidos sociales más grandes del país: la pueblada de Cutral Co.
Esta manifestación popular que hermanó a la ciudad con su vecina Plaza Huincul en reclamo de trabajo es leída como muchos como el inicio de los «piquetes», aunque fue más.
EN/CLAVE dialogó con algunos de sus protagonistas para entender qué huellas persisten de aquel «grito colectivo» que moldeó una época.
Una comarca nacida al calor de YPF
Cutral Co, una ciudad en el centro de la provincia de Neuquén, a unos 109 kilómetros de su capital, se fundó al calor de los inicios de la explotación petrolera que lideró YPF a principios del siglo pasado.
Lindera a Plaza Huincul, la localidad donde la entonces petrolera estatal montó el llamado Campamento Uno, hizo de la explotación hidrocarburífera su principal economía durante décadas.
Y por lo mismo, fue uno de los lugares donde se hizo carne la crisis generada por las políticas económicas de los ’90. Con la privatización de YPF, que dejó casi 5.000 despedidos, la ciudad alcanzó un 30% de desocupación. Las indemnizaciones que pagó la empresa se volcaron a la apertura de kioscos o la adquisición de taxis, pero esa salida pronto mostró sus límites.
«La gente realmente no tenía para comer y no tenía gas porque el servicio se lo habían cortado. Quizás no todos eran directamente desempleados de YPF, pero su economía giraba en torno a lo que había sido la YPF estatal», describió Andrea Vázquez, una de las periodistas de la ciudad que cubrió la manifestación hace 30 años.
La población se estancó durante toda la década: Cutral Co tuvo la tasa media de crecimiento más baja de la provincia entre el Censo de 1991 y el de 2001, del 0,13 por mil. Se registraron apenas 44 personas más entre un relevamiento y otro.
«La privatización de YPF nos había puesto en un lugar donde la gente, literalmente, ponía dos maderas en las ventanas y se iba porque no había nada en Cutral Co», sostuvo la diputada Yamila Hermosilla (Comunidad), quien en ese momento tenía 12 años. «Mi papá era ypefiano y mi abuelo también. Yo compartí esta lucha con toda mi familia», afirmó.
«La privatización fue el motivo»
El 20 de junio de 1996, grupos de vecinos comenzaron a concentrarse en lo que se conoce como «la torre» de YPF, en el ingreso a la refinería, y en las llamadas «picadas» sobre la Ruta 22, que luego se extenderían a la Ruta 17, para protestar contra lo que fue un detonante: el gobernador Felipe Sapag había anunciado la baja del contrato con una empresa canadiense para construir una planta de fertilizantes.
Lo había firmado su antecesor, Jorge Sobisch, con controvertidas concesiones para la firma. Si bien ambos eran dirigentes del MPN, pertenecían a líneas internas del partido que estaban enfrentadas.
Esa rivalidad entre los «blancos» de Sobisch y los «amarillos» de Sapag fue la que encendió la primera chispa de la pueblada. Lo que pasó después no lo pudo prever nadie.
«Cutral Co y Plaza Huincul estaban tratando de sobrevivir. El 80% o el 90% de nuestra población dependía de YPF. La privatización ya era el motivo, más allá de todo lo que vino después, un montón de promesas incumplidas», analizó Hermosilla sobre los inicios de la manifestación.
El intendente de la ciudad, Ramón Rioseco, un emergente de los piquetes que hoy transita su tercer mandato, lo definió como un «grito de desesperación». «Fue un hecho revolucionario en defensa de nuestra economía, de nuestro trabajo, del Estado mismo. Hubo que reforzarla en 1997 con la segunda pueblada, pero valió la pena», aseguró.
Los piquetes se extendieron durante siete días, con amenazas de desalojo que no se cumplieron frente a la dimensión de la protesta, que llegó a reunir a 30.000 manifestantes entre las dos ciudades. La jueza federal Margarita Gudiño de Argüelles llegó hasta el lugar con Gendarmería Nacional, tomó un megáfono y se declaró incompetente: «Me retiro del lugar y las fuerzas que vinieron conmigo también».
La clausura al MPN
Los vecinos de Cutral Co y Plaza Huincul pasaron siete días sobre la ruta hasta que se levantó la pueblada. Foto: Diario Río Negro.
Las manifestaciones finalizaron tras una negociación entre una delegación de representantes de los «piqueteros» y el gobernador Felipe Sapag, quien debió viajar personalmente a la ciudad para destrabar el conflicto.
Se firmó un acta con varios compromisos entre los que se materializaron la construcción de un hospital de complejidad media, de una planta de metanol y la cesión del yacimiento gasífero El Mangrullo a las dos ciudades.
Pero la pueblada también implicó una clausura de tres décadas al Movimiento Popular Neuquino, el partido provincial que gobernó Neuquén hasta el 2023. Desde 1997 y hasta hoy, ningún candidato a intendente de ese espacio pudo imponerse en una elección.
«El mayor error de Felipe fue no haber leído y no haber dimensionado lo que le estaba pasando a la gente y eso se convirtió en algo que no sanó hasta ahora. El MPN sigue teniendo afiliados y militantes en la ciudad, pero muy lejos del cúmulo que hubo antes de eso. Incluso perdieron representación en el Concejo Deliberante», explicó la periodista Andrea Vázquez.
En cambio, quienes se hicieron cargo del municipio desde entonces fueron exponentes salidos de la propia pueblada: primero Eduardo Benítez, un radical y por entonces maestro que participó de los cortes y gobernó durante diez años; y luego Ramón Rioseco, otro docente y protagonista de la rebelión que construyó un proyecto de poder que se extiende hasta hoy.
En 1997, luego de una segunda pueblada por promesas incumplidas, el Concejo Deliberante de la ciudad destituyó en un juicio político al intendente Daniel Martinasso, a quien se acusaba de defraudación y malversación de fondos.
Vázquez recordó que ese proceso también estuvo mediado por la propia interna del MPN. «Ellos pretendían hacer una suerte de alianza que les garantizara tener el poder, pero finalmente no ocurrió: la hicieron los radicales con el Frente Grande donde estaba Rioseco y decidieron que el candidato a intendente tenía que ser de la UCR. Interpretaron que era el momento justo para dar el batacazo», definió.
La conquista de El Mangrullo
El levantamiento popular ocurrido en Cutral Co a mediados de los ’90 decantó en un hecho inédito para la Provincia y el sistema de federalismo argentino: la cesión de un yacimiento gasífero a dos municipios para que administren su explotación y recauden la totalidad de las regalías.
La transferencia de El Mangrullo, hoy concesionado a Pampa Energía, fue uno de los acuerdos que alcanzaron los representantes de los piqueteros con el entonces gobernador Felipe Sapag para levantar los cortes de ruta.
«Fue una entrega para decirnos que nos callemos la boca. En ese momento, el yacimiento era marginal, no entró dentro de la privatización de YPF y las áreas que se entregaron a Repsol. No lo quería nadie», describió el intendente Ramón Rioseco.
El compromiso se materializó al año siguiente, en abril de 1997, con la sanción en la Legislatura de la Ley 2206 çue transfirió el área a los municipios de Plaza Huincul y Cutral Co para su explotación hidrocarburífera por 99 años.
Eso incluyó la «totalidad» de las regalías, a las que se les dio como destino un «fondo de reconversión productiva» que tenía por objetivo diversificar la economía de la comarca petrolera hacia nuevas actividades. Los recursos los administra el Ente Autárquico Intermunicipal El Mangrullo (ENIM), con un directorio donde tienen representación ambas ciudades.
«Lo hicimos funcionar y hoy está en el rango de 6 a 10 millones de metros cúbicos por día de gas. Ha sido y sigue siendo exitosa la producción de El Mangrullo», afirmó Rioseco.
Si bien esta herramienta les permitió a estas localidades sobrevivir a la intemperie pos-privatización de YPF, brindándoles la posibilidad de autofinanciarse y de ejecutar obras, aún persisten dudas sobre si verdaderamente impulsó la generación de una matriz económica alternativa para la región.
También ha sido motivo de polémicas y denuncias cruzadas por el manejo político de dinero que han hecho las intendencias a través de ese ente que, para este 2026, tiene aprobado un presupuesto de 81.000 millones de pesos.
El horizonte del GNL
«Es la crisis de una economía de enclave y un anuncio adelantado de la crisis del modelo energético», describía el documento «Neuquén 2020: crisis y oportunidad», un plan que encargó el gobierno de la provincia al Copade, su órgano de planificación, en 1997.
La premisa era de un «agotamiento» de los recursos no renovables de petróleo y gas para ese año y mostraban a Cutral Co como un «ensayo anticipado» de una crisis extendida si Neuquén no buscaba una alternativa productiva enfocada en un modelo agro-forestal.
Años después, el desarrollo de Vaca Muerta volvió a correr el horizonte de la Provincia y lo mismo parece estar por suceder con el GNL, que promete convertirse en el mayor negocio exportador de gas de la Argentina.
Cutral Co y Plaza Huincul ven ahí una tercera oportunidad. Si los recursos de El Mangrullo sirvieron para reactivar sus economías aunque sin diversificar, el proyecto de GNL de YPF vuelve a depositar la confianza de la comunidad en la petrolera que una vez las abrigó.
«Tengo muchas esperanzas. Va a poner a las dos ciudades nuevamente en el podio energético, un lugar del que no debieron haberse ido nunca», afirmó Yamila Hermosilla, diputada oriunda de la localidad.
La Legislatura de Neuquén votará el miércoles 24 de junio el acuerdo entre la Provincia e YPF para desarrollar el proyecto con beneficios fiscales a 30 años para la operadora, un esquema diferenciado de regalías y un bono de infraestructura de 175 millones de dólares que financiará obras en esas y otras localidades.
Las áreas de las que saldrá el gas que luego será licuado y exportado a través del puerto en Río Negro son Meseta Buena Esperanza (I y II), Las Tacanas (I y II) y Aguada Villanueva Norte, ubicadas en cercanías de esa región.
Rioseco coincidió con que es «una nueva oportunidad», aunque también un desafío distinto para la comarca. «Ahora tenemos que producir, no para el mercado interno, sino para exportar, que es mucho más competitivo. Acá no hay precio sostén y requiere eficiencia para insertarse en el mercado y competir con los grandes productores como Qatar, Estados Unidos o Rusia», evaluó.
La expectativa es que el proyecto genere unos 20.000 puestos de trabajo directo y un número igual o mayor de indirectos que le den movimiento económico y una «nueva vida a las ciudades».
La Organización de Países Exportadores de Petróleo acaba de difundir su informe de perspectivas petroleras de largo plazo, y el dato que más resuena de este lado del mapa es directo: Argentina y Brasil serán, de acá a 2050, los dos países que empujen la oferta de crudo de América Latina por fuera del bloque OPEP+. No es un dato menor. El organismo calcula que la región pasará de 7,5 millones de bbp/d en 2025 a 9,6 millones en 2030. Y todavía no para ahí: para 2050, la proyección trepa a 11,6 millones de bbp/d.
El rol de Vaca Muerta
En el caso argentino, el crecimiento tiene nombre y apellido: Vaca Muerta. El informe le atribuye a la formación no convencional de la cuenca Neuquina casi toda la expansión prevista. Hoy el país produce 1 millón de bbp/d; en 2030 esa cifra subiría a 1,3 millones. Pero el salto grande llega después: hacia 2050, la OPEP ve a la Argentina en 2,1 millones de bbp/d, más del doble de lo que extrae en la actualidad.
Hay, sin embargo, una advertencia que el sector ya conoce de memoria: la cuenca no tiene salida directa al mar. Por eso la ampliación de la capacidad de transporte aparece, una y otra vez, como la condición que tiene que cumplirse para que ese crecimiento se concrete. Oleoductos como el Oldelval ampliado, o proyectos como Vaca Muerta Sur, son justamente las piezas que faltan cerrar: sin infraestructura midstream, el recurso geológico no se traduce en barriles exportables, por más reservas que haya bajo tierra.
A esto se suma un segundo factor, mencionado casi al pasar pero no menos relevante: la OPEP liga la continuidad del crecimiento a una mayor estabilidad económica y fiscal del país. Dicho de otro modo, es lo que buena parte de la industria viene pidiendo desde hace años: previsibilidad para comprometer capital a veinte o treinta años de plazo.
Brasil, el otro gigante regional
Brasil seguirá su propio camino, apoyado en el presal y en los proyectos de aguas profundas. Ahí la producción treparía de 3,7 millones de bbp/d en 2025 a 4,4 millones en 2030, y llegaría a un techo cercano a los 5,8 millones de bbp/d a comienzos de la década de 2040. Después de ese pico, la curva bajaría levemente hasta 5,6 millones de bbp/d en 2050.
La diferencia con la Argentina está justamente ahí: mientras el techo brasileño ya tiene fecha más o menos definida, salvo que aparezcan nuevos recursos de gran escala, la trayectoria de Vaca Muerta todavía no muestra señales de techo hacia 2050, según el propio organismo.
Malvinas suma un actor al tablero regional
Hay una novedad para el Atlántico Sur que vale la pena marcar. A fines de 2025, después de años de estudios, se dio luz verde al desarrollo del yacimiento Sea Lion, en las Islas Malvinas. Se espera que arranque a producir en 2028, con un nivel inicial de unos 50.000 bbp/d, a través de una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga que apunta a un recurso de 170 millones de barriles.
El primer hallazgo costa afuera en la zona fue en 2010, y desde entonces se identificaron otros yacimientos, como Casper y Darwin. Si la primera etapa de Sea Lion funciona, la OPEP no descarta una segunda fase sobre otros 150 millones de barriles, lo que abriría la puerta a desarrollar más activos en el área.
Surinam y Venezuela, los otros nombres de la región
Más allá del eje Argentina-Brasil, el informe pone el foco en Surinam como el próximo productor relevante de la región. El proyecto GranMorgu, que opera TotalEnergies, arrancaría en 2028 con una capacidad de 220.000 bbp/d y, si todo sale como está planeado, no sería el único desarrollo de la zona.
El caso de Venezuela es distinto: la OPEP no lo incluye en sus proyecciones país por país, pero igual lo sigue viendo como el de mayor potencial de crecimiento regional, gracias al tamaño de sus reservas, siempre que consiga atraer inversión. Algo de eso ya se nota en el comercio marítimo. Según la firma Signal Ocean, las exportaciones de crudo venezolano por vía marítima vienen subiendo desde que Estados Unidos reactivó licencias para actividades energéticas vinculadas al país: el volumen mensual pasó de unos 0,62 millones de barriles en enero a cerca de 1,5 millones hacia mediados de junio (medido sobre una media móvil de siete días), con seis meses consecutivos de subas y un crecimiento acumulado del 144% en el período.
La inversión que exige el escenario global
Detrás de todo esto hay una demanda mundial que no deja de crecer. La OPEP la ubica en 105,1 millones de barriles diarios para 2025, en 113,3 millones para 2030 y, ya en el horizonte de 2050, en 124,1 millones. Buena parte de ese crecimiento se concentra en Asia, Medio Oriente, África y América Latina. Para la región latinoamericana puntualmente, la demanda treparía de casi 7 millones de bbp/d en 2025 a 9,7 millones de bbp/d en 2050.
Sostener ese ritmo, advirtió el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais, exige inversión sostenida en toda la cadena energética. Solo para el sector petrolero, el organismo calcula que hacen falta US$17,7 billones entre 2026 y 2050: más de US$700.000 millones por año, a nivel global.
Datos: World Oil Outlook 2050, Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP); Signal Ocean.
Las autoridades provinciales y municipales compartieron las alternativas del proyecto de GNL durante la actividad oficial realizada en la comarca petrolera.
Los intendentes de Cutral Co, Ramón Rioseco, y de Plaza Huincul, Claudio Larraza, ratificaron su respaldo político e institucional al proyecto de ley de gas natural licuado (GNL) que se debate en la Legislatura provincial. El apoyo de los jefes comunales de la zona petrolera se formalizó durante un acto de entrega de escrituras encabezado por el gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa.
La iniciativa, que ya cuenta con despacho de comisionesen el Parlamento neuquino, apunta a consolidar la infraestructura necesaria para iniciar las exportaciones de gas natural licuado en un horizonte mediano, con metas de producción fijadas para los primeros tres años y proyección hacia 2030. Los mandatarios locales coincidieron en que la normativa acelerará la inserción de la región en el mercado energético internacional.
El gobernador Figueroa señaló que «el desarrollo del GNL permitirá generar mucha actividad económica en una nueva etapa de la provincia del Neuquén, donde nuevamente la Comarca puede tomar relevancia”. En ese contexto, el mandatario provincial remarcó que «el objetivo central es transformar a Plaza Huincul y Cutral Co en un hub logístico estratégico«, aprovechando la tradición hidrocarburífera y la ventaja geográfica de ambas localidades en la cuenca.
La viabilidad del proyecto exportador, según explicó el titular del Ejecutivo provincial, dependerá de la capacidad de la industria regional para optimizar costos de operación y formación profesional. «Si no llegamos con un precio competitivo, no vamos a poder vender nuestro gas al mundo”, advirtió Figueroa al recordar que la Argentina actúa como tomadora de precios en los mercados globales, por lo que la competitividad externa regulará el éxito del esquema comercial.
El respaldo explícito de los intendentes
El intendente de Cutral Co, calificó al proyecto de GNL como una segunda oportunidad histórica para la comarca petrolera que impactará directamente en la balanza comercial del país. Rioseco precisó que las tres áreas hidrocarburíferas incluidas en la planificación del GNL se ubican a escasos kilómetros de los ejidos municipales, lo que anticipa un nuevo capítulo para Vaca Muerta.
El mndatario comunal también hizo hincapié en la necesidad de defender los recursos provinciales mediante acuerdos que aseguren la participación de las empresas locales y la absorción de mano de obra regional. Así, ponderó el impacto fiscal del escenario de exportación, debido a que el marco normativo bajo análisis legislativo contempla un esquema específico de regalías para la provincia del Neuquén.
A su turno, el intendente de Plaza Huincul manifestó que la comarca ingresa en una etapa de reactivación y celebró el reciente acuerdo alcanzado entre la petrolera YPF y el Gobierno provincial. Larraza destacó que el avance del trámite parlamentario otorga previsibilidad para avanzar en la capacitación técnica que demandará el sector privado.
Finalmente, el mandatario de Plaza Huincul ponderó el rol de las compañías de servicios que operan en la localidad tanto en yacimientos convencionales como no convencionales. La conectividad vial y la experiencia acumulada por los trabajadores locales fueron señaladas por Larraza como los activos principales para capitalizar las inversiones previstas en la cadena del GNL.
La localidad de Añelo, en la provincia del Neuquén, experimenta un crecimiento demográfico sin precedentes impulsado por la actividad petrolera de Vaca Muerta, pero la infraestructura urbana no logra acompañar esta expansión. Entre los censos de 2010 y 2022, la población se incrementó un 142%, superando los 10.000 habitantes y recibiendo cerca de 1.500 nuevos residentes por año.
El intendente Fernando Vanderette advirtió sobre las limitaciones actuales para brindar servicios esenciales y pidió que las familias no se trasladen sin contar con una oferta laboral confirmada, debido a que la capacidad instalada no alcanza para absorber la llegada constante de personas. “La infraestructura actual no alcanza para absorber la llegada constante de nuevos habitantes”, señaló el jefe comunal.
María Delia Porta, investigadora del Estudio de Desarrollo Urbano Territorial del Área de Vaca Muerta, explicó que Añelo ya existía desde fines del siglo XIX, pero que su transformación acelerada comenzó alrededor de 2012 con el auge hidrocarburífero. “Imagínense para un pueblo de unos 6.500 habitantes recibir 1.500 habitantes por año. Lo que eso implica a nivel demanda de infraestructura, demanda de servicios básicos, equipamiento comunitario, salud, educación y vivienda”, detalló.
Este crecimiento no solo impactó en la población, sino también en la extensión física de la ciudad, que se expandió de forma horizontal aumentando la presión sobre redes de gas, saneamiento, calles y equipamientos comunitarios. Según Porta, “la población creció entre censos un 142%. La mancha crece de manera exponencial. No llegamos con la infraestructura”.
Actualmente, Añelo enfrenta un déficit habitacional estimado del 60%, donde predominan los problemas relacionados con la calidad de las viviendas más que la falta de nuevas construcciones. La investigadora indicó que la ciudad aún cuenta con un 50% de parcelas sin construir, lo que representa una oportunidad para completar la trama urbana en lugar de continuar con la expansión horizontal.
Porta subrayó la importancia de desarrollar un plan de ordenamiento territorial para definir el crecimiento urbano, preservar sectores y ubicar nuevas actividades productivas y de servicios. “Empecemos por un plan que ordene el territorio y que genere los acuerdos para entender para dónde y cómo tiene que crecer la ciudad”, señaló. También destacó que este desafío requiere la cooperación de municipio, provincia, Nación y sector privado.
En cuanto a la calidad de vida, la investigadora recordó que Añelo forma parte de un sistema regional donde muchos trabajadores optan por residir en Neuquén capital por su oferta educativa, sanitaria y cultural. Además, señaló que más del 60% de los mayores de 18 años en Añelo no completó la secundaria, lo que genera un desajuste entre la demanda de mano de obra calificada y la oferta laboral disponible.
Porta indicó que gran parte de la población trabaja en sectores vinculados a la industria hidrocarburífera, como gastronomía y hotelería, y consideró razonable el pedido del intendente para que las personas no se muden sin empleo asegurado, dado que “los salarios son altos, pero también el costo de vida es muy alto”.
El futuro desarrollo de Añelo dependerá de la capacidad para ampliar la infraestructura, mejorar la calidad habitacional y planificar el crecimiento urbano con un modelo que permita sostener la expansión económica sin sacrificar la calidad de vida de sus habitantes.
La Legislatura de Neuquén dio un paso decisivo para el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en la provincia al otorgar despacho favorable al proyecto que ratifica el acuerdo con YPF. La iniciativa recibió el respaldo mayoritario en un plenario de las comisiones de Hidrocarburos, Asuntos Constitucionales y Hacienda, quedando lista para su tratamiento en el recinto.
El proyecto, impulsado por el oficialismo provincial, contempla una inversión estimada en 25.000 millones de dólares, con la expectativa de impulsar la producción de gas en la región y generar un impacto positivo en el empleo y la actividad de pequeñas y medianas empresas. Según el diputado Francisco Lepore, uno de los principales defensores, el desarrollo del GNL podría aumentar la producción de gas neuquina en más de un 50% y crear miles de nuevos puestos de trabajo.
En el debate, que se extendió por varias horas, se discutieron aspectos clave como el esquema de regalías para la exportación, los beneficios fiscales otorgados a la inversión y las perspectivas de crecimiento productivo. Lepore explicó que el esquema de regalías variables se aplicará exclusivamente a la exportación de metano y estará vinculado a los precios internacionales del gas, con una expectativa de regalías del 10% para valores cercanos a los 18 dólares por millón de BTU, buscando así mejorar la competitividad global del proyecto.
Desde el oficialismo, el presidente de la comisión de Hidrocarburos, Damián Canuto, destacó que esta iniciativa debe considerarse dentro de un marco destinado a atraer inversiones y generar divisas. Por su parte, Ernesto Novoa subrayó que Neuquén ofrece condiciones de estabilidad y previsibilidad necesarias para desarrollar proyectos de gran escala. El diputado Claudio Domínguez recordó la importancia histórica de Vaca Muerta, señalando que Neuquén concentra la mayor parte de la producción de petróleo y gas del país, y consideró al GNL como una nueva fase de expansión energética.
Sin embargo, la propuesta encontró resistencia en varios sectores opositores. Darío Martínez cuestionó el esquema económico y advirtió sobre la posible reducción de regalías, exigiendo fundamentos técnicos para justificar los cambios respecto a las concesiones actuales. Además, César Gass pidió un análisis técnico más profundo y la convocatoria del presidente de YPF, Horacio Marín, para aclarar dudas. La izquierda también manifestó críticas, con Andrés Blanco rechazando la rapidez del tratamiento parlamentario y los beneficios fiscales concedidos a las empresas.
La votación en comisiones reflejó una marcada división política: los bloques Comunidad, MPN, Avanzar, PRO-NCN, Arriba Neuquén, Fuerza Libertaria, Neuquén Federal y Juntos apoyaron el despacho, mientras que Unión por la Patria, Democracia Neuquén, Juntos por el Cambio-UCR, PTS-FIT-U y FIT-U votaron en contra.
Con el despacho obtenido, el proyecto ahora espera su discusión y aprobación definitiva en el recinto legislativo, con la expectativa de consolidar una inversión millonaria que podría transformar el desarrollo energético y económico de Neuquén.
El gobierno de Donald Trump anunció el miércoles la recompra de cuatro arrendamientos eólicos marinos en aguas estadounidenses pertenecientes a la empresa Invenergy, en una estrategia destinada a limitar el desarrollo de la energía eólica y priorizar los combustibles fósiles.
Con esta medida, el gasto total en recompras de arrendamientos eólicos marinos alcanza cerca de $2,600 millones. Invenergy, con sede en Chicago, aceptó cancelar sus cuatro arrendamientos, que se encontraban en etapas iniciales, a cambio de un reembolso de $765 millones. La compañía ya había cancelado en noviembre el proyecto Leading Light Wind, frente a la costa de Nueva Jersey, y los otros tres arrendamientos están ubicados frente a las costas de Maine y California.
En lugar de avanzar con la eólica marina, Invenergy destinará esos fondos a proyectos de gas natural y energía geotérmica que prometen una construcción más rápida. Esta decisión refleja el respaldo del gobierno republicano a los combustibles fósiles, en contraposición a la energía eólica marina, que el presidente Trump ha criticado públicamente calificando sus turbinas como “feas”.
El secretario del Interior, Doug Burgum, destacó que “bajo el presidente Trump, las empresas están reorientando la inversión hacia una infraestructura energética fiable y segura, capaz de impulsar nuestra economía y reducir los costos de los servicios públicos” y elogió a Invenergy por invertir en “soluciones energéticas que aportan beneficios reales a los consumidores estadounidenses”.
Sin embargo, desde el sector de la eólica marina, Hillary Bright, directora ejecutiva del grupo Turn Forward, advirtió que estas recompras no equivalen a un intercambio directo por otras fuentes energéticas, ya que los proyectos de gas y geotermia no cubrirán la misma demanda eléctrica en las regiones originalmente beneficiadas por la eólica marina. Según ella, esta sustitución no resolverá los problemas de asequibilidad, confiabilidad ni las posibles brechas de suministro en el Noreste y el Atlántico medio.
Esta decisión se suma a otras recompras anteriores: en marzo, la empresa TotalEnergies recibió casi $1,000 millones para cancelar dos arrendamientos frente a Carolina del Norte y Nueva York, y en abril, Golden State Wind y Bluepoint Wind acordaron terminar sus arrendamientos a cambio de reembolsos de casi $900 millones, condicionados a invertir en combustibles fósiles. En ambos casos, hay investigaciones en curso, con Nueva York liderando una demanda y California examinando el acuerdo de Golden State Wind.
Invenergy es un actor clave en el sector energético de Norteamérica, con una amplia cartera que incluye 14 instalaciones de gas natural en operación y 45 arrendamientos geotérmicos en varios estados del Oeste. La empresa planea utilizar los fondos obtenidos para desarrollar proyectos de gas natural en Indiana, Wisconsin, Iowa, Kansas y Missouri, así como iniciativas geotérmicas en Nevada, Idaho, California, Utah y Nuevo México.
Daniel Runyan, vicepresidente sénior de desarrollo en Invenergy, afirmó que la compañía se enfocará en “proyectos que puedan ejecutarse en plazos comercialmente razonables y satisfacer la demanda de los clientes”, sin descartar un posible regreso a la eólica marina en el futuro.
El proyecto Leading Light Wind, cancelado por Invenergy, estaba diseñado para generar hasta 2.4 gigavatios, suficiente para abastecer a más de un millón de hogares. La empresa justificó su cancelación por dificultades en la cadena de suministro, problemas con proveedores y cambios regulatorios.
En paralelo, el Departamento del Interior apeló una sentencia judicial que anuló varias medidas de la administración Trump destinadas a frenar el desarrollo de energías limpias, incluyendo la exigencia de que Burgum apruebe personalmente todos los proyectos solares y eólicos en tierras y aguas federales.
Además, la cancelación por parte de la administración Trump de una garantía federal de préstamo de $4,900 millones para el Grain Belt Express, una línea de transmisión destinada a transportar electricidad solar y eólica desde el Medio Oeste hacia el Este, no detuvo los planes de Invenergy para continuar con el proyecto.
La gobernadora demócrata de Maine, Janet Mills, calificó las recompras de “legalmente cuestionables” y consideró que representan un “derroche flagrante del dinero de los contribuyentes” y una “decisión miope” que afectará la capacidad del estado para reducir su dependencia de combustibles fósiles costosos.
La Secretaría de Energía autorizó el pasado viernes el tercer cambio de titularidad del Parque Eólico Olavarría, un proyecto de generación de energía renovable con una potencia nominal de 428,4 megavatios ubicado en el partido bonaerense de Olavarría.
La transferencia fue realizada desde GEAR I S.A. hacia la Empresa Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. Sucursal Dedicada PEO (GEAR PEO), una entidad que forma parte de la misma estructura societaria. Según fuentes consultadas, esta empresa es una de las proveedoras de energía de Acindar.
El parque eólico se encuentra emplazado en la Estancia La Cartila y fue autorizado inicialmente para ingresar al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en octubre de 2024 bajo la titularidad de Windergy Argentina S.A.
Posteriormente, en febrero de 2025, se concretó la primera cesión de titularidad a GEAR I S.A. Ahora, con esta segunda transferencia, el proyecto pasa a estar bajo la figura de sucursal dedicada dentro de la misma estructura, tal como lo exige el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para separar los activos del proyecto del resto de la empresa.
La Resolución 137/2026, firmada por la secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, fue dictada luego de que CAMMESA verificara el 5 de mayo que GEAR PEO cumplió con los requisitos técnicos establecidos en el Anexo 17 de los Procedimientos del MEM.
Con sus 428,4 MW de potencia, el Parque Eólico Olavarría es uno de los proyectos de generación renovable de mayor envergadura en construcción o reciente habilitación dentro de Argentina, consolidando la apuesta por energías limpias en el país.
Aluar Aluminio Argentino, la única empresa en el país que produce aluminio primario, comenzó la construcción de un nuevo parque solar en Abasto, provincia de Buenos Aires, como parte de su estrategia para ampliar la generación de energía renovable.
El Parque Solar Aluar contará con 44.550 paneles solares distribuidos en un terreno de 55 hectáreas, y una capacidad instalada aproximada de 30 megavatios (MW). Se espera que produzca más de 55.000 MWh anuales, lo que equivaldría al consumo energético promedio de 20.444 hogares.
Este parque estará conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), aportando a la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico local. Además, la iniciativa generará un impacto ambiental positivo al evitar la emisión de 11.040 toneladas de dióxido de carbono por año, contribuyendo a la lucha contra el cambio climático.
El anuncio se realizó en conmemoración del Día Mundial del Medio Ambiente y fue comunicado oficialmente a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y el Mercado Abierto Electrónico (MAE).
Desde Aluar destacaron que este proyecto representa “una nueva inversión de Aluar en la generación de energía renovable, como parte de un programa de acciones estratégicas en materia de innovación tecnológica y cuidado ambiental”.
La entrevista publicada por Forbes al Director de Inversiones del Ministerio de Finanzas de Noruega ofrece una explicación directa sobre cómo administran un recurso que, por definición, tiene un horizonte finito.
El funcionario describe un esquema que combina ahorro, reglas y una separación estricta entre la renta extraordinaria y el funcionamiento cotidiano del Estado. Esa lectura, presentada sin tecnicismos, permite observar con claridad los desafíos que enfrentan los territorios que atraviesan ciclos de expansión acelerada en petróleo y gas.
El punto central del modelo noruego es que el dinero del petróleo no ingresa de manera plena a la economía local. No se utiliza para ampliar el gasto corriente ni para financiar compromisos permanentes. Se ahorra en el exterior, se invierte en activos globales y solo una fracción acotada se incorpora cada año al presupuesto. El objetivo es evitar que la llegada masiva de divisas encarezca la economía interna, eleve los costos y reduzca la competitividad de sectores no vinculados al petróleo. Es un mecanismo diseñado para que un recurso no renovable no determine el ciclo económico.
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Cuando se observa la situación argentina, la comparación es inevitable. Neuquén cuenta con fideicomisos y fondos específicos, pero ninguno opera como un instrumento de ahorro externo ni como un estabilizador anticíclico. Los recursos se destinan a obra pública o a cubrir variaciones fiscales de corto plazo. La renta ingresa al circuito provincial y se utiliza dentro del ciclo presupuestario. Esa dinámica permite atender necesidades inmediatas, pero no genera reservas para etapas de menor actividad ni reduce la exposición a la volatilidad de precios internacionales.
La experiencia local muestra las consecuencias de administrar booms extractivos sin reglas. Chubut atravesó un ciclo de ingresos petroleros elevados que se incorporaron al gasto corriente y que, al desaparecer, derivaron en una crisis fiscal persistente. Santa Cruz enfrentó una dinámica similar con regalías y minería. Catamarca vivió un proceso comparable con Bajo La Alumbrera: ingresos extraordinarios que no se transformaron en ahorro ni en diversificación. La Rioja experimentó un patrón equivalente con el oro. En todos los casos, la renta se volvió parte del funcionamiento habitual del Estado y, cuando el ciclo declinó, el déficit quedó instalado.
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A escala internacional, los ejemplos son más amplios. Venezuela, Nigeria y Angola enfrentaron procesos en los que la renta petrolera ingresó sin mecanismos de estabilización, generando apreciación de costos internos y pérdida de competitividad en sectores no vinculados al petróleo. En contraste, Noruega, Chile y Alaska construyeron instrumentos de ahorro y reglas fiscales que les permitieron aislar la renta y reducir la volatilidad. La diferencia no estuvo en la magnitud del recurso, sino en la arquitectura institucional.
El crecimiento de Vaca Muerta amplifica esta discusión. La producción aumenta, las exportaciones se expanden y las regalías crecen. Neuquén recibe ingresos que no existían hace una década y que pueden seguir aumentando. Sin un mecanismo que separe los ingresos extraordinarios del funcionamiento corriente del Estado, la economía local queda más expuesta a los ciclos del petróleo y del gas. Cuando el precio sube, la actividad se acelera; cuando baja, el ajuste es inmediato.
La entrevista de Forbes no plantea un modelo para replicar, sino un principio básico: la renta extraordinaria necesita reglas antes de que se vuelva permanente. La escala que alcanzó Vaca Muerta exige instrumentos que permitan aislar parte de la renta, reducir la volatilidad fiscal y construir reservas para el futuro. La discusión no es sobre copiar un esquema externo, sino sobre definir una arquitectura que permita administrar un ciclo de expansión sin que el recurso determine la estabilidad económica.
La presentación en Neuquén de la Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines incorporó un nuevo actor institucional al mapa energético de Vaca Muerta, con foco en la industrialización del gas y el petróleo de la cuenca.
La entidad reúne a operadoras, compañías de servicios, logística y empresas del midstream, y plantea como objetivo central avanzar hacia la producción de derivados químicos y petroquímicos en origen.
La cámara propone un cambio en el esquema productivo vigente, orientado a dejar atrás la exportación exclusiva de hidrocarburos sin procesar y a desarrollar proyectos vinculados a fertilizantes, plásticos, líquidos del gas y otros insumos industriales. La iniciativa busca articular empresas, gobiernos y proyectos de inversión para impulsar infraestructura, incentivos y marcos regulatorios que permitan consolidar un polo petroquímico en la provincia.
La conducción quedó integrada por el empresario neuquino Yamil Quispe en la presidencia y por Diego Werthein en la vicepresidencia, lo que incorpora al grupo Werthein como actor relevante en la agenda industrial de Vaca Muerta. El conglomerado tiene participación en compañías del sector energético y presencia en segmentos vinculados a la cadena de valor del gas y el petróleo, lo que le otorga capacidad de incidencia en la etapa de desarrollo petroquímico.
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Durante el lanzamiento, el senador nacional por Neuquén, Pablo Cervi, planteó la necesidad de revisar la carga fiscal provincial y municipal para mejorar la competitividad de proyectos industriales y destacó el avance de iniciativas como la ampliación de la planta de Tratayén, impulsada por TGS y Pampa Energía, con una inversión estimada en USD 3.000 millones para procesar gas y obtener líquidos como propano, butano y gasolinas.
La creación de la cámara ocurre en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta, que supera el millón de barriles equivalentes diarios y avanza en proyectos de infraestructura para exportación y procesamiento. En este escenario, la nueva entidad busca posicionarse como un espacio de referencia para la etapa siguiente del desarrollo energético: la industrialización de la cuenca y la generación de valor agregado dentro de la provincia.
La empresa uruguaya Fraylog presentó ante el Ministerio de Ambiente de Uruguay la solicitud de autorización para construir una planta de compresión de gas natural en Paysandú, con una capacidad proyectada de 400.000 m³ diarios.
La instalación procesará gas importado desde Argentina a través del ducto Litoral y lo despachará por camión a clientes industriales y comerciales, en un esquema de distribución que no depende de redes locales.
El ducto Litoral, operado en el tramo argentino por TGN, cuenta con una capacidad de 1 millón de m³ diarios, pero en mayo transportó apenas 10.000 m³ diarios hacia Uruguay, dentro de un total de 310.000 m³ diarios exportados por Argentina. La planta propuesta multiplicaría por cuarenta el volumen actualmente inyectado por esa infraestructura, lo que implica un incremento directo de la demanda firme en la frontera norte.
El proyecto se inscribe en la estrategia uruguaya de ampliar el abastecimiento energético mediante infraestructura modular y logística por camión, un modelo que permite atender consumos dispersos sin ampliaciones de red. Para Argentina, la iniciativa representa un nuevo frente de colocación para el gas excedente y una oportunidad para utilizar capacidad de transporte subutilizada en el sistema del Litoral.
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La planta operará como nodo de compresión y despacho, sin procesos de tratamiento, y dependerá de la disponibilidad de gas argentino y de la capacidad firme del ducto. La inversión privada de Fraylog se suma a los proyectos que buscan aprovechar la infraestructura transfronteriza existente para expandir el mercado de gas en Uruguay y consolidar la integración energética en la frontera.
El desarrollo de la instalación en Paysandú refuerza la tendencia de inversiones orientadas a la logística del gas natural en la región y constituye un caso de uso del sistema argentino para abastecer mercados de proximidad, con impacto en la demanda regional y en la utilización de activos de transporte actualmente infrautilizados.
Southern Energy adjudicó a BUZCA Soluciones de Ingeniería el desarrollo de la infraestructura submarina que conectará el gasoducto terrestre proveniente de Vaca Muerta con los buques licuefactores que operarán en el Golfo San Matías.
La obra constituye uno de los componentes críticos del proyecto de exportación de gas natural licuado, ya que habilita la transferencia continua de gas hacia la terminal flotante prevista para la costa de Río Negro.
BUZCA, con más de cinco décadas de experiencia en ingeniería offshore en América Latina, tendrá a su cargo el diseño, la integración y la instalación de las líneas submarinas, manifolds y sistemas de conexión necesarios para la operación del esquema flotante. La adjudicación incorpora además la participación de la empresa argentina Bahía Grande, que aportará el buque BG Warrior para tareas de soporte logístico y operaciones previas a la puesta en servicio de los sistemas submarinos.
La infraestructura a instalar incluye ductos rígidos y flexibles, válvulas de transferencia, estructuras de amarre y componentes de protección mecánica. La definición del contratista para la ingeniería submarina no incluye aún la provisión de tuberías, cuyo suministro y recubrimientos asociados no fueron informados por Southern Energy. La secuencia de obra prevé que estos componentes se integren en etapas posteriores del cronograma operativo.
El plan de trabajo establece que el primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, arribará en 2027. Para esa fecha, la infraestructura submarina deberá encontrarse finalizada, certificada y sincronizada con el gasoducto terrestre de aproximadamente 470 kilómetros que conectará Tratayén con la costa rionegrina. La integración onshore–offshore es uno de los puntos determinantes del proyecto, ya que cualquier desvío en la obra submarina impacta directamente en la disponibilidad de gas para la terminal flotante y en los plazos de exportación.
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La adjudicación a BUZCA confirma el avance de la fase marítima del proyecto y abre un frente operativo para proveedores especializados en ingeniería submarina, logística marítima, servicios de instalación offshore y certificación técnica. La participación de Bahía Grande incorpora capacidad nacional en un segmento donde predominan contratistas internacionales y marca un punto de entrada para empresas locales en la cadena de valor del GNL.
El desarrollo de la terminal del Golfo San Matías forma parte de la estrategia para habilitar exportaciones de gas natural licuado a gran escala mediante unidades flotantes, un esquema que permite utilizar los recursos de Vaca Muerta sin requerir una planta terrestre en la etapa inicial. La definición del contratista para la obra submarina constituye un paso operativo central para asegurar la continuidad del proyecto y ordenar la secuencia de trabajos que vinculan el sistema de transporte con la infraestructura marítima.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) publicó su informe World Oil Outlook 2050, donde identifica a América Latina como el principal contribuyente al crecimiento de la oferta petrolera proveniente de países no integrados a la alianza OPEP+.
Según el documento, la producción regional pasará de 7,5 millones de barriles diarios (mbd) en 2025 a 11,6 mbd en 2050, impulsada casi en su totalidad por Brasil y Argentina, que aportarán 4 mbd del incremento total de 5,5 mbd previsto para los productores externos al bloque.
Brasil sostiene la mayor parte del crecimiento con la expansión de sus desarrollos en aguas ultraprofundas, donde la entrada en operación de nuevos FPSO en campos como Búzios y Mero permitirá elevar la producción desde 3,7 mbd en 2025 hasta un pico cercano a 5,8 mbd en la década de 2040. La productividad de los pozos pre-sal y la continuidad de inversiones en infraestructura offshore consolidan al país como el principal productor no-OPEP+ del período.
Argentina aparece como el segundo vector de expansión regional. La OPEP proyecta que la producción nacional crecerá desde 1 mbd en 2025 a 1,3 mbd en 2030, para alcanzar 2,1 mbd hacia mediados de siglo, con Vaca Muerta como eje operativo. El incremento se apoya en mejoras de productividad, ampliación de capacidad de transporte, mayor disponibilidad de crudo liviano para exportación y un esquema de infraestructura que habilita volúmenes crecientes hacia mercados externos.
El informe señala que Venezuela mantiene el mayor potencial de aumento por sus reservas probadas, aunque no publica proyecciones numéricas debido a la necesidad de inversiones de capital y normalización operativa. La producción actual ronda 1 mbd, aproximadamente un tercio del nivel registrado en 2013.
El crecimiento regional permitirá que América Latina se consolide como la segunda mayor región exportadora de crudo del mundo. Los envíos al exterior pasarán de 4,5 mbd en 2025 a 7,4 mbd en 2050, con un pico de 7,7 mbd en 2045. Los principales destinos serán Asia-Pacífico, que absorberá 3,8 mbd, y Estados Unidos y Canadá, con 2,8 mbd.
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La demanda interna también aumentará, desde casi 7 mbd en 2025 hasta 9,7 mbd en 2050, impulsada por crecimiento demográfico y una expansión económica promedio del 2,1% anual. Sin embargo, la OPEP advierte un desfasaje estructural en la capacidad de refinación: la región solo sumará 0,9 mbd de capacidad de destilación hasta 2050, frente a un incremento de 2,8 mbd en la demanda de productos. Este diferencial anticipa una mayor dependencia de combustibles refinados provenientes de Estados Unidos.
Para Argentina, la lectura sectorial indica que el sendero de crecimiento proyectado para Vaca Muerta se integra a un escenario global donde la demanda de crudos livianos y medianos continúa firme en Asia. La viabilidad del incremento previsto por la OPEP depende de la continuidad del CAPEX en midstream, la estabilidad regulatoria y la capacidad de sostener un esquema exportador estructural. El informe posiciona a la región como un componente relevante del abastecimiento global en un horizonte de largo plazo, con Brasil y Argentina como los actores operativos centrales del crecimiento no-OPEP+.
El desarrollo de los grandes proyectos mineros en la Argentina demandará la capacitación constante y el fortalecimiento de toda su cadena de proveedores locales.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Unión Industrial Argentina (UIA) pusieron en marcha el Ciclo de formación y diálogo sobre conducta empresarial responsable en la cadena de valor minera. La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la Unión Europea, la OIT para América Latina y el Caribe y el Proyecto CERALC del ONUDH, busca consolidar las prácticas de debida diligencia entre las compañías del sector y su red de proveedores.
El propósito central de este espacio consiste en dotar a los actores clave de las capacidades necesarias para identificar, prevenir y gestionar de manera eficiente los impactos en toda la cadena productiva en la Argentina. La idea es promover la capacitación de un ecosistema de empresas que tienen el potencial de ser proveedoras de los grandes proyectos metalíferos ya en marcha.
El programa formativo se desarrollará a lo largo de cuatro módulos virtuales que se dictarán los días jueves a las 14. La agenda académica comenzará el próximo 25 de junio con el eje centrado en la debida diligencia y la transparencia. Posteriormente, el cronograma continuará el 6 de agosto con un encuentro enfocado en el trabajo decente y las relaciones laborales, seguido por la jornada del 20 de agosto destinada a la igualdad de género y la prevención de violencias, para concluir el 10 de septiembre con un bloque dedicado a la transición energética justa.
Las oportunidades identificadas para la cadena de valor
La UIA y la CAEM, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Unión Europea (UE), presentaron días atrás el estudio técnico “Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”. El informe expone un mapa detallado sobre la demanda proyectada, las brechas tecnológicas y las oportunidades operativas para el entramado proveedor local ante el despliegue de proyectos metalíferos y de litio.
La hoja de ruta sectorial busca consolidar un canal de abastecimiento competitivo en un escenario donde se prevén desembolsos por US$ 55.000 millones hacia comienzos de la próxima década. El análisis discrimina la evolución de los dos vectores principales de la minería metalífera y de elementos de transición energética en la Argentina.
Así, se proyectan inversiones ya anunciadas y en distintas etapas de implementacción por US$ 15.000 millones para el segmento del litio, con el objetivo de alcanzar una producción de 400.000 toneladas de LCE hacia 2030. Por otro lado, US$ 40.000 millones destinados al cobre, estimando una capacidad instalada teórica de 1,25 millones de toneladas, lo que demandará una fuerte base de soporte de ingeniería y obra civil.
En esa oportunodad, el presidente de la CAEM, Roberto Cacciola, advirtió sobre la necesidad de «armar experiencia, capacitar recursos humanos y lograr consensos en esta nueva etapa». El directivo remarcó que «el trabajo de campo lo van a tener que hacer las empresas, y las provincias que tienen industrias para trabajar rápidamente en los clusters de energía y minería y convencer a quienes vienen a invertir de que tienen disponibilidad en el país».
Argentina LNG busca convertir al país en un exportador relevante de gas natural durante la próxima década.
La UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont resultó adjudicataria de una licitación realizada por YPF y la energética italiana ENI para desarrollar la primera planta de tratamiento y separación de gas natural prevista dentro del proyecto Argentina LNG, la iniciativa liderada por la petrolera argentina que apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.
Se trata del denominado Integrated Gas Treatment Project (IGTP), una instalación estratégica que estará ubicada en Neuquén y funcionará como puerta de especificación del gas natural que será exportado desde las terminales de licuefacción previstas en el Golfo San Matías. Su función será acondicionar, tratar y separar el gas producido enVaca Muerta antes de su transporte hacia la costa atlántica.
La UTE integrada por SACDE y Tecnimont fue elegida como front runner del proyecto, según la terminología utilizada habitualmente en este tipo de desarrollos de infraestructura. En la práctica, eso implica que el consorcio quedó posicionado para liderar la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de una obra considerada crítica dentro de la cadena de valor de Argentina LNG.
Una de las novedades que dejó la compulsa es que el proceso fue liderado técnicamente por especialistas de ENI desde Italia, que evaluaron las distintas propuestas presentadas para desarrollar una de las obras más relevantes contempladas dentro del proyecto.
La dinámica responde al esquema de trabajo acordado entre ambas compañías. Mientras YPFconcentra el liderazgo de los procesos vinculados al upstream, es decir, al desarrollo y producción de gas natural en Vaca Muerta, ENI asumió la conducción de las iniciativas asociadas al midstream, la infraestructura de tratamiento y transporte, así como también de los desarrollos offshore vinculados a la terminal marítima de exportación.
La licitación constituye además una muestra concreta del grado de avance que alcanzó el proyecto durante los últimos meses. Fuentes cercanas a la iniciativa explican que el desarrollo de Argentina LNG está impulsando la conformación de equipos técnicos integrados entre YPF y ENI, con responsabilidades compartidas y una coordinación cada vez más estrecha entre ambas compañías.
En los hechos, la adjudicación deja entrever una dinámica que hasta ahora había permanecido mayormente fuera del radar del mercado. Más allá de las negociaciones comerciales y financieras que todavía deben completarse, YPF y ENI ya trabajan como una unidad de proyecto en la definición de la ingeniería y de la infraestructura necesaria para materializar la exportación de GNL desde la Argentina.
Esa coordinación es interpretada por fuentes del sector como una señal de que la iniciativa está ingresando en una fase de desarrollo más avanzada de lo que suele percibirse públicamente.
El diseño de la planta de separación de gas natural en Vaca Muerta
La planta de separación de gas natural prevé una capacidad de exportación cercana a los 6 millones de toneladas anuales de GNL.
El diseño prevé la construcción de dos trenes de procesamiento, cada uno con capacidad para tratar aproximadamente 25 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. En conjunto, la instalación podrá procesar unos 50 millones de metros cúbicos por día, volumen suficiente para abastecer una capacidad de exportación cercana a 6 millones de toneladas anuales de GNL (MTPA) en la primera etapa del desarrollo.
Como parte del proceso, SACDE y Tecnimont deberán avanzar ahora con la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la elaboración del presupuesto definitivo de la obra. La intención de YPF y ENI es utilizar ese trabajo como base para una posterior adjudicación bajo modalidad EPC (Engineering, Procurement and Construction), que incluirá la ingeniería, provisión de equipos y construcción integral del proyecto.
La inversión asociada a esta infraestructura rondaría los US$ 7.000 millones, una cifra que la ubica entre las mayores obras industriales vinculadas al desarrollo gasífero previstas en la Argentina para los próximos años. Ese monto contempla también la construcción de una planta de fraccionamiento y topping en las mismas instalaciones para completar el proceso industrial asociado al tratamiento del gas.
Argentina LGN: Quiénes compitieron contra SACDE y Tecnimont
La UTE integrada por SACDE y Tecnimont se impuso frente a dos consorcios de peso internacional. Entre los grupos que participaron del proceso figuraban una asociación conformada por Techint y la italiana Saipem, así como otro consorcio integrado por la china CPECC, la estadounidense McDermott y AESA, la compañía de ingeniería controlada por YPF.
En paralelo, el equipo de ENIavanza con una segunda licitación destinada a la construcción de la planta de fraccionamiento y topping, también prevista en Neuquén y complementaria al proyecto adjudicado esta semana.
Si bien la prioridad de YPF continúa siendo avanzar con la estructuración financiera de Argentina LNG, fuentes cercanas a la compañía explicaron que la estrategia consiste en llegar al último bimestre del año —cuando esperan alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID)— con la mayor cantidad posible de procesos licitatorios, definiciones de ingeniería y contrataciones ya encaminadas.
La lógica es simple: una vez asegurado el financiamiento del proyecto, la compañía busca minimizar los tiempos de ejecución y acelerar el inicio efectivo de las obras. Por ese motivo, durante el segundo semestre continuarán realizándose nuevas compulsas consideradas estratégicas para el desarrollo de Argentina LNG.
Entre ellas sobresale la futura licitación para la provisión de caños destinados a los gasoductos dedicados de exportación que conectarán Vaca Muerta con la costa atlántica. Ese proceso se prevé para el último cuatrimestre del año.
La estrategia guarda similitudes con la que viene implementando TGS para desarrollar su proyecto de separación de líquidos de gas natural (NGL) en Tratayén. Durante los últimos meses, la transportista avanzó con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) presentaron en Montevideo el Plan Indicativo Regional de Interconexión Eléctrica con horizonte al año 2040.
La iniciativa —impulsada junto a la Unión Europea a través del programa Euroclima y con la implementación de GIZ— propone una visión de largo plazo que define los corredores eléctricos claves para el futuro energético de la región.
El programa, compuesto por 16 proyectos de infraestructura de interconexiones eléctricas, requiere una inversión inicial de 3.500 millones de dólares al 2040, una cifra que los informes técnicos califican como altamente rentable debido a que se amortizaría entre 2 y 6 años (payback). La meta hacia 2040 es alcanzar una interconexión óptima de 5.000 MW que reduzca drásticamente las emisiones de CO2 y el gasto en combustibles fósiles.
La relación beneficio-costo de las inversiones del Plan es, en promedio, de 10 a 1 con un beneficio económico neto entre U$S 1.000 y U$S 5.000 millones por año, este último considerando un escenario de alta electrificación en la región. Estos beneficios se manifiestan gracias al intercambio seguro y barato de energía limpia entre países vecinos.
La VIII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC se realizó el 18 de junio con la participación de organismos financieros y socios de cooperación, con un objetivo central de debatir sobre los desafíos de la convergencia regulatoria en el sector energético en un contexto marcado por la variabilidad climática y la expansión de las energías renovables.
El secretario ejecutivo de OLACDE, Andrés Rebolledo, destacó la importancia de iniciar un proceso orientado al diálogo y negociación de un Tratado de Integración Energética para América Latina y el Caribe, un instrumento jurídico que actualmente no existe en la región y cuya creación es hoy más urgente y necesaria que nunca para fortalecer la seguridad energética, la cooperación regional y la transición sostenible.
Sidersa avanza en la construcción de su futura planta de acero verde. Al fondo, el centro industrial en donde transforma acero en productos principalmente para la construcción.
Desde la autopista Buenos Aires-Rosario ya se puede observar el avance de las obras que está llevando adelante Sidersa en su predio de San Nicolás. Con la ayuda del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), la empresa familiar de origen rosarino parece haber eludido la crisis que atraviesa el sector industrial y está invirtiendo US$300 millones en una acería que producirá 360.000 toneladas anuales de varillas y alambrón de acero destinados a la construcción y que se utilizan en obras de infraestructura vinculadas a proyectos mineros e hidrocarburíferos.
EconoJournal visitó la obra que ya registra un avance global de 27 por ciento. La construcción demandará unas 1000 personas en el pico de actividad y una vez operativa la planta generará más de 300 puestos de trabajo directos y más de 3000 indirectos. La empresa estima que la primera producción de acero estará lista en la primera mitad de 2028.
Fuentes de la compañía, que tiene a la familia Spoto–Coletto como accionistas principales, aseguraron que será la primera planta de acero verde de la región. La clave para reducir significativamente las emisiones de carbono está en la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.
Para esto la planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica vinculado con el horno eléctrico, y la integración del laminador en la acería. Las tecnologías siderúrgicas que se integrarán en la planta serán provistas por el grupo italiano Danieli.
La nave de acería, que alojará un horno eléctrico, destacará por sus 32 metros de altura y una superficie de 3620 m2. La nave de chatarra se ubicará segunda en altura, con 28 metros, y 2671 m2 de superficie. Sin embargo, las naves de mayor dimensión serán las de laminación y de alambrón, con 8723 y 5341 m2 de superficie, respectivamente. Su altura será de 17,9 metros.
Recorrida por la planta de Sidersa.
RIGI y proveedores locales
Los proyectos que ingresan al RIGI obligan a contratar al menos el 20% de su presupuesto de proveedores a empresas nacionales, siempre que la oferta local esté disponible y compita en condiciones de precio y calidad. Este último requisito es de difícil cumplimiento cuando los fabricantes nacionales compiten con fabricación extranjera subsidiada.
En Sidersa destacan que el RIGI les permitió tomar la decisión final de invertir en la planta de acero verde. El proyecto Sidersa+ esta siendo construido con una integración de proveedores nacionales muy superior al 20%.
«Tomamos el compromiso de construirlo con proveedores locales, muchos de Buenos Aires y de Santa Fe, a pesar de que posiblemente sea más caro, pero preferimos hacer eso para que los beneficios que nosotros tenemos también derramen al resto del mercado», dijeron desde la empresa.
La futura nave de laminación dentro de la planta de acero verde tendrá una altura de 17,9 metros y una superficie de 8723 m2.
Advertencia sobre la calidad y competencia subsidiada del acero chino
La reciente adjudicación de un millonario contrato en el proyecto Vicuña para la construcción de un campamento minero con estructuras metálicas importadas desde China generó un cimbronazo en la industria de los fabricantes de estructuras modulares, metalmecánicas que generalmente son clientes de los perfiles conformados y otros productos que Sidersa fabrica en su centro industrial.
En la compañía reconocen que existe preocupación entre sus clientes por la facilidad de los productos metalmecánicos chinos para ingresar al país, ya que compiten en costo gracias a los subsidios estatales. «Nuestros clientes no compiten contra una empresa china, compiten contra el Estado chino«, apuntó Oscar Coletto, accionista y miembro del directorio de la compañía, ante una consulta de este medio.
Los productos de hierro importados desde China u otros países muchas veces presentan dificultades o la imposibilidad directa de trazar la calidad de los mismos. Es un factor que debería desalentar la utilización de hierro de construcción chino en los grandes proyectos mineros. «En una obra importante nadie se va a animar a comprar un hierro chino en el cual vos no podés tener trazabilidad«, añadió Coletto.
En Sidersa enfatizan la importancia de los controles de calidad y su trazabilidad en los productos de acero. En su fábrica en San Nicolás transforman las bobinas de acero provistas por Ternium en distintos productos, principalmente tubos para la construcción. Toda la producción es controlada cada 20 minutos para detectar anomalías. Si un desvío es detectado, se aparta toda la producción de los últimos 20 minutos para revisarla. La empresa ya está integrando inteligencia artificial, siguiendo la tendencia internacional de tener controles de calidad en tiempo real.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 29/06/2026 al 12/07/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 23 ofertas, por un volumen total de 24,6 millones de metros cúbicos día y Precios Promedio Ponderados de U$S 3,96 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,78 el MBTU puesto en el GBA.
Desde Chubut se realizaron 4 ofertas por un volumen total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén 8 ofertas que totalizaron 9,4 MMm3/día. Desde Santa Cruz 3 ofertas por 2,4 MMm3/día.Desde Tierra del Fuego 5 ofertas por 7,9 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas por un total de 1,1 MMm3/día.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 3,83 a U$S 4,16 según la cuenca de origen, en tanto que los precios en el GBA fueron desde U$S 4,55 hasta U$S 4,98 el MBTU.
La Secretaría de Energía determinó la calificación de 232 ofertas, sobre un total de 235 presentadas, en el marco de la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para el “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)”, efectuada mediante la Resolución 50/26 de la misma Secretaría.
El 27 de mayo último se recepcionaron en sobre cerrado las Ofertas (Sobres “A” y “B”), y se abrieron los Sobre “A” contabilizándose 235 ofertas realizadas por 37 empresas, por un total de 8.338 MW de potencia.
Luego de analizar la documentación presentada por los oferentes, CAMMESA remitió a la Subsecretaría de Energía Eléctrica el informe no vinculante de precalificación de las ofertas presentadas.
La Dirección Nacional de Generación Eléctrica de la Subsecretaría mencionada emitió un Informe Técnico en el que se efectuaron recomendaciones respecto de la calificación de las ofertas conforme el análisis realizado por CAMMESA.
Entonces, la resolución 136/2026 ahora oficializada señaló que “por haber incurrido en incumplimientos del Pliego, que se detallan en los respectivos informes individuales remitidos por CAMMESA, corresponde descalificar TRES ofertas (números 139, 176 y 235 para Buenos Aires, Entre Ríos y Santa Fe, respectivamente) convirtiéndolas en inadmisibles por presentar deficiencias insalvables que no permiten su evaluación y/o comparación en condiciones de igualdad con las restantes ofertas admitidas”.
“Las restantes ofertas han cumplido con los requerimientos del Pliego, motivo por el cual corresponde resolver su calificación para la siguiente etapa de la referida Convocatoria”, señala la R-136.
Entonces, CAMMESA deberá realizar la apertura de los Sobres “B” de las ofertas calificadas de acuerdo al cronograma aprobado, en la hora y el lugar que definirá la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.
La iniciativa de la S.E. por este tipo de licitación obedece a que las condiciones de abastecimiento en ciertos nodos críticos y regiones eléctricas requieren la incorporación de oferta que mejore las condiciones de operación de esas áreas del SADI incorporando oferta confiable, flexible y de módulos adecuados para la red, hasta tanto se desarrollen las ampliaciones de transporte en Alta Tensión.
Así fue como en febrero de este año se autorizó la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “Almacenamiento AlmaGBA”, con el fin de celebrar Contratos de Generación de Almacenamiento con los Agentes Distribuidores del MEM, EDENOR S.A. y EDESUR S.A., y con CAMMESA como garante de pago de última instancia para la contratación de Centrales de Generación de Almacenamiento para la Confiabilidad en la región AMBA, donde se estableció una potencia objetivo referencial de 500 MW.
Mediante la referida convocatoria se adjudicaron 713 MW de capacidad en nodos de la red del GBA con proyectos de diferentes escalas y empresas en condiciones de competencia, orientados a mitigar los riesgos de abastecimiento en el área hasta que se concreten las ampliaciones de Transporte en Alta Tensión previstas en la Resolución 311/2025 de la S.E., en particular la denominada AMBA I.
Luego, y mediante la Resolución 50/2026 (febrero) Energía autorizó la licitación Nacional e Internacional para el “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)”, y activar Acuerdos de Almacenamiento por el Servicio de potencia y reservas operativas y de corto plazo para el MEM con CAMMESA.
El Pliego estableció que las ofertas deberán asegurar la provisión de la Energía Suministrada y la puesta a disposición de Potencia Contratada a través de Centrales de Generación de Almacenamiento de energía eléctrica (BESS) nuevas en el SADI, y que la potencia objetivo referencial deberá ser de 700 MW.
Cabe destacar que los 235 proyectos presentados correspondieron a 37 empresas, y que los 8.335 MW, significan 12 veces más que los 700 MW establecidos como potencia objetivo en la licitación.
Conocida ya la evaluación técnica de las ofertas se prevé que la apertura de las ofertas económicas (Sobre B) ocurra el 24 de junio. Se espera que los primeros días de julio, se realice la adjudicación de las ofertas, que en esta primera etapa tendrían una inversión estimada de 700 millones de dólares, teniendo en cuenta el referido objetivo de 700 MW.
La transición hacia sistemas de transporte más eficientes y con menor impacto ambiental sumó un nuevo capítulo en la Argentina. MetroENERGÍA se convirtió en la empresa responsable del abastecimiento de gas natural para la primera operación de transporte público del país integrada en su totalidad por colectivos propulsados a GNC.
El proyecto, desarrollado junto a Metropol, comenzó a materializarse con la incorporación de las primeras 11 unidades que ya prestan servicio en la línea 109 y prevé completar la renovación de la flota con un total de 150 vehículos durante los próximos meses.
El gerente de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA, Pablo De Cicco, señaló que “este proyecto demuestra el potencial del gas natural como una alternativa eficiente, competitiva y de menor impacto ambiental para la movilidad urbana. Nuestro desafío es acompañar a los operadores con soluciones energéticas confiables que les permitan desarrollar sus operaciones con previsibilidad y continuidad”.
Para hacer posible esta operación, MetroENERGÍA garantizó el suministro continuo de gas natural a la estación de carga exclusiva que abastece a la flota, en el barrio porteño de Barracas, asegurando la disponibilidad energética que requiere un servicio esencial como el transporte público.
La iniciativa representa un avance significativo para la incorporación de combustibles alternativos en el transporte de pasajeros y abre nuevas oportunidades para acelerar la transformación energética de las flotas urbanas y de larga distancia.
Una solución integral para la movilidad
Además del suministro de gas natural, MetroENERGÍA acompaña a operadores de flotas y estaciones de servicio con soluciones diseñadas para responder a las exigencias operativas del sector mediante el abastecimiento, la planificación y la gestión energética.
La compañía desarrolla proyectos orientados a optimizar la movilidad de personas, el transporte de cargas y la logística, con foco en la eficiencia operativa, la reducción de costos y la continuidad del servicio.
“La transformación del transporte requiere alianzas estratégicas y una visión de largo plazo. Nuestro objetivo es impulsar soluciones que combinen competitividad, confiabilidad y sustentabilidad para acompañar la evolución del sector y las nuevas demandas de movilidad”, afirmó Mariano Luzuriaga, jefe de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA.
Principal comercializadora de gas natural del país
MetroENERGÍA es la principal comercializadora de gas natural de la Argentina. Con acceso a todas las cuencas productivas y capacidad de transporte firme, articula toda la cadena de valor del gas, desde el punto de ingreso al sistema de transporte hasta el consumo final, para garantizar un abastecimiento continuo y confiable durante los 365 días del año.
La compañía abastece a industrias, usinas generadoras de energía y estaciones de GNC en todo el territorio nacional, diseñando contratos y soluciones adaptadas a las necesidades de cada operación.
De Cicco explicó que la propuesta de MetroENERGÍA “integra gestión comercial, despacho propio, planificación de la demanda y asesoramiento técnico para asegurar continuidad operativa, previsibilidad y eficiencia energética”.
Integrada por MetroGAS (95 %) e YPF (5 %), MetroENERGÍA comercializa hasta 12 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y, desde 2025, también exporta gas a Brasil, con lo que consolida su estrategia de expansión regional.
Con este proyecto junto a Metropol, la compañía reafirma su apuesta por el desarrollo de nuevas soluciones energéticas para la movilidad y su compromiso con un modelo de transporte más eficiente, competitivo y sustentable, se destacó.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de gestión abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
La transición hacia sistemas de transporte más eficientes y con menor impacto ambiental sumó un nuevo capítulo en la Argentina. MetroENERGÍA comenzó a abastecer de gas natural a la primera operación de transporte público del país integrada en su totalidad por colectivos propulsados a Gas Natural Comprimido (GNC), un proyecto impulsado junto a Metropol que busca transformar la movilidad urbana mediante el uso de combustibles más limpios.
La iniciativa comenzó a materializarse con la incorporación de las primeras 11 unidades que ya prestan servicio en la línea 109, mientras que durante los próximos meses se avanzará con la renovación total de la flota hasta alcanzar 150 vehículos impulsados a GNC.
Suministro continuo de gas
Para garantizar la operación, MetroENERGÍA asegura el suministro continuo de gas natural a una estación de carga exclusiva ubicada en el barrio porteño de Barracas, desde donde se abastecen las unidades. El esquema busca brindar previsibilidad energética a un servicio esencial como el transporte público y demostrar la viabilidad del gas natural como alternativa para la descarbonización de la movilidad urbana, según detallaron desde la compañía.
“Este proyecto demuestra el potencial del gas natural como una alternativa eficiente, competitiva y de menor impacto ambiental para la movilidad urbana. Nuestro desafío es acompañar a los operadores con soluciones energéticas confiables que les permitan desarrollar sus operaciones con previsibilidad y continuidad”, señaló Pablo De Cicco, gerente de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA.
La puesta en marcha de esta flota representa un paso relevante para la incorporación de combustibles alternativos en el transporte de pasajeros y abre nuevas oportunidades para acelerar la transformación energética tanto en servicios urbanos como en operaciones de larga distancia.
Soluciones energéticas para el transporte
Además del suministro de gas natural, MetroENERGÍA ofrece soluciones integrales para operadores de flotas y estaciones de servicio, que incluyen abastecimiento, planificación y gestión energética adaptadas a las necesidades operativas del sector.
La compañía desarrolla proyectos enfocados en la movilidad de personas, el transporte de cargas y la logística, con el objetivo de mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y garantizar la continuidad del servicio.
“La transformación del transporte requiere alianzas estratégicas y una visión de largo plazo. Nuestro objetivo es impulsar soluciones que combinen competitividad, confiabilidad y sustentabilidad para acompañar la evolución del sector y las nuevas demandas de movilidad”, afirmó Mariano Luzuriaga, jefe de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA.
El principal comercializador de gas natural del país
MetroENERGÍA se posiciona como la principal comercializadora de gas natural de la Argentina. Con acceso a todas las cuencas productivas y capacidad de transporte firme, la empresa articula toda la cadena de valor del gas, desde el ingreso al sistema de transporte hasta el consumo final, con el objetivo de garantizar abastecimiento continuo durante todo el año.
La compañía suministra gas natural a industrias, centrales de generación eléctrica y estaciones de GNC en todo el territorio nacional, mediante contratos y soluciones diseñadas de acuerdo con los requerimientos específicos de cada cliente.
Según explicó De Cicco, la propuesta de valor de la empresa integra gestión comercial, despacho propio, planificación de la demanda y asesoramiento técnico para asegurar continuidad operativa, previsibilidad y eficiencia energética.
Integrada por MetroGAS, con una participación del 95%, e YPF, con el 5% restante, MetroENERGÍA comercializa hasta 12 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Además, desde 2025 exporta gas a Brasil, consolidando una estrategia de expansión regional.
Con el desarrollo de este proyecto junto a Metropol, la compañía refuerza su apuesta por nuevas soluciones energéticas para la movilidad y su compromiso con un modelo de transporte más eficiente, competitivo y sustentable.
Carlos Quintriqueo de ATE cuestionó el acta entre Neuquén e YPF por el GNL.
El gobierno de Rolando Figueroa llegará a la sesión del miércoles con los votos necesarios para ratificar por ley el acuerdo con YPFque le dará condiciones promocionales para el desarrollo del GNL, pero en un contexto de tensión con los sindicatos estatales. Las organizaciones cuestionaron el esquema de regalías diferenciales que contiene el proyecto, la estabilidad fiscal por 30 años y anunciaron un paro con movilización a la Legislatura.
«El acuerdo prioriza la viabilidad y atracción del proyecto sobre la captura de renta provincial», planteó ATE en un documento que esta semana llevó a los diputados.
El miércoles, integrantes de la conducción de este sindicato junto al gremio docente ATEN, el de los universitarios Adunc y el de los trabajadores judiciales, Sejun, entre otros, solicitaron una reunión con legisladores para plantear sus diferencias con el proyecto. Fueron recibidos por tres representantes de la oposición.
El planteo de los sindicatos estatales, que concentran un tercio de los puestos de trabajo de la provincia y el 60% del gasto público, es similar al que hicieron desde las bancadas de Unión por la Patria, el FIT, Democracia Neuquén y la UCR, cuyos miembros anticiparon su voto en contra en el recinto.
Puntualmente, la crítica es sobre el esquema de regalías que permitirán flexibilizar el porcentaje que cobrará la provincia a través de bandas que oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto. También el otorgamiento de estabilidad fiscal por 30 años y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.
«Nunca pasó en la provincia que se resignen regalías, hemos visto otro tipo de contratos de promoción como el de YPF y Chevron, pero nunca algo como esto», afirmó a EN/CLAVE el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo.
Y añadió que ni el gobierno ni los diputados del oficialismo «pueden explicar cómo se llega a esa banda del 7,5%». Uno de los reclamos durante el tratamiento en comisiones fue que se explique por qué el proyecto no sería rentable con los porcentajes actuales.
Las críticas al acta con YPF
El documento que elaboró el sindicato enumera lo que considera «omisiones» del acta entre Neuquén y la petrolera nacionalizada. Una de las mencionadas es que no hay una cláusula de contenido local obligatorio mínimo para la mano de obra o la contratación de pymes.
Durante la exposición que hicieron en la Legislatura los ministros Gustavo Medele (Energía) y Guillermo Koenig (Economía), se aseguró que las empresas se deberán ajustar a las leyes existentes de la provincia como la de Compre Neuquino y el programa Emplea Neuquén, que exige un 70% de contratación de trabajadores locales.
Por otra parte, la organización cuestionó que el acuerdo con YPF no contenga «compromisos de procesamiento local de condensados» para agregar valor a nivel provincial.
Según viene explicando el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en Neuquén se hará una planta de separación de gases y condensados, similar a la que Compañía Mega tiene en Loma La Lata, mientras que la planta fraccionadora estará en Punta Colorada.
Desde ATE alertaron también la «ausencia de un esquema de participación provincial en el capital del proyecto». Esto porque, a diferencia de otras negociaciones que encaró el gobierno de Rolando Figueroa con operadoras, en estas concesiones no se incluyó el «carry» para la petrolera provincial GyP.
Por último, los dirigentes plantearon que el acuerdo no contiene un mecanismo de revisión frente a un cambio de control accionario en YPF ni una cláusula de trato más favorable. «No se protege el estándar provincial frente a acuerdos futuros con otras operadoras», advirtieron.
La mayoría de Figueroa y la paritaria que viene
El oficialismo defendió este acuerdo como un nuevo «hito fundacional» para la provincia, a la medida de lo que significó el inicio de la explotación en Vaca Muerta con la concesión de Loma Campana a YPF y Chevron.
El martes pasado logró dictar los tres despachos que necesitaba al unificar las comisiones de Asuntos Constitucionales, Energía y Presupuesto en un plenario. El miércoles 24, la ley será sometida a votación en general en el recinto.
Se espera que reúna aval de unas 25 bancas sobre un total de 35.
Los principales sindicatos públicos como ATE y ATEN anunciaron que ese día realizarán un paro de 24 horas y se trasladarán a la Legislatura. Aunque, a priori, la movilización no pareciera de la magnitud del 2013, cuando se aprobó el acuerdo con YPF para el inicio de la explotación no convencional en Loma Campana también hubo oposición de gremios estatales y organizaciones sociales.
En este caso, la presión tiene como trasfondo la próxima convocatoria del gobierno de Figueroa a discutir el aumento salarial del segundo semestre. El gremio pedirá que sea en los primeros días de julio.
Quintriqueo, quien participó en las elecciones del 2025 como candidato a senador y viene trabajando con su partido Más por Neuquén en recorridas por toda la provincia, anticipó que irán «por una recuperación» de los sueldos. Es decir, no solamente la continuidad de las subas trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) como tienen hasta ahora.
El planteo del gremio será que la Provincia tiene recursos disponibles o, de lo contrario, no habría flexibilizado las condiciones para captar renta del futuro proyecto GNL.
La puesta en marcha del RIGI aceleró un portafolio de inversiones que abarca petróleo, gas, minería, litio y energía eléctrica. El eje de discusión ya no pasa por la disponibilidad de capital, sino por la capacidad del sistema productivo para acompañar el ritmo de ejecución que exigen los proyectos: infraestructura, equipamiento, servicios, logística y obra en plazos cada vez más exigentes.
En ese contexto, el II Congreso Inverso en Energía y Minería: El Mapa de la Demanda 2026/2027, que se realizará el 5 de agosto en Buenos Aires, se convierte en el espacio donde los proyectos explican qué necesitan y cuándo lo necesitan.
El formato invierte la lógica tradicional: no habrá paneles institucionales, sino directores de Supply Chain, gerentes de compras y responsables de abastecimiento de los desarrollos más relevantes del país, incluyendo upstream, midstream, minería, litio, generación eléctrica y transporte.
El objetivo es claro: alinear la capacidad industrial con la demanda efectiva de inversión. Los equipos de procura detallarán qué obras ingresan en fase crítica, qué equipamiento es determinante para cumplir cronogramas y dónde aparecen los cuellos de botella que pueden frenar la ejecución.
La agenda cruza Oil & Gas, minería, renovables y energía eléctrica, con foco en subestaciones, líneas de alta tensión, parques renovables, sistemas de almacenamiento y equipamiento electromecánico.
Eficiencia, datos y trazabilidad para un ciclo de inversión acelerado
La jornada incorporará una plataforma de analítica avanzada orientada a estandarizar la homologación de proveedores, reducir costos de procura y mejorar la trazabilidad de la cadena de suministro. En un escenario donde la productividad en yacimientos, minas, parques de generación y sistemas eléctricos define la viabilidad económica de los proyectos, disponer de información integrada se vuelve un requisito operativo.
El Congreso Inverso es el espacio donde los anuncios de inversión se traducen en requerimientos concretos: movimiento de equipos, contratación de servicios, ampliación de infraestructura, ingeniería de detalle, logística especializada y obras eléctricas de alta complejidad. La convocatoria reúne a los proveedores industriales que sostienen la operatividad de los verticales energéticos y mineros, y los coloca frente a quienes fijan las prioridades de compra del próximo bienio.
Las proyecciones para 2026 anticipan un cambio de escala en la generación de divisas por parte del sector energético y minero. Ambos complejos se consolidan como los principales motores del superávit comercial previsto para este año, en un contexto de mejora del perfil crediticio del país y de mayor disponibilidad de dólares comerciales.
De acuerdo con estimaciones privadas, las exportaciones totales alcanzarían USD 101.100 millones en 2026, impulsadas por tres vectores simultáneos: energía, minería y agro. Dentro de ese esquema, el aporte energético y minero explica más de un tercio del incremento exportador respecto de 2025.
En el caso del sector energético, las ventas externas proyectadas ascienden a USD 18.330 millones, lo que implica un aumento de USD 7.230 millones frente al año anterior. El saldo energético positivo alcanzaría USD 15.300 millones, reflejo del crecimiento de la producción de petróleo y gas, de la expansión de la infraestructura de transporte y del incremento de los despachos de crudo y líquidos hacia mercados regionales y extrarregionales.
El sector minero, impulsado por el litio y los metales, también muestra una aceleración significativa. Las exportaciones alcanzarían USD 11.000 millones, con un incremento interanual de USD 2.891 millones. La entrada en operación de nuevos proyectos de litio y la mayor producción de oro y plata explican la expansión del complejo, que se posicionan como el segundo generador de divisas después del agro.
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El desempeño de ambos sectores se complementa con una campaña agrícola de gran volumen, pero la novedad estructural del año es la magnitud del aporte energético y minero. La combinación de mayor producción física, ampliación de infraestructura, precios internacionales favorables y demanda sostenida permite proyectar un superávit comercial de USD 21.240 millones, casi el triple del registrado en 2025.
Este escenario se desarrolla en paralelo a una mejora en los indicadores financieros. El riesgo país descendió a 438 puntos, su nivel más bajo en ocho años, tras las mejoras de calificación crediticia otorgadas por Fitch y Standard & Poor’s. El mercado espera que Moody’s replique esa tendencia en las próximas semanas, lo que reforzaría la percepción de menor riesgo soberano.
La dinámica del frente externo se convierte así en el principal amortiguador macroeconómico del año. La disponibilidad de divisas provenientes de energía y minería permite sostener la estabilidad cambiaria, mejorar el perfil crediticio y ampliar la capacidad de pago del país, en un contexto de política monetaria restrictiva y escasez de pesos para la reactivación interna.
El aporte simultáneo de Vaca Muerta, el litio y los metales configura un escenario inédito para la economía argentina. La magnitud de los flujos proyectados para 2026 marca un punto de inflexión en la estructura exportadora y refuerza el rol estratégico de la energía y la minería dentro del equilibrio macroeconómico del país.
La etapa actual del desarrollo de Vaca Muerta está definida por un cambio estructural: la competitividad del recurso dejó de depender del costo del gas en boca de pozo y pasó a estar condicionada por la capacidad del sistema para procesarlo, acondicionarlo, transportarlo y transformarlo.
En este esquema, el midstream se convierte en el activo estratégico que determina la escala posible de crecimiento de la cuenca y el nivel de valor agregado que puede capturar la economía argentina.
Argentina posee uno de los costos de gas más bajos del mundo, con valores cercanos a los USD 4 por millón de BTU, entre 2,5 y 4 veces por debajo del promedio internacional.
Esta ventaja abre una oportunidad industrial basada en la disponibilidad de un insumo abundante y competitivo. Sin embargo, la limitación ya no reside en la producción de moléculas, sino en la infraestructura necesaria para procesarlas y transformarlas en productos petroquímicos y energéticos de mayor valor.
El gas asociado a la producción de petróleo en Vaca Muerta contiene entre 25% y 30% de líquidos, frente al 10% típico de un gas estándar internacional. Esta composición exige plantas de separación y acondicionamiento para cumplir con las especificaciones de calidad de los gasoductos troncales.
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Sin esa capacidad, el gas no puede ser inyectado en la red y la producción de petróleo queda restringida. El midstream deja así de ser un segmento complementario y pasa a funcionar como el viabilizador técnico del crecimiento del upstream.
Los proyectos de procesamiento impulsados por TGS y Compañía Mega representan la infraestructura crítica de esta etapa. El desarrollo de NGLs de TGS, con una inversión cercana a los USD 3.000 millones, y la ampliación de Mega, estimada en USD 650 millones, permiten separar propano, butano, gasolina natural y etano, además de acondicionar el gas residual para consumo interno o futura licuefacción.
La expansión del fraccionamiento en Bahía Blanca evitó un cuello de botella y habilitó un incremento en el transporte desde Neuquén.
El etano aparece como un componente estratégico dentro del nuevo paradigma. La ingeniería de los proyectos actuales está diseñada para ser “ethane‑ready”, lo que permite incorporar su extracción sin alterar la fase principal de procesamiento.
La discusión central es si Argentina debe exportarlo como commodity —una logística rígida que requiere barcos especializados y compradores con infraestructura específica— o utilizarlo como insumo para desarrollar una industria petroquímica local capaz de producir polietileno y otros derivados de mayor valor agregado.
La comparación internacional muestra la magnitud del desafío. El hub de Mont Belvieu, en Estados Unidos, se convirtió en referencia global por su flexibilidad logística, almacenamiento subterráneo y capacidad de conexión con múltiples mercados. Argentina no posee esa escala, pero cuenta con una ventaja estructural: el costo del recurso.
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Las exportaciones actuales de GLP desde Bahía Blanca funcionan como una etapa de aprendizaje operativo para avanzar hacia mercados más complejos, como el del etano, en un contexto en el que Estados Unidos concentra más del 85% de la oferta global y la producción mundial creció más del 140% desde 2015.
El polo petroquímico y el puerto de Bahía Blanca constituyen el núcleo operativo del sistema. Allí se procesan fertilizantes, GLP, etano y materias primas industriales que permiten transformar parte de la producción de Vaca Muerta en productos de mayor valor.
La próxima fase requiere construir escala industrial mediante esquemas de cooperación entre empresas —incluidos crackers colaborativos— que permitan alcanzar dimensiones competitivas en el mercado global.
Argentina combina tres elementos poco frecuentes: recursos abundantes, costos competitivos y una posición geopolítica favorable en un contexto internacional que prioriza la seguridad energética.
Pero la captura de valor dependerá de la capacidad para expandir el midstream, procesar líquidos, desarrollar infraestructura y transformar moléculas en productos industriales. En este escenario, la infraestructura de procesamiento y transporte deja de ser un soporte operativo y pasa a funcionar como el factor que determina cuánto valor puede capturar el país del desarrollo de Vaca Muerta.
El proyecto Vicuña, integrado por los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la provincia de San Juan, obtuvo la recomendación técnica para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y avanzó hacia su formalización administrativa. La iniciativa, desarrollada por BHP y Lundin Mining, contempla una inversión inicial de USD 9.700 millones y un desembolso total estimado en USD 18.000 millones a lo largo de su ciclo de construcción y operación.
Se trata del mayor proyecto minero en evaluación en la Argentina y uno de los desarrollos de cobre de mayor escala en la región andina.
El ingreso al RIGI otorga estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por treinta años, además de un marco específico para importación de bienes de capital y operación mediante un Vehículo de Proyecto Único.
La recomendación del Comité Evaluador confirma que el proyecto cumplió los requisitos técnicos y regulatorios establecidos por la Ley 27.742, quedando pendiente la resolución administrativa que formalizará su adhesión. La escala del desarrollo posiciona a San Juan como el principal polo de cobre del país y consolida al régimen como instrumento para atraer inversiones superiores a los USD 1.000 millones.
En paralelo, el Banco Mundial aprobó dos garantías financieras destinadas a mejorar el acceso de la Argentina a créditos comerciales. El esquema permite cubrir hasta el 95% del servicio de deuda de los préstamos que se negocien con bancos privados, reduciendo el costo financiero y ampliando las posibilidades de obtener financiamiento en mejores condiciones.
El mecanismo se integra a una estrategia más amplia que incluye negociaciones con otros organismos multilaterales para ordenar vencimientos y recomponer el perfil de deuda.
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La coincidencia temporal entre la aprobación técnica de Vicuña y la habilitación de garantías por parte del Banco Mundial aporta dos señales simultáneas para la estrategia económica del Gobierno: inversión extranjera directa de gran escala y respaldo multilateral para mejorar el acceso al financiamiento.
En conjunto, ambos movimientos refuerzan la disponibilidad de capital para proyectos exportadores y amplían las herramientas para gestionar compromisos financieros en un contexto de restricciones de divisas.
El desarrollo de Vicuña requerirá infraestructura eléctrica, logística y de servicios de gran magnitud, mientras que las garantías multilaterales permitirán negociar condiciones más favorables en el mercado financiero. La combinación de inversión real y financiamiento soberano configura un escenario en el que la estabilidad normativa y la disponibilidad de capital se convierten en variables centrales para la evolución de la macroeconomía argentina.
La producción de petróleo en Argentina alcanzó en abril los 880.434 barriles diarios, el registro más alto de la serie histórica. El volumen representó un incremento mensual del 1,39% y una expansión interanual del 18,82%, impulsado por la mayor eficiencia operativa en los desarrollos no convencionales y por la ampliación de la capacidad de evacuación en la Cuenca Neuquina.
Neuquén aportó 687.650 barriles diarios, equivalentes al 78,1% del total nacional. La suba mensual del 2,53% y el crecimiento interanual del 30,72% profundizaron la concentración productiva en la cuenca, que continúa desplazando participación relativa del resto de las regiones productoras.
Dentro del ranking de áreas, abril dejó un cambio relevante. La Amarga Chica, operada por YPF, alcanzó 89.436 barriles diarios y se ubicó como el bloque de mayor producción del país, superando a Loma Campana, también de YPF, que registró 89.002 barriles diarios.
La diferencia mínima entre ambas áreas refleja la competencia interna dentro del shale oil neuquino y el impacto de las mejoras en perforación y completación.
En tercer lugar se ubicó Bandurria Sur, con 61.382 barriles diarios, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, alcanzó 60.293 barriles diarios, ratificando el crecimiento sostenido de la compañía dentro de Vaca Muerta. El quinto puesto correspondió a Anticlinal Grande–Cerro Dragón, en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 57.448 barriles diarios, manteniendo la presencia histórica de Chubut entre los principales aportes del país.
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Entre los desempeños destacados del mes se ubicó La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual del 22,11% y alcanzó 38.124 barriles diarios, impulsado por nuevas técnicas de completación aplicadas por YPF. Pluspetrol también mostró avances en sus activos: La Calera produjo 26.882 barriles diarios y Bajo del Choique–La Invernada llegó a 24.570 barriles diarios.
El mayor crecimiento porcentual del mes correspondió a El Trapial Este, operado por Chevron, que aumentó su producción un 50,16% y alcanzó 24.242 barriles diarios, posicionándose como uno de los desarrollos con mayor potencial dentro de la cuenca. Por su parte, Manantiales Behr produjo 25.166 barriles diarios en su último mes bajo operación de YPF antes del traspaso a PECOM.
Los resultados de abril muestran un cambio estructural en la matriz productiva del país. La concentración de más del 78% de la producción nacional en la Cuenca Neuquina confirma que la expansión del sector está directamente vinculada al desempeño del shale, donde la incorporación de tecnología, la mejora en la eficiencia operativa y la disponibilidad de infraestructura continúan impulsando nuevos máximos de producción.
La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) de Uruguay puso en operación su nueva boya petrolera en la Terminal del Este con un envío récord de crudo argentino. La primera maniobra comercial utilizó 750.000 barriles de petróleo Medanito provenientes de la Cuenca Neuquina, transportados desde Puerto Rosales mediante el buque SFL TIGRIS y destinados al procesamiento en la Refinería La Teja.
La operación marca el inicio formal de una infraestructura marítima diseñada para ampliar la capacidad de recepción de buques de gran porte y optimizar el abastecimiento energético del país vecino.
Los flujos de crudo argentino hacia Uruguay registraron un crecimiento sostenido durante los últimos tres años. Las exportaciones pasaron de 62.800 toneladas en 2023 a 224.000 toneladas en 2024 y alcanzaron 240.000 toneladas en 2025.
La habilitación de la nueva boya permite escalar ese corredor marítimo: al arribo del SFL TIGRIS se suma la espera de una embarcación de tipo Suezmax, con una proyección operativa conjunta cercana a 1,5 millones de toneladas mensuales de crudo Medanito.
El aumento de la demanda externa modificó el rol logístico de Puerto Rosales. La terminal bonaerense ejecutó ampliaciones en almacenamiento y sistemas de bombeo para canalizar los excedentes productivos de Vaca Muerta y sostener la regularidad de los envíos regionales.
La complementariedad entre ambas infraestructuras permitió establecer un esquema de abastecimiento estable, con menores costos de flete y tiempos de navegación reducidos respecto de proveedores extrarregionales.
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Para Uruguay, la nueva infraestructura mejora la previsibilidad del suministro y reduce la exposición a la volatilidad del mercado internacional. La capacidad de operar buques de mayor porte disminuye costos logísticos y fortalece la seguridad operativa del complejo refinador de La Teja.
La proximidad geográfica y la estabilidad comercial del crudo neuquino se integran así como un componente estructural de la matriz de abastecimiento del país.
Para las operadoras argentinas, el corredor marítimo hacia Uruguay constituye una vía de exportación fluida en un contexto de crecimiento sostenido de la producción de shale oil.
La regularidad de estos despachos refuerza el perfil exportador del Medanito y acompaña los proyectos de infraestructura orientados al despacho masivo de crudo hacia mercados de ultramar. La puesta en marcha de la nueva boya de ANCAP amplía la capacidad regional para absorber los saldos exportables de la cuenca neuquina.
La aceleración de inversiones mineras y energéticas en la Argentina abrió un escenario en el que la demanda de bienes metalúrgicos y servicios industriales crecerá por encima de la capacidad actual de respuesta del sector.
En ese contexto, ADIMRA definió una estrategia orientada a ampliar la base de proveedores, fortalecer capacidades productivas y anticipar los requerimientos técnicos que impondrán los proyectos de gran escala previstos para la próxima década.
La entidad participó en Exponor 2026, en Antofagasta, con el objetivo de vincular empresas argentinas con operadores mineros de la región y analizar los estándares de operación de mercados maduros como Chile y Perú.
La presencia en la feria se inscribe en una agenda de internacionalización que busca facilitar el acceso de proveedores nacionales a cadenas de suministro donde predominan exigencias de calidad, trazabilidad y cumplimiento técnico.
El diagnóstico planteado por ADIMRA identifica que la llegada de proyectos asociados al RIGI y al denominado Súper RIGI generará una demanda simultánea de estructuras, equipos, componentes y servicios industriales que podría superar la capacidad instalada del entramado metalúrgico local.
La advertencia central es que la preparación debe comenzar en etapas tempranas de los proyectos, cuando se definen procesos, contratistas y requerimientos de ingeniería, y no una vez iniciada la construcción.
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La estrategia de la entidad se apoya en el desarrollo territorial. ADIMRA trabaja con empresas radicadas en provincias con actividad minera —entre ellas San Juan y Catamarca— para fortalecer el primer anillo de proveedores y evitar que la oferta se concentre exclusivamente en los polos industriales tradicionales.
El enfoque apunta a fortalecer capacidades locales en mecanizado, soldadura calificada, fabricación de componentes, mantenimiento industrial y servicios especializados.
El fortalecimiento de proveedores también requiere esquemas de asociatividad. La experiencia de mercados regionales muestra que muchas pequeñas y medianas empresas no pueden ingresar individualmente a cadenas de abastecimiento de gran escala.
La conformación de alianzas permite combinar capacidades, compartir infraestructura y cumplir con estándares que exigen certificaciones específicas y procesos de control de calidad más estrictos.
ADIMRA mantiene vínculos institucionales con organizaciones empresariales de otros países, entre ellas la asociación de industriales metalúrgicos de Chile, con el objetivo de facilitar instancias de cooperación y transferencia de conocimiento. Estas articulaciones buscan acelerar la curva de aprendizaje y adaptar prácticas que ya se encuentran consolidadas en mercados mineros de mayor madurez.
La expansión del sector minero y energético plantea una oportunidad para ampliar la base industrial del país, pero también un riesgo si la oferta local no logra acompañar el ritmo de los proyectos. La hoja de ruta presentada por ADIMRA se orienta a anticipar esa demanda, fortalecer capacidades productivas y consolidar proveedores capaces de integrarse a desarrollos de gran escala en un contexto de inversiones crecientes.
Neuquén lanzó el programa Neuquén Productivo, un esquema de financiamiento y asistencia que destinará $4.000 millones al sector agroindustrial hasta octubre, con el objetivo de trasladar parte de los recursos generados por Vaca Muerta hacia actividades productivas no hidrocarburíferas.
El paquete, presentado por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, alcanzará a 1.006 productores de distintas regiones de la provincia mediante aportes directos, incentivos sectoriales, asistencia técnica e inversiones en infraestructura rural.
El programa integra compensaciones por contingencias climáticas, aportes para fruticultura y horticultura, incentivos ganaderos y financiamiento para obras de infraestructura hídrica y productiva. La estrategia busca fortalecer la agroindustria como sector generador de valor agregado y empleo, en un contexto en el que la economía provincial mantiene una alta dependencia de los ingresos derivados de la actividad hidrocarburífera.
La política productiva se apoya en instrumentos financieros provinciales. El Banco Provincia del Neuquén, el IADEP y el Centro PyME–ADENEU mantienen líneas de crédito destinadas a capital de trabajo, compra de maquinaria, modernización tecnológica e inversiones productivas.
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En paralelo, el programa Más Pymes, Más Futuro —financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo— movilizó inversiones por USD 21 millones en 151 pequeñas y medianas empresas neuquinas.
El déficit hídrico constituye uno de los principales riesgos para la producción provincial. A través del Plan Provincial de Mitigación de Impactos por Déficit Hídrico se otorgaron más de 500 créditos por $2.351 millones y se financiaron 158 proyectos de infraestructura hídrica, beneficiando a más de 1.400 productores.
Estas intervenciones se complementan con obras de riego, mejoras en captación y sistemas de distribución de agua.
El costo energético es otro factor crítico para la competitividad del sector. El Programa de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía subsidia el 30% del suministro eléctrico para establecimientos agroindustriales conectados al EPEN. Durante 2026 alcanzará a 83 empresas y productores, con una asignación presupuestaria superior a los $4.600 millones.
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Neuquén también impulsa inversiones privadas mediante herramientas como Invierta Neuquén, que suma más de 100 proyectos en evaluación y 107 empresas adheridas, y a través del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones, orientado a proyectos productivos de menor escala.
La combinación de financiamiento, subsidios energéticos, infraestructura hídrica y asistencia técnica conforma una estrategia destinada a ampliar la base productiva provincial y reducir la exposición de la economía neuquina a la volatilidad del sector hidrocarburífero.
El desafío central es transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma para el desarrollo de actividades complementarias. La orientación de recursos hacia el agro y la agroindustria busca consolidar un esquema de diversificación que permita sostener empleo, arraigo territorial y capacidad productiva en un contexto de expansión de la renta energética.
Argentina encabezó la suba del precio de los combustibles entre los países exportadores de petróleo de América Latina desde el inicio del conflicto en Medio Oriente. De acuerdo con datos del Instituto Argentina Grande (IAG), el valor de la nafta aumentó 24,3% en dólares entre fines de febrero y mediados de junio, una variación superior a la registrada en Ecuador, México, Brasil y Colombia.
El incremento ubicó el precio local por encima del de Estados Unidos y Brasil, aun cuando el sector energético argentino registró en abril un saldo comercial positivo de USD 1.983 millones, más del doble del promedio mensual del último año.
El informe señala que, antes del inicio del conflicto, el litro de nafta súper costaba USD 1,12 en el país y actualmente se ubica en USD 1,40. En el mismo período, Brasil pasó de USD 1,23 a USD 1,31 y Estados Unidos de USD 1,05 a USD 1,14.
La comparación regional muestra que Argentina es el único exportador de petróleo donde el precio en dólares aumentó por encima de los países importadores, en un contexto en el que varias economías aplicaron mecanismos de amortiguación para moderar el impacto internacional sobre los surtidores.
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La estructura impositiva explica una parte relevante del aumento. Según el IAG, los impuestos específicos que gravan el litro de nafta aumentaron 230% en términos reales desde diciembre de 2023.
La incidencia de estos tributos sobre el precio final pasó de 8,89% en noviembre de 2023 a 18,54% en mayo de 2026. El informe también señala que una porción de los fondos destinados por ley a infraestructura vial e hídrica no habría sido ejecutada, lo que incrementa la carga tributaria efectiva sobre el consumidor final.
El encarecimiento del combustible impactó en la demanda. Las ventas acumulan 14 meses consecutivos de caída y, durante el primer cuatrimestre del año, la comercialización de nafta súper descendió 1,8% respecto del mismo período de 2025 y 4,3% frente a 2023.
El informe estima que los aumentos aplicados desde febrero implicaron un gasto adicional promedio de $38.874 mensuales por vehículo, con un sobrecosto acumulado de $116.600 en tres meses.
La combinación de aumentos impositivos, traslado pleno de costos internacionales y ausencia de mecanismos de estabilización explica que Argentina registre la mayor suba de precios entre los países petroleros de la región.
El comportamiento de la demanda confirma el impacto del ajuste sobre el consumo y refleja la sensibilidad del mercado interno frente a variaciones en la estructura de precios de los combustibles.
Con el eje puesto en la generación de empleo y la formación técnica, la empresa a cargo de la construcción del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, INAR SRL, realizó una charla informativa para dar inicio formal a la búsqueda de trabajadores. El encuentro tuvo como propósito detallar los aspectos técnicos que implicará la primera etapa de este proyecto de 15 MW y comenzar a conformar la bolsa de trabajo para cubrir las tareas requeridas en el terreno.
La jornada convocó a más de 150 postulantes de la comunidad y contó con la participación del equipo técnico de Pampetrol SAPEM, que presentó el proyecto y compartió los ejes fundamentales de la política pública energética impulsada por el Gobierno de La Pampa. En ese marco, esta obra representa una de las iniciativas estratégicas promovidas por la gestión del gobernador Sergio Ziliotto para fortalecer la infraestructura energética provincial, acompañar el crecimiento productivo y generar nuevas oportunidades de desarrollo para las y los pampeanos. Asimismo, referentes de la empresa epecista INAR SRL explicaron las diferentes fases de construcción, los perfiles laborales requeridos y las responsabilidades que asumirá el personal.
Este encuentro responde al fuerte anclaje territorial de la iniciativa, ya que el contrato promueve la formación y el empleo de mano de obra pampeana. Dicho lineamiento estratégico no solo propicia la creación directa de oportunidades laborales, sino que también busca dejar capacidad instalada en la Provincia, formando recursos humanos en el manejo de tecnología de punta y ampliando las posibilidades de inserción laboral futura.
La decisión de avanzar con este tipo de inversiones energéticas forma parte de una visión de largo plazo que entiende a la energía como una herramienta clave para el desarrollo económico, la radicación de empresas y la generación de trabajo genuino. En ese sentido, desde sus primeros pasos, el proyecto genera un impacto positivo en la localidad de General Pico al integrarse estratégicamente al Polo de Desarrollo Productivo y Abastecimiento Energético.
Tanto la fase actual como la segunda, también de 15 MW de potencia y ya en proceso licitatorio, constituyen hitos fundamentales en la diversificación de la matriz energética provincial y garantizarán el suministro necesario para acompañar el crecimiento industrial y la radicación de nuevas inversiones en la región.
Este nuevo Parque Fotovoltaico constituye la materialización de una asociación público-privada entre Pampetrol SAPEM y una Unión Transitoria de Empresas (UTE) que impulsa la soberanía energética y fortalece el desarrollo productivo del norte pampeano. Se trata de un paso más en la estrategia provincial orientada a ampliar la generación de energía renovable, agregar valor en el territorio y avanzar hacia la meta que La Pampa se propuso de alcanzar el 35 % de generación de energía limpia para 2030.
La concreción de este proyecto forma parte de la política energética que impulsa La Pampa para fortalecer el desarrollo productivo, generar empleo y avanzar en la transición hacia una matriz más diversificada y sustentable.
Vaca Muerta alcanzó un nuevo hito en la producción de gas natural con el pozo RDM 553(h), ubicado en el bloque Rincón del Mangrullo, que registró un volumen diario de 1,3 millones de metros cúbicos. Este logro lo posiciona como el pozo de mayor rendimiento dentro de la ventana de gas seco de la cuenca neuquina.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la importancia de este resultado para el desarrollo de la producción no convencional. Según sus palabras, “la marca obtenida representa un récord para el área y refleja el avance tecnológico y operativo que viene mostrando la industria en los últimos años”.
El pozo forma parte del proyecto Rincón del Mangrullo, operado por YPF en conjunto con Pampa Energía, quienes participan en partes iguales. Este bloque se ha consolidado como una de las áreas clave para el crecimiento de la producción de gas natural en la provincia de Neuquén.
El crecimiento constante de la demanda energética, sumado a los avances en proyectos de exportación, impulsa la necesidad de sumar mayores volúmenes de gas al sistema. En este contexto, el desempeño del RDM 553(h) se presenta como una señal alentadora para los planes de expansión de la industria.
Además del récord, los resultados evidencian el potencial de desarrollo que aún tiene el sector sur de la cuenca neuquina. Los niveles de productividad superan a los de otros desarrollos actuales, abriendo nuevas oportunidades para aumentar la oferta nacional de gas natural.
Una ventaja estratégica del bloque Rincón del Mangrullo es su proximidad a instalaciones ya operativas, lo que facilita la conexión al sistema de transporte y reduce los tiempos para incorporar nueva producción. Esta cercanía también ayuda a optimizar costos y mejorar la eficiencia operativa.
No obstante, la zona presenta desafíos significativos, como las condiciones climáticas adversas de la meseta patagónica, con fuertes vientos y polvo en suspensión, que demandan un gran esfuerzo logístico y operativo. A pesar de ello, las compañías continúan avanzando con la perforación de nuevos pozos para sostener el crecimiento.
La relevancia de Rincón del Mangrullo va más allá de este récord puntual. El bloque se encuentra en una de las zonas productivas más importantes de Vaca Muerta, caracterizada por recursos gasíferos que combinan gas seco, gas húmedo y pequeñas cantidades de petróleo asociado. Esto lo convierte en un área clave para asegurar el abastecimiento energético y respaldar futuros proyectos de exportación.
Río Negro fortalece su compromiso con la diversificación de fuentes energéticas mediante el desarrollo del Parque Eólico Cerro Policía, un proyecto que alcanzará una capacidad instalada de 300 megavatios (MW).
Ubicado en la Región Sur de la provincia, este parque eólico se encuentra en la fase final de la evaluación ambiental, un paso fundamental para su concreción y puesta en marcha. Su ejecución promete modificar significativamente el panorama energético local, aportando energía limpia y sostenible.
La iniciativa propone aprovechar el recurso eólico de la zona para incorporar energía renovable al sistema eléctrico nacional. Según la información presentada en el proceso de evaluación, el parque tendría una generación estimada de 1.291.511 MWh anuales y permitiría evitar aproximadamente 739.000 toneladas de CO₂ equivalente por año frente a generación térmica convencional.
El proyecto actualizado también contempla mejoras técnicas orientadas a optimizar caminos, conexión eléctrica y disposición de aerogeneradores, además de reducir impactos asociados a ruidos y sombras, y asegurar distancias de seguridad respecto de receptores cercanos.
Con esta iniciativa, Río Negro busca consolidar su estrategia de energías renovables, contribuyendo a la reducción de emisiones y al impulso de un modelo energético más sustentable que beneficie a la comunidad y al medio ambiente.
Central Térmica Ezeiza, una de las diez plantas de Generación Mediterránea (Grupo Albanesi) que cuenta con una reciente capacidad instalada ampliada.
Generación Mediterránea, la firma que nuclea el negocio de generación eléctrica del Grupo Albanesi, anunció este jueves que concluyó de manera exitosa su proceso de reordenamiento financiero integral tras un año de gestiones. La compañía logró reestructurar pasivos por un monto cercano a los US$ 1.500 millones en los mercados de capitales local e internacional, lo que permite adecuar los plazos de amortización a su capacidad real de cumplimiento de compromisos.
La compañía informó que el plan financiero cerró de forma definitiva la situación que comenzó en abril de 2025 debido a una coyuntura que combinó variables externas e internas. Albanesi es uno de los principales generadores de energía eléctrica en Argentina, con una capacidad instalada que representa aproximadamente el 8% de la generación térmica, lo que lo convierte en un actor importante del mercado.
La propuesta financiera estructurada por la firma contempló alternativas sin quitas nominales para el total de sus acreedores en ambos mercados, pero extendiendo los plazos de pago. Esta ingeniería financiera estabiliza la estructura de capital de la firma y otorga previsibilidad para el cumplimiento de las obligaciones corrientes. La regularización del pasivo, aseguró la compañía, pemite consolidar la sostenibilidad de la sociedad en el mediano y largo plazo.
El origen de la deuda de la generadora se remonota en su ciclo de expansión que implicó importantes inversiones en nuevas capacidades de generación eléctrica y la adquisición de activos en el sector energético. Según oportunos informes de la empresa y evaluaciones de agencias calificadoras, esta expansión fue financiada principalmente a través de deuda en dólares, lo que, en un contexto de alta inflación y fluctuaciones cambiarias, incrementó la carga financiera del grupo.
A su vez, se menciono en su momento la demora en los pagos por parte de CAMMESA y la disminución de ingresos debido a tarifas reguladas no ajustadas a la inflación que generaron un estrés de liquidez que culminó en el incumplimiento de pagos de intereses en mayo de 2025. Este incumplimiento llevó a la necesidad de una reestructuración de la deuda para adecuar los vencimientos a su capacidad de pago y estabilizar su situación financiera.
Refinanciamiento de plazos y sostenimiento de la prestación
Albanesi aclaró a través de un comunicado que a lo largo de todo el proceso «Generación Mediterránea garantizó la operación ininterrumpida de sus 10 centrales de generación al máximo de su disponibilidad de despacho. Para ello, se acordó con proveedores estratégicos la continuidad de los mantenimientos y el suministro de repuestos, alineando los planes de intervención al nivel de actividad».
La compañía adoptó medidas orientadas a preservar la continuidad operativa y sus inversiones críticas por US$ 600 millones. Entre ellas se destacan la puesta en marcha de la Central Térmica de Cogeneración Arroyo Seco (Santa Fe), así como la ampliación de las centrales Ezeiza (Buenos Aires) y Modesto Maranzana (Córdoba).
En el plano comercial, la firma suscribió en septiembre de 2025 el primer contrato bajo el marco de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía. Este acuerdo privado se celebró con la firma Louis Dreyfus Company para la provisión directa de energía en su planta de Timbúes, Santa Fe. La operación comercial representó un paso importante para la el posicionamiento de la generadora en el mercado eléctrico mayorista.
El parque de activos de la empresa consta de 10 centrales de generación térmica que se distribuyen en siete provincias: dos en Buenos Aires, dos en Santa Fe, y las restantes en Córdoba, Río Negro, La Rioja, Tucumán y Santiago del Estero. El conjunto de estas instalaciones cuenta con una capacidad instalada de 1.855 MW. Este volumen de potencia equivale a casi el 8% de la oferta de energía térmica total de la Argentina.
Tras el cierre del frente de deuda, la operadora ratificó su meta de mantener un esquema de gestión enfocado en la eficiencia de sus plantas termoeléctricas. La modernización tecnológica del parque de generación apunta a sostener el abastecimiento regular de los grandes usuarios e industrias, tal como logró durante su reestructuración.
Los precios internacionales del petróleo profundizaron sus caídas este jueves después de que Estados Unidos e Irán firmaran un acuerdo preliminar para terminar la guerra, reabrir el estrecho de Ormuz y avanzar en el levantamiento de las sanciones estadounidenses sobre las exportaciones petroleras iraníes. El mercado leyó esas medidas como una señal de mayor oferta de crudo a nivel global y aceleró las ventas.
Hacia las 06:25 GMT, el West Texas Intermediate (WTI) retrocedía 3,4% y cotizaba a US$74,18 por barril. El Brent del Mar del Norte cedía 3,02% hasta los US$77,15. Pese al retroceso, los valores siguen por encima de los US$70 previos al conflicto y lejos de los más de US$100 que se tocaron en las semanas de máxima tensión.
El acuerdo, firmado por los presidentes de ambos países, fija un plazo de 60 días de negociación para alcanzar un pacto definitivo sobre el programa nuclear iraní. Durante ese período, el memorando prevé una reducción de las reservas de uranio altamente enriquecido de Teherán y el levantamiento de las sanciones que limitaban la comercialización del petróleo iraní. Los mercados interpretaron que millones de barriles adicionales podrían sumarse a la oferta mundial en los próximos meses.
El documento también contempla la reapertura del estrecho de Ormuz. Según lo acordado, Irán volverá a permitir el tránsito sin peajes por esa vía y el tráfico deberá recuperar su capacidad plena en un plazo de 30 días. La expectativa de normalización de los flujos desde el Golfo Pérsico redujo la prima de riesgo geopolítico que había impulsado los precios durante el conflicto.
La tendencia, sin embargo, no fue lineal. El presidente estadounidense Donald Trump afirmó el miércoles que podría retomar los bombardeos si los dirigentes iraníes “no se comportan”, un comentario que generó una recuperación temporal de las cotizaciones antes de que volvieran a bajar. El acuerdo se selló durante una cena con altos representantes de Francia en el Palacio de Versalles, en París.
La Secretaría de Energía avanzó con el proceso de la convocatoria nacional e internacional AlmaSADI al determinar cuáles de las ofertas presentadas para instalar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica quedaron habilitadas para la siguiente etapa de evaluación.
La licitación recibió 234 propuestas por un total de 8.338 megavatios (MW), una cifra que supera ampliamente la potencia objetivo de 700 MW fijada inicialmente por el Gobierno. De ese total, 42 proyectos corresponden a la provincia de Buenos Aires.
Según los fundamentos de la resolución, los sistemas de almacenamiento permitirán cubrir requerimientos de capacidad durante períodos críticos, brindar reservas de respuesta rápida, contribuir al control de tensión de la red y reducir el riesgo de interrupciones del suministro en zonas vulnerables. Además, funcionarán como una solución transitoria hasta la concreción de nuevas obras de transporte eléctrico de alta tensión.
La convocatoria AlmaSADI fue autorizada en febrero de este año y prevé la contratación de centrales de almacenamiento nuevas, cuyos costos serán incorporados a las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como un servicio de reserva de confiabilidad financiado por la demanda eléctrica.
Propuestas aprobadas en la provincia de Buenos Aires
Tras la apertura de los sobres con la documentación técnica y administrativa realizada el 27 de mayo, CAMMESA llevó adelante el análisis de admisibilidad de las propuestas y remitió un informe de precalificación a la Subsecretaría de Energía Eléctrica. A partir de esa evaluación, la Secretaría resolvió descalificar tres ofertas por incumplimientos considerados insalvables en relación con el pliego de bases y condiciones. Una de ellas la prevista para Pehuajó.
Las restantes propuestas fueron consideradas aptas para continuar en el proceso licitatorio y pasarán a la etapa de apertura de los sobres económicos, donde se conocerán los valores ofertados por los participantes. Entre ellas, según accedió Agencia DIB, figuran los proyectos de las localidades de 25 de Mayo, Pergamino (dos), Bragado (cuatro), Lincoln, Saladillo (tres), Monte (tres), Chascomús (siete), Junín, Salto, Dolores, Necochea, 9 de Julio, Azul y Mar de Ajó (tres).
Desde el Gobierno destacaron que el fuerte interés mostrado por empresas nacionales e internacionales refleja el atractivo del esquema de contratación y la necesidad de fortalecer la infraestructura eléctrica. La potencia ofertada equivale a casi doce veces el objetivo inicial de la licitación, lo que amplía las posibilidades de selección de proyectos para mejorar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico argentino.
La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, sostuvo que “Hay un boom de inversiones y optimismo en el sector energético, pero no debemos olvidar que esto ocurre porque se están corrigiendo los desequilibrios macroeconómicos y atacando las causas de los problemas”.
“Hay récords de inversión en infraestructura, oleoductos, gasoductos, generación renovable. Hay mucho entusiasmo entre los empresarios, que ahora ven oportunidades en diversos campos, desde el upstream hasta ampliación de capacidad de transporte eléctrico”, describió entusiasmada.
Y agregó que “los logros macroeconómicos en energía son importantes, pero la estabilidad macro debe ir acompañada de reglas claras y libertad económica a nivel micro, evitando intervenciones estatales”.
Acerca de la desregulación del sector energéticop, Tettamanti sostuvo que “estamos avanzando bien en la desregulación, pero a diferencia de los ‘90 (privatización menemista) , ahora debemos respetar derechos adquiridos y contratos previos, por lo que el proceso es más gradual y cuidadoso”.
“Venimos de un periodo en que, si bien las empresas habían sido privatizadas, la gestión estaba intervenida desde el Estado. Entonces el desafío ahora es seguir trazando periodos de transición y desregulación, pero siempre respetando los contratos que ya están vigentes”, añadió.
En una entrevista que tuvo lugar en el “Shale 24 + Santander Energy Summit”, la funcionaria consideró que “por primera vez, hay un Gobierno que dice que las causas de la decadencia de la economía argentina: la falta de crecimiento, la inestabilidad en la moneda, son en primer lugar, los desequilibrios macroeconómicos, fundamentalmente por el exceso de gasto público, y un déficit fiscal, que es lo que ahora se está corrigiendo”.
“Tenemos un Presidente con una firme decisión política de enfrentar esa problemática sin ceder. El superávit fiscal es innegociable y el equilibrio de las cuentas públicas constituye un objetivo irrenunciable”, enfatizó Tettamanti.
Quizás pensando en el 2027 (año electoral) la funcionaria hizo hincapié en que “la convicción política es clave para avanzar, pero los problemas de Argentina no se resuelven en cuatro años; se necesita continuidad”.
Energías renovables
Tettamanti se refirió además a las energías renovables y su desarrollo en el país. “la energía Renovable es muy competitiva y no necesita beneficios impositivos, solo estabilidad fiscal, por eso impulsamos una ley que renueva tal estabilidad”. Y agregó que “la ampliación del sistema de Transporte va a permitir nuevos proyectos de energía Renovable, que hoy se instalan donde hay garantía de despacho.
La Funcionaria agregó que “las reglas son iguales para todos y buscamos asegurar condiciones estables para las inversiones”. “Nuestro objetivo es que la energía tenga bajo costo y eficiente, y sea accesible para los residenciales e industrias”.
“La energía tiene que tener un costo competitivo. Faltan obras para seguir ampliando la capacidad de transporte eléctrico a través del territorio nacional, pero tenemos que respetar las concesiones que están vigentes en cada tramo.
En otro orden, y acerca del GNL, la Secretaria describió que “en los próximos años, seguiremos importando algo de GNL, sobre todo en picos de demanda en invierno porque la capacidad de transporte prioriza la demanda residencial y comercial”.
“A partir del año que viene necesitaremos menos GNL, y la compra debería quedar en manos del sector privado, que debe asumir los costos reales y tomar decisiones eficientes según el marco regulatorio”, remarcó.
En esta nota, procuraremos sintetizar la situación del abastecimiento de gas natural destinado a la demanda nacional, considerando las acciones, tanto las ejecutadas como las propuestas, que tienen como principales protagonistas a las dos licenciatarias del sistema de transporte de gas natural.
Por Charles Massano
Transportadora de Gas del Sur, SA -TGS-
TGS terminó capitalizando las rentas generadas por el negocio —en un proceso de naturaleza estrictamente económica, ajeno a consideraciones políticas y, por lo demás, característico de emprendimientos privados exitosos— derivadas de la expansión de la capacidad de transporte de su sistema, posibilitada por la construcción del sistema Perito Francisco Pascasio Moreno, entre Tratayén y Salliqueló (GPM). Ello fue posible mediante una inversión superior a los US$ 700 millones en su propia red, actualmente en ejecución, y la utilización de una herramienta administrativa heredada de otro contexto y de otras circunstancias: el Régimen de Iniciativa Privada (RIP).
La Ley N.º 24.076 —modificada por la Ley N.º 27.742— y su normativa reglamentaria contemplan la posibilidad de que particulares o usuarios efectúen aportes de inversión sobre los sistemas de transporte y distribución de gas natural por redes operados por empresas privadas licenciatarias, con el objeto de que dicho esfuerzo económico se traduzca en su incorporación al servicio regulado o en la ampliación y/o extensión del vínculo físico de suministro ya existente.
Este mecanismo se encuentra previsto en el artículo 16 de la citada ley y actualmente reglamentado por la Resolución del ex ENARGAS N.º 435/2026, en concordancia con las disposiciones contenidas en el Anexo I del Decreto N.º 1738/1992 (texto actualizado).
En tales supuestos, la prestadora privada que incorpora esos activos y amplía su negocio de esta manera, debe aportar a la inversión o compensar al usuario con el monto o su equivalente en servicio, correspondiente al valor económico de ese nuevo negocio regulado.
Por otra parte, las disposiciones de la Ley N.º 24.076 permiten la coexistencia entre el régimen histórico de concesiones de transporte previsto en la Ley N.º 17.319 —actualizada por la Ley N.º 27.742— y el sistema de prestación regulada a cargo de licenciatarias privadas. De hecho, el sistema GPM es una concesión de transporte, circunstancia que podría explicar la utilización del Régimen de Iniciativa Privada (RIP) en lugar del mecanismo contemplado en el artículo 16 de la Ley N.º 24.076.
No obstante, TGS también habría podido recurrir al régimen previsto el Artículo 16, tal como lo hizo en otras oportunidades, convocando a un concurso abierto para que los interesados en contratar nueva capacidad de transporte sobre su sistema —incluida aquella que TGS eventualmente tomara “en alquiler” de ENARSA sobre el sistema GPM— se presentaran en los términos de esa convocatoria.
De haberse seguido ese camino, las retribuciones al uso y disponibilidad la nueva capacidad, habrían quedado circunscriptas a la tarifa regulada y a los aportes exigidos a los usuarios hasta compensar las eventuales diferencias entre la inversión requerida y el valor económico del negocio incorporado. En tal escenario, la relación entre ENARSA y TGS habría quedado regida exclusivamente por los acuerdos celebrados entre ambas partes.
TGS optó, sin embargo, por encuadrar su iniciativa en el Régimen de Iniciativa Privada (RIP) previsto en la Ley N.º 17.520 —también modificada, entre otras normas, por la Ley N.º 27.742—, conforme a las disposiciones del Decreto N.º 1060/2024 y su normativa complementaria. Bajo este esquema, la contraprestación por los servicios contratados sobre la capacidad incorporada por TGS al sistema GPM surgirá de la propuesta formulada por la propia empresa y aceptada por los interesados. Se trata, por lo tanto, de un precio determinado contractualmente entre las partes y no de una tarifa regulada. Asimismo, dicha propuesta otorgaba prioridad a aquellos interesados que anticiparan el pago de ese precio.
En consecuencia, los usuarios abonarán una retribución resultante de la combinación ponderada entre la tarifa autorizada al titular del sistema GPM (ENARSA) y el precio acordado para la capacidad incorporada mediante la expansión ejecutada al amparo de las disposiciones vigentes de la Ley N.º 17.520. Los ponderadores de esa tarifa media estarán dados por los volúmenes de capacidad preexistente y adicional del sistema GPM, a los que deberán añadirse los cargos correspondientes a los servicios regulados que TGS les preste a través del sistema de transporte que opera bajo licencia.
En estas condiciones, se incorporarán al servicio más de 14 MMm³/día de capacidad destinada al transporte de gas desde Neuquén hacia las áreas de Buenos Aires (BA) y Gran Buenos Aires (GBA), junto con la posibilidad de entregar al sistema de TGN hasta 5,4 MMm³/día mediante la utilización del bypass Mercedes–Cardales (M-C), según surge de la exposición realizada por TGS en la jornada convocada por ACIGRA el 30 de mayo de 2026. A su vez, una parte de la capacidad ya disponible como resultado de la puesta en operación del sistema GPM se destinó, a partir del 1.º de mayo pasado, a sustituir volúmenes correspondientes a contratos de transporte que las distribuidoras Metrogas y Naturgy BAN recibían de TGN sobre el sistema GN.
Las nuevas obras proyectadas por TGS podrían encontrarse operativas durante el tercer trimestre de 2027, e incluso con anterioridad a esa fecha.
Transportadora de Gas del Norte, SA -TGN-
En la jornada del 30 de mayo, TGN no presentó proyectos concretos de ampliación de su sistema de transporte desde Neuquén —cabe recordar que la reversión del Gasoducto Norte (GN) fue contratada por ENARSA—, aunque sí mencionó la posibilidad de desarrollar un ducto de aproximadamente 750 kilómetros entre Tratayén y La Carlota (LC), estación compresora perteneciente a su sistema Centro Oeste (GCO). De concretarse, esa vinculación permitiría incorporar hasta 20 MMm³/d de capacidad destinados tanto al abastecimiento del mercado interno como a la exportación, con destino al norte del país y a los mercados ubicados aguas abajo de La Carlota.
No obstante, el 10 de junio[1], durante un evento organizado por una publicación especializada, TGN señaló que prevé comunicar hacia fines de este año una decisión final de inversión (Final Investment Decision – FID) respecto de dicho proyecto. Asimismo, informó que, en las condiciones actuales de operación, el sistema GN permite inyectar hasta 15 MMm³/d desde Tío Pujio con destino a los mercados ubicados al norte de ese punto.
Recordemos aquí lo que en su momento dijimos en el anuario 2025 de Energía y Negocios:
“El Gasoducto Centro Oeste (GCO) presenta una notoria falta de capacidad desde la conexión entre las compresoras de La Carlota (GCO) y Tío Pujio (Gasoducto Norte). La reversión parcial del Norte desvió unos 8 MMm3/d desde el GCO hacia ese sistema. Ampliar el tramo Beazley–La Carlota permitiría incorporar cerca de 15 MMm3/d adicionales aguas abajo de Beazley. Hoy esos volúmenes pueden impulsarse desde La Mora hasta Beazley gracias a la demanda de exportación a Chile vía GasAndes. Sólo una mayor disponibilidad de gas justificaría nuevas expansiones”...
“TGN ha dejado entrever su preferencia por construir un nuevo tramo entre Tratayén (o Chacharramendi) y La Carlota (T–LC) en lugar de ampliar Beazley–La Carlota (B–LC). Aunque más costosa, la obra T–LC facilitaría exportaciones a Brasil, sea completando el sistema TGM hasta Porto Alegre (unos 600 km) o utilizando la red boliviana, que requeriría obras de reversión. Estas inversiones adicionales en Bolivia y Brasil reducirían la competitividad exportadora, salvo que el mercado argentino absorbiera parte de los costos a cambio de capacidad adicional —incluyendo el Proyecto Vicuña de TGN para abastecer a las mineras de litio de Salta—.
Habrá que evaluar los números con detenimiento. Pero, en una primera aproximación, para el mercado argentino la alternativa más eficiente sigue siendo expandir Beazley–La Carlota en el GCO, bajo jurisdicción regulada.” https://www.energiaynegocios.com.ar/anuario-2025/.
Es cierto que la asignación de la capacidad disponible entre la cabecera del sistema GCO y La Mora al abastecimiento del mercado interno impediría, en las condiciones actuales, realizar exportaciones firmes hacia Chile a través del sistema GasAndes. Para que ambos mercados pudieran ser atendidos simultáneamente bajo esa modalidad, y además de la expansión entre Tratayén y La Carlota, TGN debería incrementar la capacidad de transporte del sistema GCO entre su cabecera y la planta compresora La Mora en un volumen adicional de entre 12 y 15 MMm³/d.
Por otra parte, una publicación especializada señala que el gasoducto proyectado por TGN tendría una extensión aproximada de 750 kilómetros y demandaría una inversión estimada en US$ 1.600 millones. Sin embargo, estimaciones citadas por OLADE elevan ese monto inicial a alrededor de US$ 2.000 millones.[2]
Otra publicación[3] recuerda que, en noviembre de 2024, el Gobierno inauguró la reversión del Gasoducto Norte, obra contratada por ENARSA. El proyecto comprendió la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros destinado a interconectar los sistemas Centro Oeste y Norte entre La Carlota y Tío Pujio, así como la incorporación de 62 kilómetros de loops al norte de la Planta Compresora Tío Pujio, sobre el Gasoducto Norte.
Según la misma fuente, la adecuación de las plantas compresoras del sistema GN continúa “virtualmente paralizada” como consecuencia de un conflicto con la contratista Esuco. Por el momento, dicha demora no tendría efectos operativos concretos, dado que la capacidad de transporte disponible para incrementar los envíos de gas desde Neuquén hacia el norte del país a través del sistema GCO sigue siendo insuficiente. No obstante, la publicación advierte que, una vez concluida la ampliación del sistema GPM encarada por TGS, quedará en evidencia el cuello de botella asociado a la falta de avances en esas obras complementarias.
La misma publicación también señala que el contrato para la adecuación de cuatro plantas compresoras del sistema GN —Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra— fue suscripto en abril de 2024. Conforme al cronograma original, las obras debían completarse entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, durante el segundo semestre del año pasado, Esuco —contratista de ENARSA— suspendió los trabajos reclamando por incumplimientos en los pagos. Hacia fines de octubre de 2025, la empresa habría reclamado una deuda de 31.000 millones de pesos sobre un total contractual de 42.000 millones, correspondiente tanto a la adecuación de esas cuatro plantas compresoras como a las intervenciones realizadas en las estaciones compresoras de Mercedes —cabecera del bypass Mercedes–Cardales y punto terminal de los tramos finales de TGS— y Salliqueló, sobre el sistema GPM, ambas obras concluidas en 2024.
De acuerdo con la información disponible, las plantas compresoras de Ferreyra y Deán Funes ya se encontrarían terminadas y permitirían revertir hasta 15 MMm³/d. Así lo habría confirmado TGN durante el evento organizado por esa misma publicación especializada el 10 de junio del corriente año.
No conocemos, sin embargo, el monto de inversión que TGN comprometió o ya ha destinado específicamente a la reversión del sistema GN.
Hasta la fecha, entonces:
Las obras de reversión del GN (operado por y licenciado a TGN) contratadas por ENARSA están paralizadas. Su finalización serviría para mover entre 15 y 23 MMm3/d de gas proveniente de Neuquén y hacia el Norte en ese sistema, una vez que TGS concluya sus ampliaciones sobre los sistemas de sus Tramos Finales y el GPM y que se expanda la capacidad de TGN para llevar más gas hasta LC. Los cálculos del comitente estiman que el volumen que estará disponible para subir gas hacia el Norte sobre el sistema GN, desde TP y el nodo San Jerónimo [SJ], podría alcanzar los 19 MMm3/d, cuando todas las obras de reversión sobre el sistema GN estén a servicio. Según TGN, a la fecha, y si el caudal estuviese disponible en LC, el GN puede movilizar unos 15 MMm3/d de Sur a Norte.
La capacidad adicional que efectivamente aportaría TGS sobre el sistema GN para transportar gas proveniente de Neuquén alcanzaría a lo sumo 5,4 MMm3 adicionales, utilizando el bypass Mercedes-Cardales, y pasando por el nodo SJ en el sistema de TGN.
Si no se expande el sistema GCO (de TGN) entre B y LC, sólo la construcción del sistema T-LC podría aportar los, al menos, 10 MMm3/d que faltarán para completar la inyección al GN (de un mínimo de15 MMm3/d) con gas de Neuquén (utilizando el bypass LC-TP).
Por lo tanto, las soluciones a esta situación serían que:
TGN logre la FID hacia fin de año, sobre una obra (T-LC) que, según explicó en el evento del 10 de Junio pasado, necesitaría un mínimos de 13 MMm3/d de demanda de capacidad para hacer viable una primer etapa (capaz de transportar unos 15 MMm3/d). O que;
eventuales acciones regulatorias (improbables -no imposibles-, en la era de la iniciativa privada) la obliguen a acometer una expansión del tramo B-LC sobre el GCO, financiada por el sistema de expansiones y extensiones de sistemas regulados enmarcado en el Art. 16 de la Ley 24.076. Pero, y si esta fuese la opción que finalmente prevaleciera, su posibilidad de incorporar capacidad a ser utilizada para exportar gas a Brasil no resulta evidente. Y salvo que se expandiera la capacidad desde la cabecera del GCO y hasta La Mora, también las exportaciones firmes a Chile (capacidad firme, el gas es otro asunto) se verían condicionadas por la dedicación al mercado interno de la capacidad existente entre cabecera del GCO y La Mora.
El siguiente recorte del mapa esquemático del ex ENARGAS que expone parte del sistema de transporte de gas, tiene señalados con elipses o línea de puntos las partes del sistema de gasoductos que hemos mencionado.
3: Bypass Mercedes (Tramos Finales de TGS) – Cardales (Tramos Finales TGN).
4: Sistema Gasoducto Perito Francisco P Moreno (GPM).
5: Planta compresora Ordoqui.
6: Proyecto de TGN, Gasoducto Tratayén – La Carlota.
7: Tramo Cabecera – La Mora del sistema GCO.
Implicanciasy Repercusiones
La insuficiencia de, al menos, 10 MMm³/d de gas para completar la capacidad de inyección prevista sobre el Gasoducto Norte revertido contribuye a que la paralización de las obras en las plantas compresoras de ese sistema luzca, por el momento, como un factor de escasa relevancia operativa.
Por otra parte, CAMMESA expuso, durante la misma jornada organizada por ACIGRA antes mencionada, que el sistema de transporte eléctrico operado por Transener no dispone actualmente de capacidad suficiente para evacuar la totalidad de la energía que podría generarse a partir de la potencia excedente disponible en las regiones de Cuyo y Patagonia Norte, con destino a los mercados ubicados al Norte y al Este de dichas áreas.
Fuente: Facsímil de un slide de la exposición de CAMMESA el 30/05/2026 en la jornada convocada por ACIGRA
De este modo, las limitaciones que afectan tanto al sistema de transporte de gas natural como al de transmisión eléctrica en alta tensión presentan, en términos generales, una coincidencia geográfica significativa y se traducen en déficits energéticos sobre las mismas regiones del país: aquellas que concentran la mayor demanda y la mayor cantidad de usuarios.
Entendemos que, al menos por el momento, resulta difícil imaginar una superación de esta situación —y, en particular, de las restricciones financieras, de planificación y de plazos que la caracterizan— sin acciones regulatorias y de política energética. Más aún si se tiene en cuenta que ya se han realizado importantes inversiones sobre el sistema del Gasoducto Norte que, en las condiciones actuales, no están siendo plenamente aprovechadas.
Sin embargo, en caso de que TGN lograra concretar la decisión final de inversión (FID) correspondiente al proyecto Tratayén–La Carlota, podría abrirse una vía de solución a estas limitaciones (y por ahora sólo sobre el sistema de gasoductos). En tal escenario, el impulso no provendría principalmente de nuevas acciones regulatorias, sino, una vez más, de un proceso privado de decisiones de inversión y negocios. Con todo, por ahora sólo se dispone de anuncios relativos a procesos que, cabe presumir, han requerido esfuerzos financieros relevantes y la asunción de riesgos empresariales por parte de TGN.
[1] Midstream & Gas Day 2026; 10 de Junio de 2026, Buenos Aires. Organizado por Econojournal (@ECONOJOURNAL
La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.
La transición energética y la electrificación global están abriendo una ventana de oportunidad para el desarrollo de la minería argentina, en un momento donde coinciden precios internacionales altos y un déficit de oferta previsto para la próxima década a nivel global. En este escenario, el país cuenta con un potencial geológico que puede aprovechar un ambiente local favorable para las inversiones de largo plazo, y una cartera de proyectos en distintas etapas de desarrollo.
Un análisis de la consultora Bain & Company reseñó que el mercado global sufrirá un fuerte desbalance de oferta y demanda de cobre hacia 2035. Con un pipeline que aportaría hasta 1,8 millones de toneladas anuales, Argentina aparece como el jugador clave para cerrar la brecha, aunque requiere una inversión sin precedentes en energía, logística y recursos humanos.
Diego García, Socio Líder de Energía y Recursos Naturaleza de Bain & Company, remarcó que existe una alta conciencia en el sector sobre el tamaño del reto, pero destacó la actitud proactiva de la industria. “Las empresas ya no sólo diagnostican las barreras, sino que están trabajando activamente para ser parte de la solución, diseñando proyectos bajo los más altos estándares ambientales y en permanente sinergia con las comunidades locales”, explicó.
El relevamiento destaca que el pipeline global proyectado es de 13,2 Mtpa, pero el 80% de esos desarrollos aún no cuenta con una Decisión Final de Inversión (FID) aprobada. Para que la Argentina acelere estos procesos y replique casos de éxito regionales, debe resolver el desafío que combina infraestructura física, desarrollo social y tecnología de vanguardia.
Diego García, Socio Líder de Energía y Recursos Naturaleza de Bain & Company.
Para dimensionar el esfuerzo físico e industrial que requerirá producir las estimadas 1,8 Mtpa de cobre en el país, el análisis de Bain detalla exigencias de infraestructura críticas. En energía, se necesitará la construcción de 1.500 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica dedicadas y un consumo de entre 8 y 10 TWh anuales, sumando refuerzos sustanciales al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
En logística de exportación, el transporte por ductos o ferrocarril moverá entre 5 y 6 millones de toneladas de concentrado al año, un volumen equivalente de entre el 8% y el 10% de todos los granos y subproductos que exporta actualmente el polo agroindustrial del Gran Rosario.
A la vez, el proceso demandará unos 250 millones de metros cúbicos de agua, una cifra que representa diez veces el consumo de agua utilizado para la fractura hidráulica en Vaca Muerta durante 2024, detalló el informe de Bain.
El ecosistema de proveedores
Uno de los puntos clave para evitar cuellos de botella radica en el desarrollo del ecosistema de proveedores. Actualmente, la Argentina cuenta con una base de entre 2.000 y 2.500 empresas proveedoras de minería, un número bajo en comparación con las más de 8.000 de Chile o las 6.000 de Perú.
Para evitar la inflación de costos y los cuellos de botella en las fases críticas de construcción (Post-FID), Bain propone apalancarse en el know-how y las capacidades existentes del sector de Oil & Gas, que ya ha probado estándares de excelencia en la cuenca neuquina.
«No tenemos que empezar de cero; la cadena de valor de hidrocarburos e ingeniería pesada del país puede readaptarse rápidamente para abastecer los megaproyectos mineros, complementando además la experiencia de los países vecinos», enfatizó García.
Finalmente, el factor humano asoma como otra de las prioridades de agenda corporativa. Roles profesionales en áreas de metalurgia, geotecnia, ingeniería civil y gestión de permisos ambientales (ESG) comenzarán a registrar una alta presión de demanda y escasez de talento hacia fines de la década, requiriendo un abordaje sistémico coordinado entre empresas, academias y el sector público.
Las existencias de petróleo y combustibles en Estados Unidos registraron una nueva caída durante la última semana, reforzando la percepción de un mercado energético más ajustado en el inicio de la temporada de mayor consumo de combustibles en el hemisferio norte.
Según informó este miércoles la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), las reservas comerciales de petróleo crudo disminuyeron en 8,3 millones de barriles (MM/bb) durante la semana finalizada el 12 de junio. Con esta reducción, los inventarios se ubicaron en 418,2 MM/bb, aproximadamente un 6 % por debajo del promedio de los últimos cinco años para esta época del año.
La magnitud de la caída sorprendió al mercado y confirmó los datos preliminares divulgados el día anterior por el American Petroleum Institute (API), que había estimado un descenso prácticamente idéntico.
Un mercado cada vez más ajustado
La reducción de inventarios ocurre en un contexto de fuerte demanda estacional de combustibles. Estados Unidos atraviesa el denominado driving season, el período comprendido entre fines de primavera y el verano boreal, cuando millones de estadounidenses incrementan sus desplazamientos por carretera debido a vacaciones y actividades recreativas.
La combinación de una demanda robusta y menores inventarios suele interpretarse como una señal alcista para los precios del petróleo, ya que indica una menor disponibilidad de crudo y combustibles para satisfacer el consumo futuro.
Los inventarios de petróleo en el principal centro de almacenamiento y distribución del país, ubicado en el complejo de Cushing, también han mostrado una tendencia de reducción en las últimas semanas, reflejando un equilibrio más ajustado entre oferta y demanda.
Reacción de los precios
Tras la publicación de los datos, los precios internacionales del crudo registraban avances significativos. Hacia media mañana en Nueva York, el barril de Brent Crude se negociaba en 80,12 dólares, con una suba de US$ 1,16 (+1,47%), recuperando parte de las pérdidas registradas en la sesión anterior.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI), referencia para el mercado estadounidense, avanzaba hasta US$ 77,21 por barril, con una ganancia diaria de 1,53%.
Los operadores consideran que la disminución simultánea de las existencias de crudo y gasolina podría sostener los precios en niveles elevados si la demanda continúa fortalecida durante el verano.
Menores existencias de gasolina
En el segmento de combustibles refinados, la EIA informó una disminución de 900.000 barriles en las reservas de gasolina, revirtiendo el incremento de 200.000 bb, observado la semana anterior.
A pesar de la caída de inventarios, las refinerías estadounidenses aumentaron su producción. La elaboración promedio de gasolina alcanzó los 10,1 MM/bbd barriles, reflejando los esfuerzos de la industria por satisfacer la creciente demanda de los consumidores. Sin embargo, el ritmo de consumo continúa absorbiendo buena parte de esa producción adicional, contribuyendo al descenso de las reservas.
Destilados: inventarios aún por debajo de la media histórica
Las existencias de destilados —categoría que incluye diésel y combustible para calefacción— aumentaron en 1 millón de barriles durante la semana. No obstante, la producción descendió hasta 5,2 millones de barriles diarios.
A pesar del incremento semanal, las reservas de destilados permanecen aproximadamente 13 % por debajo del promedio de los últimos cinco años, un nivel que sigue siendo observado de cerca por el mercado debido a la importancia del diésel para el transporte de mercancías, la industria y la actividad agrícola.
La demanda sigue mostrando fortaleza
Uno de los datos más relevantes del informe fue la evolución del suministro total de productos petroleros, considerado un indicador indirecto de la demanda de combustibles.
Durante las últimas cuatro semanas, este indicador promedió 20,6 MMbb/d, un aumento de 3,3 % respecto del mismo período de 2024.
La demanda de gasolina se ubicó en un promedio de 8,9 MMbb/d, mientras que el suministro de destilados alcanzó 3,7 MMbb/d, registrando un crecimiento interanual de 5,5 %. Estos datos sugieren que, pese a las tasas de interés todavía elevadas y a las preocupaciones sobre el crecimiento económico global, el consumo energético en Estados Unidos continúa mostrando resiliencia.
Perspectivas
La evolución de los inventarios estadounidenses seguirá siendo un factor clave para los mercados petroleros en las próximas semanas. Si las reservas continúan disminuyendo mientras la demanda veraniega se mantiene sólida, los precios del crudo podrían encontrar un mayor apalancamiento. Además, los operadores permanecen atentos a los riesgos geopolíticos en Medio Oriente, a las decisiones de producción de la OPEC+ y a la trayectoria de la economía global, factores que podrían amplificar la volatilidad del mercado energético durante el segundo semestre del año.
El director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Ing. Roberto Carnicer, analiza por qué una eventual solución del conflicto aliviaría la presión sobre el crudo, el GNL y el GLP, aunque advierte que el mercado seguirá condicionado por las consecuencias físicas de la crisis.
La posibilidad de una solución al conflicto en Medio Oriente modifica de inmediato las expectativas de los mercados energéticos internacionales. Sin embargo, el ingeniero Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, indica que una reducción del riesgo geopolítico no implica necesariamente un regreso a los niveles de precios previos a la crisis.
“La paz puede retirar la prima de pánico, pero no llena automáticamente los tanques, no repone inventarios, no normaliza contratos ni devuelve de un día para otro la confianza logística de armadores, traders, compradores y aseguradoras”, sostiene.
En ese sentido, explica que el escenario más probable es una normalización con inventarios todavía afectados por el conflicto. “La baja de precios debería existir, especialmente en crudo, pero con pisos más altos que los que hubieran prevalecido en un mercado físicamente cómodo”, afirma.
El crudo sería el primero en reaccionar
Según Carnicer, el petróleo es el mercado que más rápidamente descuenta una eventual solución política debido a la flexibilidad de sus fuentes de abastecimiento. “El petróleo crudo es el primer mercado en reaccionar ante una expectativa de solución política”, señala, y agrega: “esa flexibilidad hace que el Brent sea el precio más sensible a una reducción de la prima geopolítica”.
De concretarse un acuerdo creíble, considera que “el Brent podría abandonar rápidamente la hipótesis de USD 105-120 por barril que correspondía a un Ormuz restringido hasta agosto”, para ubicarse en un rango más cercano a los USD 80-90 por barril.
No obstante, advierte que existe un límite para esa caída debido a la necesidad de recomponer existencias. En sus palabras: “La paz baja el riesgo; la necesidad de inventario pone el piso
El GNL mantendría una corrección más gradual
En el caso del gas natural licuado (GNL), Carnicer considera que la respuesta del mercado sería más lenta porque depende de una infraestructura compleja y de contratos de largo plazo. “El gas natural licuado es distinto. Es el mercado más rígido de los tres porque no alcanza con que aparezca voluntad política”, explica. Por ese motivo, aun cuando se normalice la situación en el Golfo Pérsico, “el mercado de GNL probablemente mantendrá una prima por seguridad de suministro”.
Europa continúa necesitando abastecer sus almacenamientos antes del invierno, mientras que Asia también comienza su proceso de preparación para la temporada de mayor consumo, factores que sostendrían los precios por encima de los niveles previos al conflicto.
GLP: una baja parcial y desigual
Respecto del gas licuado de petróleo (GLP), Carnicer ubica a este mercado en una posición intermedia entre el crudo y el GNL. “La normalización de Ormuz debería aliviar precios, pero no eliminar completamente la tensión”, afirma. Además, marca diferencias entre los principales componentes del mercado. “La baja del GLP será real, pero desigual. El propano corregirá más; el butano conservará una prima por demanda residencial y recomposición de inventarios asiáticos”, indica.
Paz no significa abundancia
Para Carnicer, uno de los principales aprendizajes que deja la crisis es que los mercados distinguen claramente entre el riesgo político y la disponibilidad física de la energía. “La lección principal es que el mercado energético diferencia entre riesgo político y disponibilidad física”, sostiene. Y resume el desafío con una definición contundente: “Una solución diplomática puede reducir de inmediato la prima de guerra. Pero no recrea inventarios, no libera automáticamente capacidad logística, no recompone contratos ni elimina la necesidad de compras preventivas antes del invierno”.
La oportunidad para Argentina
En este contexto, Carnicer considera que Argentina mantiene una oportunidad estratégica para posicionarse como proveedor confiable de energía en el mediano plazo.
“Si la crisis mostró algo, es que la seguridad de suministro tiene valor económico. Los compradores no solo miran precio: miran origen, riesgo geopolítico, confiabilidad contractual, infraestructura y continuidad operativa”, señala.
En particular, destaca el potencial de Vaca Muerta para convertirse en una fuente de diversificación del abastecimiento internacional, aunque aclara que ese desarrollo dependerá no solo del recurso disponible sino también de inversiones en infraestructura, almacenamiento, puertos y credibilidad exportadora.
Una reconstrucción que llevará tiempo
En la conclusión de su análisis, Carnicer remarca que una eventual paz modificaría la velocidad y la magnitud del ajuste de los mercados, pero no eliminaría las consecuencias acumuladas durante el conflicto. “El mercado deja atrás el miedo al cierre total de Ormuz, pero entra en otra etapa: la de reconstruir inventarios y confianza”, afirma.
Finalmente, resume el escenario con una frase que sintetiza el eje de su análisis: “En energía, la paz no siempre significa precios bajos. Muchas veces significa precios menos extremos, pero todavía condicionados por la memoria física de la crisis: tanques vaciados, contratos tensionados y compradores que aprendieron que la seguridad de suministro también se paga”.
Más de 30 investigadores e investigadoras que participan de los proyectos de Ciencia y Tecnología de Energías Bonaerenses (CYTEB) I y II.
La provincia de Buenos Aires dio un paso para consolidar su sistema de investigación y desarrollo energético. Más de 30 investigadores e investigadoras que participan de los proyectos de Ciencia y Tecnología de Energías Bonaerenses (CYTEB) I y II se reunieron en el Centro Bonaerense de Energías Renovables con el objetivo de intercambiar experiencias, identificar oportunidades de colaboración y construir una agenda común de desarrollo tecnológico con impacto productivo y territorial.
El encuentro, impulsado por la Subsecretaría de Energía bonaerense y la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), marcó la primera instancia formal de articulación entre gran parte de las líneas de investigación energética financiadas por la Provincia.
La iniciativa forma parte del programa CYTEB, que cuenta con financiamiento del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), y que busca fortalecer las capacidades científicas y tecnológicas vinculadas al sector energético.
Desde su creación, el programa incrementó los recursos destinados a investigación aplicada. Mientras que la primera convocatoria, lanzada en 2023, destinó $100 millones con un tope de $20 millones por proyecto, la segunda edición elevó la inversión total a $400 millones y aumentó el financiamiento máximo a $50 millones por iniciativa.
Durante la jornada participaron el presidente de la CIC, Roberto Salvarezza; y el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni; quien remarcó la importancia de vincular el conocimiento científico con las políticas públicas. “Para construir una matriz energética autónoma y soberana necesitamos fortalecer el vínculo entre quienes producen conocimiento y quienes llevan adelante las políticas públicas. La articulación entre el sector energético y el sistema científico-tecnológico, junto con una decisión sostenida de inversión, es la base de cualquier estrategia de desarrollo”, planteó.
De la energía para dispositivos IoT a la economía circular de las baterías
La diversidad de proyectos presentados durante el encuentro reflejó algunos de los principales desafíos tecnológicos asociados a la transición energética. Uno de ellos es desarrollado por el Instituto de Nanociencia y Nanotecnología (INN, CNEA-CONICET) bajo la dirección de la investigadora María Dolores Pérez. La iniciativa busca desarrollar celdas solares de perovskitas (dispositivos fotovoltaicos de tercera generación compuestos por minerales de estructura cristalina) capaces de aprovechar la iluminación artificial de interiores para alimentar dispositivos electrónicos de bajo consumo.
La propuesta apunta a reemplazar el uso de baterías convencionales en artefactos cotidianos mediante tecnología fotovoltaica adaptada a ambientes cerrados, donde las personas pasan la mayor parte de su tiempo.
“Buscamos sustituir el uso de baterías tradicionales en dispositivos de bajo consumo mediante tecnología fotovoltaica de interiores. Para la provincia de Buenos Aires esto es un desafío estratégico porque permite incursionar de forma temprana y soberana en una tecnología fotovoltaica de vanguardia”, explicó Pérez.
La investigadora destacó que uno de los avances más relevantes obtenidos hasta el momento fue comprobar que las celdas de perovskita mejoran significativamente su desempeño bajo condiciones de baja irradiancia en interiores. “Hemos demostrado que al someter estas celdas a regímenes de iluminación entre 200 y 1000 lux (Los luxes miden la cantidad de luz que incide sobre una superficie) con lámparas LED de baja potencia, las eficiencias de conversión aumentan de forma drástica y superan ampliamente a las medidas a campo abierto”, señaló.
La tecnología podría tener aplicaciones directas en el ecosistema del Internet de las Cosas (IoT) permitiendo desarrollar controles remotos, sensores industriales, timbres inteligentes o cargadores para dispositivos electrónicos que funcionen exclusivamente con la luz ambiente.
Sin embargo, Pérez advirtió que para avanzar hacia la producción a escala será necesario resolver desafíos vinculados al escalado industrial, fortalecer el financiamiento para equipamiento científico y generar una mayor participación del sector privado.
“Se necesita despertar el interés del sector corporativo y tecnológico para lograr el acoplamiento con empresas que estén dispuestas a absorber el prototipo, co-invertir en el patentamiento y liderar la transferencia tecnológica hacia el mercado”, sostuvo.
Baterías sustentables a partir de residuos electrónicos
Otro de los proyectos destacados es el liderado por Félix Requejo, investigador del Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas (INIFTA), que busca desarrollar materiales para baterías de ion litio utilizando componentes recuperados de pilas y baterías agotadas.
La investigación se basa en estrategias de minería urbana para recuperar metales como manganeso, níquel, cobalto y hierro presentes en residuos electrónicos y reincorporarlos a nuevas tecnologías de almacenamiento energético.
“Buscamos recuperar y reutilizar parte de los materiales descartados cuando las celdas o baterías alcanzan el final de su vida útil”, explicó Requejo. Según detalló, el equipo ya logró resultados alentadores al incorporar materiales reciclados en la fabricación de nuevas celdas.
“Hemos demostrado la utilidad de materiales recuperados de pilas y baterías en desuso para la fabricación de nuevas celdas. Lo interesante es que estas nuevas celdas presentan propiedades mejoradas respecto de las obtenidas utilizando exclusivamente materiales puros de laboratorio”, indicó.
Avances y aplicaciones
En la actualidad, el grupo logró reemplazar aproximadamente un 20% del material virgen utilizado en ciertos componentes por materiales recuperados, manteniendo e incluso mejorando las prestaciones electroquímicas.
Las aplicaciones más inmediatas de esta tecnología estarían vinculadas al almacenamiento estacionario de energía renovable para hogares, industrias y sistemas distribuidos.
“Los beneficios más inmediatos podrían darse en la integración de energías renovables en hogares, industrias y sistemas energéticos distribuidos, contribuyendo a reducir la dependencia de fuentes convencionales desde una perspectiva ambiental y de sostenibilidad”, aseveró el investigador.
La transferencia tecnológica: el desafío pendiente
Más allá de las diferencias temáticas entre los proyectos, ambos investigadores coincidieron en señalar que el principal desafío para el sistema científico argentino sigue siendo la transferencia tecnológica y el escalado productivo.
Pérez consideró que es necesario fortalecer los mecanismos de vinculación temprana entre laboratorios y empresas, mientras que Requejo advirtió sobre la necesidad de sostener políticas de largo plazo que permitan transformar conocimiento en desarrollo industrial.
“La implementación a gran escala requiere políticas sostenidas, articulación entre el sistema científico y el sector productivo, y una estrategia que priorice la generación de valor agregado local”, sostuvo el investigador del INIFTA.
En ese sentido, el encuentro organizado por la Provincia fue valorado por ambos equipos como una herramienta para construir redes de colaboración entre instituciones y acercar las prioridades de la política energética a los grupos de investigación.
Para Pérez, la jornada permitió identificar áreas de interés común entre distintos proyectos financiados por CYTEB y abrir nuevas posibilidades de trabajo conjunto. Requejo, por su parte, destacó que estos espacios facilitan el intercambio de experiencias, la identificación de problemas comunes y la generación de soluciones integrales frente a los desafíos energéticos.
Mientras la Provincia apuesta a consolidar un ecosistema de innovación energética basado en la articulación entre ciencia, Estado y producción, los proyectos presentados durante la jornada muestran cómo la investigación aplicada puede traducirse en desarrollos concretos para la transición energética, desde dispositivos fotovoltaicos alimentados por luz interior hasta baterías más sustentables construidas a partir de residuos electrónicos.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, recorrió esta semana la Gigafactory de Tesla en Texas junto con Michael Snyder, vicepresidente de energía y carga de la compañía estadounidense. En el encuentro avanzaron en una carta de intención que combina infraestructura de carga rápida en estaciones de servicio, almacenamiento energético y un proyecto conjunto con YPF Luz para levantar un centro de datos abastecido con gas de Vaca Muerta. El capítulo más ambicioso del convenio todavía está en negociación y podría encuadrarse dentro del Súper RIGI, el régimen de incentivos para nuevas industrias que sigue en trámite en el Congreso.
El pre acuerdo apunta a tres frentes de trabajo conjunto: la carga rápida para vehículos eléctricos, el almacenamiento de energía y la innovación tecnológica para el sector. Marín fue claro respecto del alcance del documento: se trata de un acuerdo marco, habilita a negociar formalmente, pero todavía no pone sobre la mesa montos de inversión ni plazos de ejecución.
Diecisiete estaciones para arrancar
El tramo del acuerdo con fecha concreta de implementación es el despliegue de supercargadores Tesla dentro de la red YPF. Esta ptrvistos 17 puntos de carga durante el segundo semestre de este año, distribuidos en el AMBA y otras ciudades grandes de la provincia de Buenos Aires; instalándose el primero de ellos en Nordelta. A su vez, se tramitarán los permisos de habilitación a nivel provincial. El esquema combina activos complementarios. YPF pone sobre la mesa una red de más de 1.600 bocas de expendio repartidas por todo el país, una escala logística que ningún operador privado de electromovilidad podría replicar en el corto plazo. Tesla aporta su tecnología de supercarga y almacenamiento industrial, ya validada en decenas de mercados pero todavía marginal en la Argentina. El proyecto contempla tres corredores: uno centrado en el AMBA y el nodo Santa Fe-Rosario, otro que conecta Buenos Aires con Mendoza y provincias vecinas, y un tercero que avanza por la Patagonia hasta Ushuaia. La apuesta llega en un momento de fuerte despegue del segmento eléctrico local, que viene de un año atípico.
Desde que el Gobierno eliminó los aranceles extrazona para híbridos y eléctricos, los patentamientos no dejaron de subir, aun con el resto del mercado automotor en baja. Solo en mayo se vendieron 647 unidades 100% eléctricas, un salto del 611% contra el mismo mes de 2025, cuando el segmento todavía pagaba un arancel del 35%. La cuenta de los primeros cinco meses de 2026 suma 3.011 eléctricos patentados, con el BYD Dolphin Mini y el BYD Yuan Pro a la cabeza. Tesla, mientras tanto, sigue sin vender oficialmente en el país (lo que circula llegó por importación privada) y todavía no asoma entre las cinco marcas más colocadas del segmento.
El proyecto de mayor escala: un centro de datos con gas de Vaca Muerta
El capítulo que más interés despierta dentro de YPF, aunque todavía no tiene firma definitiva, es un centro de datos en la provincia de Neuquén que Tesla desarrollaría junto con YPF Luz, la unidad de generación eléctrica de la petrolera. Trascendió que Tesla se haría cargo de la infraestructura de cómputo a través de su unidad de negocio específica, mientras que YPF Luz garantizaría el abastecimiento eléctrico a partir de gas natural producido en Vaca Muerta.
Una delegación de Tesla viajará a la Argentina en julio para avanzar en los términos de la asociación. Visitará primero Buenos Aires y luego Neuquén, con la intención de cerrar un acuerdo definitivo en los próximos meses que se encuadrará en el Súper RIGI, que, a diferencia del esquema vigente desde la Ley Bases, apunta a actividades sin desarrollo previo en el país: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, baterías de litio, hidrógeno, pequeños reactores nucleares e infraestructura digital estratégica, entre ellas los centros de datos.
El proyecto fija un piso de inversión de US$ 1.000 millones, reduce la alícuota de Ganancias al 15% y libera del 100% de aranceles a las importaciones y exportaciones desde el primer día de adhesión, con estabilidad regulatoria, tributaria y cambiaria garantizada por 30 años. Si la iniciativa avanza, no sería el primer proyecto de cómputo de gran escala que mira a la cuenca neuquina. En octubre pasado, OpenAI y la empresa Sur Energy anunciaron una carta de intención para construir en la Patagonia, con la zona de Tratayén como locación más probable, un centro de datos de hasta US$25.000 millones bajo el programa Stargate. Esa instalación, pensada para alcanzar hasta 500 MW de potencia, también buscaría combinar gas de Vaca Muerta con generación renovable e hidroeléctrica de la región, y ya cuenta con acuerdos de provisión energética firmados con Central Puerto y Genneia. La cercanía a los yacimientos no convencionales, sumada al clima frío patagónico que reduce los costos de refrigeración de servidores, viene posicionando a Neuquén como uno de los destinos más mirados de la región para este tipo de infraestructura.
El telón de fondo: Musk, China y el GNL
El acercamiento entre YPF y Tesla se produce en una semana de exposición inusual para el entramado de empresas de Elon Musk. El viernes pasado, SpaceX debutó en el Nasdaq con la mayor oferta pública inicial de la historia bursátil estadounidense: las acciones abrieron a US$ 150, llegaron a tocar un pico de US$ 176,52 y cerraron a US$160,95, lo que llevó la capitalización de la compañía aeroespacial por encima de los US$ 2,1 billones y convirtió a Musk en el primer billonario registrado de la historia. Tesla opera de forma independiente, pero comparte fundador y se mueve en la misma órbita de visibilidad que generó ese hito. Según pudo saber ese medio de fuentes cercanas a las negociaciones, Musk sigue de cerca el avance de empresas chinas en el continente, tanto en el rubro automotor, donde marcas como BYD ya lideran las ventas de eléctricos en la Argentina, como en otros sectores estratégicos, y prioriza instalar presencia concreta de Tesla en el sur del país, con la mira puesta en llegar hasta Ushuaia con su red de carga.
Tesla, que hasta ahora solo tenía presencia local a través de la importación privada, ya designó a Joaquín Lizarralde, ex director comercial de Kavak y ex RDA Mobility, como country manager para la Argentina y Uruguay. El anuncio coincide además con declaraciones recientes de Marín sobre el proyecto de exportación de gas natural licuado de YPF, al que calificó como el project finance más grande de la historia de América Latina, según cifras que atribuyó a JP Morgan. El ejecutivo sostuvo que la inestabilidad geopolítica en Medio Oriente reposicionó a la Argentina como un refugio de seguridad energética y reactivó el interés de inversores asiáticos en el proyecto, en momentos en que la compañía también se prepara para un Investment Day en Nueva York el año próximo, donde prometió novedades sobre el plan de largo plazo.
YPF Luz, una generadora con peso propio en el sistema
La unidad eléctrica de YPF no llega a esta negociación sin trayectoria. Con doce años en el mercado, YPF Luz cerró 2025 con una capacidad instalada de 3.497 MW, equivalente a alrededor del 10% de la generación eléctrica total del país, lo que la ubica como la tercera generadora privada más grande de la Argentina. De ese total, 819 MW corresponden a fuentes renovables, entre ellas el parque solar El Quemado, en Mendoza, desarrollado junto con la Empresa Mendocina de Energía y primer proyecto energético del país habilitado bajo el RIGI original, y el parque eólico CASA, en Olavarría, que abastece bajo un esquema de autogeneración a la cementera Avellaneda.
El comunicado conjunto de YPF y Tesla menciona además el intercambio de perspectivas sobre soluciones de almacenamiento energético, un terreno donde la línea Megapack de Tesla ya tiene antecedentes concretos en la región. En Chile, la compañía instaló 240 unidades de esa batería para el proyecto Celda Solar de Colbún, en Arica, con una potencia de 228 MW y capacidad de entregar energía durante cuatro horas continuas, a partir de una inversión de US$260 millones. Por separado, Infobae consignó que existe otra vía de negociación, esta vez ajena a YPF, vinculada a las licitaciones que impulsa la Secretaría de Energía para baterías de respaldo que alivien la saturación de la red eléctrica en el AMBA y el norte del país; en ese esquema, Tesla podría sumarse como proveedora de las empresas energéticas que resulten adjudicatarias.
El Gobierno de Río Negro destacó la finalización de la instalación offshore de cadenas y anclas del VMOS en Punta Colorada, un paso clave para exportar petróleo de Vaca Muerta desde la provincia.
Con el arribo del segundo cargamento y la colocación del equipamiento previsto para esta fase, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur completó la semana pasada una nueva etapa de las obras submarinas frente a las costas rionegrinas.
La operación forma parte del sistema de fondeo que permitirá fijar en altamar las monoboyas destinadas a la futura carga de crudo para exportación. Se trata de una infraestructura estratégica que consolida a Punta Colorada como punto de salida de la producción hidrocarburífera hacia los mercados internacionales.
El avance del VMOS no es una obra aislada: forma parte de una transformación productiva que posiciona a Río Negro en un lugar central dentro del futuro energético argentino.
“El futuro ya está frente a las costas de Río Negro”, afirmó el Gobernador Alberto Weretilneck, al destacar el despliegue offshore que se desarrolla frente a Sierra Grande.
En ese sentido, remarcó que “no es una imagen más. Es una señal concreta de la transformación que está viviendo nuestra provincia”.
La fase offshore demanda tecnología de última generación, embarcaciones especializadas y equipos técnicos preparados para instalar las estructuras que permitirán operar el sistema de exportación en altamar. La campaña prevé más de 120 técnicos y especialistas y casi 250 días de trabajo.
El sistema de fondeo es una parte esencial de la futura operación offshore del VMOS. Las cadenas y anclas instaladas permitirán asegurar las estructuras en el lecho marino y garantizar condiciones operativas seguras para la carga de crudo mediante buques de gran porte.
YPF y Prestige Auto, distribuidor oficial de autos y vans Mercedes-Benz en Argentina, firmaron un acuerdo estratégico para potenciar soluciones en movilidad y transporte que integren tecnología, innovación y experiencia.
El inicio de esta colaboración se concretó en la Refinería YPF de La Plata, donde Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, junto a Daniel Herrero, presidente y CEO de Prestige Auto, compartieron una jornada de visitas y diálogo sobre los desafíos que plantea el futuro del sector.
Este convenio busca impulsar desarrollos conjuntos que mejoren las operaciones de YPF en áreas de alta demanda, como Vaca Muerta, donde la eficiencia y confiabilidad tecnológica resultan esenciales para el desempeño.
En el marco del acuerdo, Prestige Auto incorporará lubricantes YPF Elaion Auro en sus servicios de posventa y utilizará combustibles YPF Infinia para abastecer su flota. Además, la primera carga de combustible de cada Sprinter producida en el Centro Industrial Juan Manuel Fangio se realizará con combustibles YPF.
Asimismo, ambas empresas coordinarán acciones comunicacionales, promoverán iniciativas de movilidad sustentable, aplicarán innovaciones al transporte, brindarán capacitación a estudiantes de escuelas técnicas y desarrollarán actividades vinculadas al automovilismo.
Daniel Herrero destacó que “con YPF compartimos una visión basada en la innovación, el desarrollo tecnológico y la industria nacional. Este trabajo en conjunto nos permitirá generar nuevas oportunidades y seguir acompañando la evolución de la movilidad en Argentina”.
Por su parte, Horacio Marín subrayó que “este acuerdo ratifica la calidad de los productos de YPF y refleja nuestra vocación de seguir ofreciendo soluciones de excelencia para nuestros consumidores”.
Con este nuevo vínculo, YPF y Prestige Auto avanzan en una etapa de colaboración orientada a crear valor para los usuarios y acompañar la transformación del transporte y la movilidad sostenible en el país.
Shell inició un proceso interno para redefinir la estructura de su negocio en Vaca Muerta mediante la creación de una Incorporated Joint Venture (IJV), un esquema que permitiría integrar sus activos en la formación no convencional bajo una nueva sociedad y sumar un socio estratégico para la próxima etapa de desarrollo.
La iniciativa, confirmada por diversas fuentes del mercado, no contempla la venta de operaciones ni un retiro del país, sino una reorganización destinada a ganar escala, mejorar eficiencia y ampliar el acceso al financiamiento.
La petrolera opera en Neuquén desde hace más de una década y concentra su actividad en Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, áreas ubicadas en el núcleo productivo de la ventana de shale oil. En las tres primeras posee el 90% de participación, mientras que en Bajada de Añelo comparte la concesión con YPF.
También participa en Rincón de la Ceniza y La Escalonada, donde posee el 45% del capital. Su producción neta ronda los 35.000 barriles diarios de petróleo y supera los 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas, con infraestructura de superficie desarrollada, entre ellas dos plantas de procesamiento con capacidad para 42.000 barriles diarios.
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El análisis de una IJV responde a la necesidad de integrar activos, reducir costos y acelerar la curva de desarrollo en un contexto donde la escala se volvió determinante para sostener programas de perforación de largo plazo. La nueva sociedad concentraría deuda, inversiones y flujo de fondos en una estructura independiente, con mayor autonomía para financiar proyectos y ejecutar planes de expansión en un negocio que demanda altos niveles de capital.
La búsqueda de un socio se orienta a compañías con presencia relevante en Vaca Muerta, capacidad de inversión y una cultura corporativa compatible. La integración permitiría capturar sinergias operativas, optimizar infraestructura existente y consolidar un portafolio con mayor volumen de producción y superficie continua, factores que incrementan la eficiencia en el desarrollo no convencional.
El proceso también apunta a mitigar restricciones estructurales que enfrentan las multinacionales en la Argentina. Durante los últimos 15 años, las limitaciones cambiarias, las restricciones para girar dividendos y la volatilidad macroeconómica condicionaron la planificación financiera de las grandes petroleras. Una estructura societaria independiente permitiría aislar parte de esos riesgos y mejorar la capacidad de acceso a financiamiento externo.
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El antecedente más cercano para interpretar la estrategia es Adura, la compañía creada por Shell y Equinor en el Reino Unido tras integrar sus activos offshore en el Mar del Norte mediante una IJV. La operación, formalizada en 2025, permitió capturar eficiencias, optimizar la asignación de capital y crear un operador con mayor flexibilidad para administrar activos en una etapa de creciente exigencia competitiva.
Ese modelo funciona hoy como referencia para la alternativa que Shell evalúa en la Argentina, con las particularidades propias del negocio no convencional.
Fuentes del mercado señalan que la compañía mantiene conversaciones con actores locales e internacionales interesados en expandir su presencia en la cuenca neuquina. Sin embargo, aún no está definido si logrará conformar una sociedad que reúna las condiciones necesarias para avanzar con la reestructuración.
La iniciativa se inscribe en un escenario donde la escala, la velocidad de desarrollo y la capacidad de financiamiento se volvieron variables centrales para sostener la competitividad en Vaca Muerta. La eventual creación de una IJV permitiría a Shell reorganizar su portafolio, potenciar el valor de sus activos y consolidar una estructura más eficiente para la próxima fase de crecimiento en la cuenca.
Mendoza participó en la misión Calgary 2026, desarrollada en Alberta, Canadá, donde presentó su cartera de proyectos hidrocarburíferos en recursos no convencionales y convencionales ante gobiernos, empresas, proveedores, universidades e instituciones del sector energético.
La delegación provincial estuvo integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; y el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.
Durante la jornada Argentina Day, realizada en el marco del Global Energy Show, la provincia expuso las oportunidades de inversión en Vaca Muerta Mendoza, donde YPF, la UTE Quintana–TSB y Tango Energy desarrollan proyectos de exploración avanzada.
Los resultados obtenidos en los pozos perforados en las áreas Paso de las Bardas Norte y CN VII A confirmaron el potencial productivo de la formación y permitieron identificar escenarios de desarrollo con capacidad para más de 300 pozos horizontales en distintos niveles de la roca.
La presentación incluyó también el desempeño de Mendoza en producción convencional. Entre 2021 y 2025, la provincia registró una caída del 6% en su producción de hidrocarburos, frente a una disminución promedio nacional del 15,8%, posicionándose como la jurisdicción con mejor comportamiento relativo en el período posterior a la pandemia.
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En este segmento, se destacó el avance del Plan Andes, impulsado junto a YPF para la reactivación de áreas maduras mediante la incorporación de nuevos operadores, que ya generó compromisos de inversión por más de USD 700 millones.
Otro de los ejes expuestos fue el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria y crudo pesado, considerados líneas estratégicas para incrementar la productividad de yacimientos maduros y fortalecer el abastecimiento energético. La experiencia de Alberta en estos campos fue identificada como referencia relevante para la provincia, por su trayectoria en petróleo convencional, crudo pesado, recuperación mejorada y regulación técnica.
La delegación mendocina presentó además las oportunidades derivadas de las últimas licitaciones hidrocarburíferas, con áreas adjudicadas, procesos en curso y futuras convocatorias para exploración y explotación. En el plano institucional, se detalló el trabajo en marcha para actualizar la Ley Provincial de Hidrocarburos, con el objetivo de simplificar procedimientos, modernizar herramientas regulatorias, brindar mayor previsibilidad a los inversores y fortalecer las capacidades de control del Estado.
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La agenda en Alberta incluyó reuniones con autoridades del gobierno provincial, organismos de desarrollo económico, universidades, centros tecnológicos y el Alberta Energy Regulator (AER), así como una visita al Core Research Centre (CRC), uno de los principales centros de información geológica y petrolera del mundo.
Estas instancias se orientaron a consolidar vínculos de cooperación técnica, intercambiar experiencias en regulación, sostenibilidad e innovación y promover nuevas oportunidades para empresas y proveedores mendocinos.
La participación en Calgary 2026 se inscribe en la estrategia de Mendoza de posicionarse en los principales circuitos energéticos internacionales, mostrar los avances de su política hidrocarburífera y reforzar su perfil como destino atractivo para inversiones energéticas de largo plazo en recursos no convencionales y convencionales.
El conglomerado indio Adani Ports and Special Economic Zone (APSEZ) concretó su ingreso al sector energético argentino mediante la adquisición del 51% de Meridian Transportes Marítimos, empresa que prestará servicios logísticos al proyecto Southern Energy (SESA), la iniciativa que desarrollará la primera exportación de gas natural licuado (GNL) del país desde el Golfo San Matías, en Río Negro.
La operación se realizará a través de Adani Harbour International FZCO, que adquirirá 510.000 acciones Clase A de Meridian. La transacción será abonada en efectivo y no requiere aprobaciones regulatorias. El acuerdo se enmarca en la estrategia global de expansión de Adani Ports, que busca ampliar su presencia internacional en infraestructura portuaria y logística vinculada a grandes desarrollos energéticos.
Meridian Transportes Marítimos forma parte de Meridian Group y fue seleccionada por Southern Energy para proveer servicios marítimos durante diez años. El contrato contempla la incorporación de seis embarcaciones destinadas a la operación logística del proyecto: cuatro buques metaneros, una unidad para transporte de personal y una embarcación para soporte offshore. La inversión estimada asciende a USD 70 millones.
Southern Energy está integrado por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El proyecto prevé instalar dos unidades flotantes de licuefacción —el Hilli Episeyo en una primera etapa y el MKII en 2028— que permitirán alcanzar una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a unos 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
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La iniciativa contempla inversiones superiores a USD 15.000 millones y requerirá la construcción de un gasoducto exclusivo entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.
En el plano comercial, Southern Energy firmó un contrato de largo plazo con la empresa estatal alemana SEFE para la exportación de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, acuerdo valuado en aproximadamente USD 7.000 millones. Este compromiso de compra constituye un ancla relevante para la estructuración financiera del proyecto.
El ingreso de Adani Ports se suma al avance de otros grupos indios en infraestructura energética vinculada a Vaca Muerta, como el caso de Welspun en la provisión de cañerías para el gasoducto hacia Río Negro.
La presencia de operadores internacionales en logística marítima y portuaria refuerza la capacidad operativa requerida para el desarrollo de la cadena de exportación de GNL y consolida el interés de capitales globales en la infraestructura asociada al shale argentino.
La adquisición de Meridian y la creación de una sociedad conjunta en Emiratos Árabes Unidos para operar la flota destinada a Southern Energy integran verticalmente la logística del proyecto y aportan capacidad técnica para la etapa de exportación. La operación posiciona a Vaca Muerta dentro del mapa de inversiones estratégicas de India en materia energética y logística.
La consultora noruega Rystad Energy, una de las principales referencias globales en análisis de mercados energéticos, identificó a la Argentina como uno de los cinco países con mayor potencial de crecimiento en la oferta mundial de hidrocarburos para la próxima década, junto con Brasil, Guyana, Estados Unidos y Canadá.
La evaluación se apoya en un escenario de precios del petróleo que, aun con una eventual normalización geopolítica en Medio Oriente, se mantendrían por encima de los 80 dólares por barril debido a la necesidad de recomponer inventarios globales, que se encuentran un 20% por debajo de los niveles históricos. Este contexto favorece el desarrollo de plays no convencionales y offshore, segmentos donde la Argentina posee recursos de escala internacional.
Rystad sostiene que el crecimiento de la oferta global provendrá casi exclusivamente del shale y de proyectos offshore en el Atlántico, dado que la OPEP perdió capacidad incremental relevante. En ese marco, la Argentina aparece como un “swing country” para la expansión de la producción mundial, con un potencial que permitiría alcanzar 1,5 millones de barriles diarios de petróleo en un horizonte de cinco a diez años.
Si se incorporan los líquidos de gas natural, la producción total podría acercarse a los dos millones de barriles equivalentes por día, volumen que posicionaría al país entre los diez principales productores del mundo. La materialización de ese escenario depende de la continuidad de precios altos, la disponibilidad de capital y la capacidad de ejecutar programas de perforación a gran escala.
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El análisis de Rystad destaca que la ventana de oportunidad para el gas natural licuado (GNL) también se encuentra abierta, aunque condicionada por la infraestructura. La consultora proyecta un período de sobreoferta global en los próximos cinco años debido a la entrada en operación de proyectos en Estados Unidos y Qatar, pero anticipa un déficit estructural hacia 2030 que podría impulsar los precios a niveles de entre 15 y 20 dólares por millón de BTU.
Para capturar esa demanda futura, la Argentina necesita definir en los próximos dos o tres años un marco económico estable y un plan de infraestructura que incluya gasoductos hacia la costa y capacidad de licuefacción. La oportunidad existe, pero requiere decisiones anticipadas para alinearse con el próximo ciclo inversor global.
En relación con el offshore, Rystad considera que el potencial argentino permanece vigente pese al resultado negativo del primer pozo exploratorio en aguas profundas. La plataforma continental del país es extensa y comparable en escala con otras regiones que demandaron múltiples perforaciones antes de obtener descubrimientos comerciales.
La consultora señala que, con precios altos y un entorno geopolítico incierto, las compañías internacionales tenderán a mantener la exploración en cuencas de frontera. El horizonte temporal para un desarrollo offshore argentino se ubica en torno a los diez años, condicionado por la continuidad de la actividad exploratoria y la evolución de los mercados internacionales.
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El informe también incorpora la transición energética como un vector de oportunidad. La Argentina posee recursos relevantes en litio, energía solar y eólica, además de una geografía favorable para el desarrollo de proyectos de hidrógeno y almacenamiento. Rystad identifica que la combinación de recursos fósiles y renovables permite al país diversificar su matriz de crecimiento y atraer inversiones en múltiples segmentos de la cadena energética.
La condición para capturar ese potencial es la definición de marcos regulatorios estables y la coordinación entre políticas de hidrocarburos y políticas de transición.
Otro eje del análisis es el rol del contenido local. Rystad sostiene que la integración de proveedores nacionales es un componente crítico para maximizar el impacto económico de los desarrollos energéticos. La consultora observa que la actividad onshore argentina ya genera un ecosistema de servicios con capacidad de expansión, similar al de otras regiones productoras.
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Sin embargo, advierte que la ausencia de reglas claras puede derivar en una dependencia excesiva de importaciones, lo que reduce el efecto multiplicador de la inversión. La recomendación es establecer mecanismos que equilibren competitividad, desarrollo industrial y eficiencia operativa.
En materia de inversión, Rystad identifica un cambio en el clima internacional hacia la Argentina, impulsado por la expectativa de estabilidad macroeconómica y por la magnitud de los recursos disponibles.
La consultora señala que, en un contexto de precios altos y necesidad global de nueva oferta, los países con proyectos competitivos y marcos regulatorios previsibles captarán la mayor parte del capital disponible. La Argentina se encuentra en esa categoría, pero su capacidad de atraer inversiones dependerá de la continuidad de políticas orientadas a reducir incertidumbre y facilitar la planificación de largo plazo.
El análisis concluye que la Argentina enfrenta una década decisiva. La combinación de precios internacionales favorables, recursos de escala global y demanda creciente de hidrocarburos y minerales críticos configura un escenario de oportunidad.
Sin embargo, la materialización de ese potencial requiere resolver cuellos de botella en infraestructura, definir marcos regulatorios estables y coordinar políticas que integren hidrocarburos, GNL, offshore y transición energética.
La ventana está abierta, pero su aprovechamiento dependerá de la capacidad del país para sostener condiciones que permitan ejecutar inversiones de largo plazo en un entorno global competitivo.
La Legislatura de Neuquén emitió dictamen de mayoría para el proyecto de ley que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial y YPF, que establece un régimen fiscal específico para el gas de Vaca Muerta destinado a la cadena de GNL.
El plenario de comisiones de Asuntos Constitucionales, Energía y Presupuesto habilitó el tratamiento en sesión el 24 de junio, donde el oficialismo prevé contar con los votos necesarios para su aprobación.
El acta acuerdo fija estabilidad fiscal por 30 años y define un esquema de regalías diferenciales basado en el precio internacional del GNL, tomando como referencia el índice JKM. La alícuota será del 7,5% cuando el precio se ubique por debajo de USD 16 por millón de BTU, del 10% cuando se encuentre entre USD 16 y USD 20, y del 12% cuando supere ese nivel.
La estructura busca alinear la carga fiscal provincial con la variabilidad del mercado internacional y con los requerimientos de competitividad del proyecto Argentina LNG.
El acuerdo también establece que la provincia no aplicará Ingresos Brutos sobre la venta de gas entre los Vehículos de Proyecto Único (VPU) cuando el destino final sea la exportación de GNL.
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El oficialismo enmarcó esta disposición como parte del esquema de estabilidad fiscal, en línea con el criterio vigente de no gravar exportaciones y con antecedentes judiciales que limitan la aplicación de tributos provinciales sobre operaciones destinadas al exterior.
El entendimiento incorpora un bono de infraestructura por USD 175 millones, que YPF deberá ejecutar una vez que se formalice la Decisión Final de Inversión (FID). La asignación de esos fondos será definida por la provincia en función de las necesidades vinculadas al desarrollo del proyecto.
Durante el debate en comisiones, los bloques opositores cuestionaron el nivel de las regalías diferenciales y solicitaron mayor información sobre la estructura de costos utilizada para definir el esquema. El oficialismo sostuvo que la estructura fiscal acordada es un componente necesario para viabilizar inversiones de gran escala en la cadena de GNL y que la provincia mantendrá un flujo de ingresos asociado al desarrollo del proyecto.
El dictamen obtuvo mayoría en las tres comisiones intervinientes. De replicarse esa correlación en el recinto, la ratificación del acuerdo quedará aprobada en la sesión del 24 de junio.
El magnate indio Gautam Adani, reconocido como el hombre más rico de Asia con una fortuna estimada en USD 89.200 millones según Forbes 2026, avanzó en su ingreso al mercado portuario argentino mediante la compra del 51% de Meridian Transportes Marítimos.
Adani Ports, empresa de origen indio, adquirió la mayoría accionaria de Meridian, compañía argentina que será clave en el primer proyecto nacional de exportación de gas natural licuado (GNL). La operación se encuentra en proceso y se espera su finalización en un plazo aproximado de cuatro meses, con un pago íntegro en efectivo realizado mediante la transferencia de 510.000 acciones ordinarias de Clase A, representando el 51% del capital social de Meridian.
Esta adquisición permitirá al conglomerado liderado por Adani participar en Southern Energy (SESA), el consorcio responsable del megaproyecto de exportación de GNL en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Meridian garantizará el suministro de seis embarcaciones durante una década para apoyar la operación.
Los buques, que aún deberán ser adquiridos o construidos, tendrán roles diferenciados: cuatro actuarán como soporte para guiar a los barcos que transporten GNL desde el exterior; uno se destinará al traslado de personas; y otro se enfocará en tareas logísticas.
Según el documento presentado por Adani Ports ante los reguladores bursátiles de India, la transacción no involucra partes relacionadas ni requiere aprobaciones regulatorias adicionales. Además, se informó que el acuerdo de compra se firmó el 15 de mayo de 2026 por Adani Harbour International FZCO (TAHID), una subsidiaria indirecta del grupo indio.
Desde su fundación en 2023, Meridian había estado en búsqueda de un socio internacional que aportara tanto experiencia técnica como respaldo financiero para afrontar proyectos energéticos de gran escala como SESA. La alianza con Adani cumple con esos objetivos y refuerza la capacidad operativa de la empresa.
Como parte del acuerdo, se constituirá una firma conjunta con sede en Emiratos Árabes Unidos que gestionará los servicios náuticos para Southern Energy en Argentina y será propietaria de los seis buques. TAHID venderá un 20% de esta nueva compañía a una filial de Logística y Servicios Marítimos, actuales vendedores de Meridian.
Southern Energy, el consorcio al que pertenecen Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera uno de los dos proyectos de exportación de GNL en Argentina. El plan contempla la operación de dos buques licuadores en la costa de Río Negro desde donde se exportará gas natural licuado a nivel internacional.
Estados Unidos podría reimponer pronto sanciones al envío de petróleo de Rusia, advirtió este martes el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, en la cumbre del Grupo de los Siete (G7) en Francia, donde los esfuerzos para poner fin al conflicto en Ucrania ocupan un lugar destacado en la agenda.
Al hablar con los reporteros en Évian, una ciudad a orillas del lago de Ginebra, en el este de Francia, Trump subrayó que las restricciones al envío de petróleo de Rusia pueden regresar después de que la apertura del estrecho de Ormuz permita más tránsito de petróleo.
“Estamos en condiciones de hacer eso pronto”, expresó en referencia al acuerdo de paz alcanzado con Irán durante el fin de semana.
En marzo, el Tesoro de Estados Unidos emitió una exención de 30 días que permitía a los países comprar petróleo crudo y productos petroleros rusos que ya estaban cargados en embarcaciones y varados en el mar.
La exención fue extendida más tarde a medida que el conflicto que involucraba a Irán y las interrupciones alrededor del estrecho de Ormuz continuaron presionando los mercados petroleros.
La llegada de una nueva ola frío volvió a traer problemas para los usuarios de GNC en varias ciudades de la provincia de Buenos Aires. La restricción en la venta de este combustible que se aplica para priorizar el abastecimiento residencial genera largas filas en las pocas estaciones que continúan despachando combustible.
En La Plata, Berisso, Ensenada, Mar del Plata y la región, a raíz de una decisión de Camuzzi se cortó la venta de GNC, algo que busca garantizar el abastecimiento de gas en hogares e industrias durante los días más fríos.
En las últimas horas, se vio principalmente a taxistas y remiseros en largas colas esperando poder cargar en las pocas estaciones que aún tienen combustible en la región capital. Esa postal se repitió en Mar del Plata y Magdalena, por ejemplo, durante todo el fin de semana.
Según informaron desde Camuzzi, la empresa proveedora del recurso, las estaciones de servicio con “contratos interrumpibles” recibieron notificaciones para que suspendan el suministro. Por eso, sólo quedaron una decena de sitios para cargar en La Plata, lo que provocó colas interminables de autos.
Este tipo de determinaciones se han vuelto frecuentes en esta época del año y tienen como principal finalidad asegurar el suficiente volumen de presión para abastecer la red domiciliaria, desde donde por estos días y horas se recurre y mucho a todo el equipamiento de calefacción, que en su mayoría tiene funcionamiento a gas.
En un movimiento estratégico clave para el sector energético nacional, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, visitó la Gigafactory de Tesla en Texas, Estados Unidos.
El encuentro brindó una oportunidad única para obtener perspectivas de primera mano sobre innovación, infraestructura energética y las principales tendencias globales que están transformando el panorama de la energía y la movilidad.
La visita permitió explorar posibles instancias de colaboración en áreas estratégicas como la infraestructura energética, la movilidad eléctrica y la innovación tecnológica. Tras concluir el recorrido, Marín se mostró sumamente optimista respecto al potencial de esta alianza.
Hoy dimos un nuevo paso hacia el futuro. Firmamos un primer acuerdo marco con @Tesla para explorar distintas unidades de negocios entre ambas compañías.
Recorrí la Gigafactory en Texas junto a Michael Snyder, vicepresidente de energía de Tesla y, sinceramente, salí impresionado.… pic.twitter.com/rctYJ7dcpm
“Hoy dimos un nuevo paso hacia el futuro. Firmamos un primer acuerdo marco con Tesla para explorar distintas unidades de negocios entre ambas compañías. Recorrí la Gigafactory en Texas junto a Michael Snyder, vicepresidente de energía de Tesla y, sinceramente, salí impresionado. Tecnología, innovación y ejecución conviven en una escala difícil de imaginar hasta que uno la ve de cerca”, señaló Marín en las redes sociales.
Los ejes del acuerdo YPF – Tesla: carga rápida y almacenamiento
Como parte fundamental de la visita, YPF y Tesla firmaron una carta de intención con el objetivo de evaluar oportunidades conjuntas. La iniciativa busca combinar la experiencia global de la firma de Elon Musk en soluciones de carga para vehículos eléctricos con la capilaridad y la amplia presencia de la petrolera estatal a nivel nacional.
Los puntos centrales contemplados en la alianza incluyen:
Red de carga rápida: Desarrollo e instalación de infraestructura de carga de alta velocidad para vehículos eléctricos en puntos estratégicos.
Almacenamiento de energía: Proyectos vinculados a soluciones de almacenamiento a gran escala y abastecimiento eléctrico.
Innovación tecnológica: Intercambio de perspectivas e iniciativas de vanguardia aplicadas de manera directa al sector energético.
“En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación. Esta visita nos permitió conocer de primera mano el trabajo de vanguardia que realiza Tesla y explorar posibles vías de colaboración con una de las compañías líderes a nivel global en estos campos”, detalló el ejecutivo de la firma argentina.
Con este histórico acercamiento, YPF refuerza su compromiso de impulsar proyectos que contribuyan a modernizar la infraestructura energética del país, acompañando la evolución de las nuevas tecnologías y preparándose para los desafíos que planteará la movilidad en los próximos años.
Las empresas necesitan incorporar talento que pueda adaptarse rápidamente a operaciones complejas.
La industria energética argentina atraviesa uno de los períodos de mayor crecimiento de los últimos años impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, la minería y distintos proyectos de infraestructura. Sin embargo, el principal desafío ya no pasa únicamente por generar empleo, sino por encontrar trabajadores con perfiles técnicos y especializados para sostener esa expansión.
Según el informe Cadena de Valor para el desarrollo de Vaca Muerta del IAPG, hacia 2030 el sector requerirá entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales para actividades vinculadas a perforación, acondicionamiento de pozos y operaciones.
«Hoy el desafío del sector ya no pasa únicamente por generar empleo, sino por encontrar personas con experiencia operativa real y capacidad de adaptarse a entornos altamente técnicos, dinámicos y exigentes», explica Carlos Stegmann, Key Account Manager de la división Oil & Gas de Adecco Argentina.
Los perfiles más buscados
El crecimiento de la actividad impulsa la demanda de operarios, soldadores, choferes, maquinistas e ingenieros, mientras las empresas buscan fortalecer sus capacidades operativas y acompañar la expansión de nuevos proyectos.
Al mismo tiempo, se observa un cambio en los criterios de contratación: la experiencia en campo, la especialización técnica y la capacidad de adaptación son hoy algunas de las habilidades más valoradas.
Esta situación se ve agravada por un desafío estructural del mercado laboral argentino. Según datos del Centro Argentino de Ingenieros, el país genera alrededor de 6.000 ingenieros por año, cuando la demanda potencial alcanza los 15.000 profesionales. Esta brecha refleja una creciente desconexión entre la formación disponible y las capacidades que requieren sectores estratégicos como energía, minería e infraestructura.
«Las empresas necesitan incorporar talento que pueda adaptarse rápidamente a operaciones complejas. Por eso la experiencia práctica y las habilidades técnicas específicas cobran cada vez más relevancia», agrega Stegmann.
Desarrollo regional: la oportunidad y el desafío
El potencial de crecimiento de industrias como Oil & Gas y minería también abrió un debate sobre el impacto que estos desarrollos tendrán en las economías regionales. Las recientes declaraciones del ministro Federico Sturzenegger, quien proyectó que en los próximos 30 años alrededor de 1,5 millones de personas podrían radicarse en Neuquén y otro millón en Catamarca impulsadas por la energía y la minería, generaron repercusiones en gobiernos provinciales y referentes locales.
Desde Nación sostienen que inversiones como las promovidas por el RIGI contribuirán a descentralizar la economía y fortalecer el interior productivo, pero autoridades provinciales y especialistas advierten que ese crecimiento requerirá inversiones significativas en infraestructura, vivienda, servicios públicos y formación de talento.
En Neuquén, por ejemplo, referentes locales señalan que localidades vinculadas a Vaca Muerta ya enfrentan fuertes presiones sobre la infraestructura urbana. En Catamarca, en tanto, el debate se centra en cómo gestionar el impacto que podría generar la expansión de la minería y el litio en las próximas décadas.
Los parques eólicosy solares de las regiones de Cuyo y la Patagonia fueron los que más reducción de despacho de energía realizaron en el país por falta de capacidad de transporte eléctrico en las líneas de alta tensión entre marzo de 2025 y marzo de este año, según se desprende de los informes sobre generación renovablevariable (eólica y solar) que realiza Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Marzo de 2026 fue el mes con más reducción de despacho durante el período analizado, ya que -por limitaciones en las líneas de transmisión- los parques eólicos y solares tuvieron que dejar de entregar 91.580 megawatt por hora (MWh) que tenían disponible, triplicando a lo registrado al mismo mes de 2025, que tuvo una reducción de 32.724 MWh. En rigor, en el tercer mes del año (último mes analizado por Cammesa) los parques renovables entregaron un 4,1% menos de la energía posible que podían despachar.
Según el análisis que realizó EconoJournal sobre los informes de Cammesa en el último año con información disponible (período de marzo de 2025 a marzo de 2026), los dos meses más críticos fueron octubre de 2025 con una reducción de 64.092 MWh y diciembre de 2025 con 54.590 MWh. Mientras que mayo y junio de 2025 fueron los que tuvieron menos reducción de despacho.
Reducción de despacho
La compañía mixta analiza lo que en la jerga se conoce como curtailment, que es la reducción de energía despachada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de los parques eólicos y solares principalmente por cuellos de botella en las líneas de alta tensión. La falta de capacidad en el transporte eléctrico para evacuar nueva generación de energía es un problema que el país arrastra desde hace tiempo.
La reducción de despacho se produce para evitar que se inyecte una cantidad de energía que las redes no pueden soportar y que podría ocasionar un colapso en el sistema. El informe de Cammesa aclara que “no se considera energía reducida a aquella que no se generó por indisponibilidad de equipamiento propio del parque”.
Del análisis que realizó EconoJournal se desprende que entre marzo y septiembre de 2025 se registraron los niveles más bajos de curtailmenty la región más afectada fue la Patagonia. Aunque en menor medida, también redujeron despacho Cuyo y Buenos Aires. En cambio, entre octubre de 2025 y marzo de 2026 la reducción fue mayor y la región más afectada fue en Cuyo, seguida por la Patagonia y NOA.
El período analizado sirve para observar un curtailment estático, que muestra cuál es el estado de situación del sistema de transmisión y los nodos de conexión eléctrica del país, a diferencia de un curtailment de período corto o dinámico, donde están incluidas reducciones provocadas por algún problema momentáneo en las redes, como la salida de servicio de un transformador o de una subestación.
En marzo de este año se registró la mayor reducción de despacho de energía eólica y solar desde 2020, según información de Cammesa.
Regiones
Según explicaron fuentes del sector a EconoJournal, el curtailment en la generación eólica y solar tiene un componente estacional que se explica por las condiciones climáticas y el consumo. Por los límites en las redes de transporte eléctrico en el país, en primavera y verano hay un mayor curtailment en la generación solar y en otoño e invierno en los parques eólicos.
En marzo de este año se registró la mayor reducción de despacho de energía desde 2020 (el último año con información disponible de Cammesa) con 91.580 MWh, superando a noviembre de 2023 (80.716 MWh) y noviembre de 2024 (68.300 MWh), que eran los meses con mayores registros en los últimos seis años y medio.
Cuyo fue la región que más curtailment tuvo en marzo de este año, ya que los parques solares y eólicos tuvieron que reducir su despacho en 60.207 MWh, un 65% del total del país. Patagonia redujo 22.914 MWh y Buenos Aires 2.531 MWh.
Cuyo también fue la región más afectada en septiembre (12.158 MWh, un 55,3% del total), noviembre (17.542 MWh, un 43%) y diciembre (21.092 MWh, un 38,6%) de 2025 y febrero de 2026 (21.432 MWh, un 61%).
La Patagonia también es una región con un alto índice de reducción de despacho renovable. En el período analizado (marzo de 2025 a marzo de 2026), esta región fue durante siete meses seguidos la que contabilizó más limitaciones de entrega de energía (marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto de 2025 y enero de 2026).
El Noroeste Argentino (NOA) fue la región con mayor reducción de despacho del país en noviembre de 2025, cuando alcanzó un curtailment de 23.633 MWh, un 36,9% del total. Luego siguen la región que abarca a la provincia de Buenos Aires y, en menor medida de curtailment, continúan Centro, Comahue y Noreste (NEA).
Parques eólicos y solares con mayor reducción
En marzo de 2026, el mes récord de curtailment, 73 parques solares y 66 eólicos tuvieron reducir su despacho. Los 10 parques solarescon más curtailment en marzo fueron: Parque SolarTocota III, que tuvo una reducción de un 36% (5.725 MWh) relativa a la energía posible a generar en el mes.
Luego siguen Perla del Chaco un 33% (1.802 MWh); El Quemado I un 26% (12.671 MWh); Coperote I un 26% (155 MWh); Helios Santa Rosa un 24% (29 MWh); Anchoris un 23% (9.909 MWh); La Cumbre III un 23 % (246 MWh); San Rafael un 22% (8.990 MWh); Algarrobo 22% (303 MWh); y Los Molles 21% (5.185 MWh).
En tanto, los 10 parques eólicos con mayor nivel de curtailment en marzo de 2026 fueron: Parque Eólico (P.E.) Diadema II, que redujo un 39% (3.843 MWh) relativa a la energía posible a generar en el mes. Luego siguen Chubut Norte II, que redujo un 20% (2.012 MWh); Kosten un 11% (1.353 MWh); Diadema un 10% (227 MWh); Malaspina I un 9% (1.862 MWh); Manantiales Behr un 8% (4.020 MWh); Chubut Norte III un 7% (1.683 MWh); Garayalde un 6% (604 MWh); Bicentenario II un 4% (580 MWh); y Rawson III un 4% (391 MWh).
Los parques eólicos que más tuvieron que reducir su despacho de energía al sistema.Los parques eólicos que más tuvieron que reducir su despacho de energía al sistema.
Cómo se calcula el curtailment (o la energía reducida)
Para medir las reducciones de despacho de energía eólica y solar, Cammesa explica en el informe que “el cálculo se realiza en base a las señales del Sistema de Operaciones en Tiempo Real (SOTR). En particular, en función de las señales de Potencia Generada y Potencia Posible que cada parque de generación renovable variable registra y envía (a Cammesa) cada 10 segundos. La potencia generada responde a una medición eléctrica, a diferencia de la posible, que resulta de un cálculo”.
“Esta última representa la potencia que el parque podría inyectar a cada instante, tomando en consideración el recurso medido y la potencia disponible del equipamiento propio. En este sentido, solo puede diferir de la potencia generada cuando el parque se encuentra bajo una limitación externa a su generación”, concluye Cammesa.
Carina Mendoza fue elegida por unanimidad como la nueva presidenta de la institución.
La Cámara de Proveedores de Insumos y Prestadores de Servicios de los Sectores Petrolero, Minero, Energético y Ambiental de Santa Cruz (Cappema) oficializó la renovación de sus autoridades. Carina Mendoza fue elegida por unanimidad como la nueva presidenta de la institución, asumiendo el liderazgo en un momento de profundas transformaciones y oportunidades estratégicas para la región patagónica.
“Esta nueva conducción representa la continuidad de una visión de trabajo colectiva y consolidada. La gestión entrante reconoció formalmente la destacada labor realizada por el presidente saliente, Alejandro Mendoza, y los miembros del Consejo Directivo anterior, quienes lograron posicionar a la entidad con una sólida presencia provincial y una fuerte proyección en la agenda productiva nacional”, destacó la entidad a través de un comunicado.
El principal objetivo de la gestión de Carina Mendoza será potenciar el desarrollo de los proveedores locales, la generación de empleo genuino y asegurar una participación protagónica de las empresas santacruceñas en los grandes proyectos energéticos, petroleros y mineros.
Cappema sostiene que las empresas locales son el motor fundamental para el desarrollo sostenible y el principal sostén de las cadenas de valor en las comunidades donde operan. Para lograrlo, la Cámara continuara profundizado su articulación federal con distintas organizaciones y cámaras empresariales de referencia en todo el país, como Capmin (Cámara Argentina de Proveedores Mineros) y la PMAC (Proveedores Mineros Confederados) espacio de integración y sinergia compuesto por 13 cámaras.
“Esta integración estratégica consolida espacios de representación conjunta, fortaleciendo la voz de los proveedores santacruceños en los ámbitos donde se definen las políticas públicas, las inversiones y el crecimiento productivo de la Argentina”, concluyó la entidad.
La mineríaargentina atraviesa uno de los momentos más relevantes de su historia reciente. Ya no se trata únicamente de un sector exportador en expansión, sino de una actividad estratégica capaz de aportar inversiones, empleo calificado, innovación tecnológica y generación de divisas en un contexto donde el país necesita recuperar competitividad y crecimiento sostenido.
Los números muestran que el sector comenzó a consolidarse como uno de los motores más dinámicos de la economía. Las exportaciones mineras crecieron de manera sostenida durante los últimos años y el interés por invertir en la Argentina volvió a crecer impulsado por la demanda global de minerales críticos. El litio se convirtió en un insumo central para la transición energética, mientras que el cobre volvió a ocupar un lugar estratégico en la nueva economía global asociada a la electrificación, las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.
Pero la minería debe entenderse dentro de una visión más amplia del desarrollo argentino. La Argentina posee hoy cuatro grandes ejes estratégicos capaces de transformar su competitividad durante las próximas décadas: la energía, la producción de alimentos, la minería y la economía del conocimiento. Son sectores donde el país cuenta simultáneamente con recursos naturales, capacidades técnicas y potencial de escala global.
La energía ya comenzó a demostrarlo con Vaca Muerta. El sector agroindustrial hace décadas representa una de las principales plataformas competitivas del país. La economía del conocimiento se consolidó como una fuente creciente de exportaciones y empleo calificado. Y ahora la minería aparece como el cuarto gran vector capaz de ampliar la escala productiva y generar desarrollo federal.
Pablo Bereciartua, Presidente del Centro Argentino de Ingenieros.
La oportunidad es significativa porque el contexto internacional acompaña. La transición energética incrementó la demanda de minerales críticos para baterías, electromovilidad y sistemas eléctricos. En ese escenario, Argentina dejó de ser solamente una promesa geológica para comenzar a convertirse en un actor relevante dentro del mapa minero internacional.
La puesta en marcha del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) marcó además un punto de inflexión importante. La estabilidad fiscal y la reducción de incertidumbre permitieron destrabar proyectos demorados. Esto es clave en minería, donde las inversiones requieren horizontes de muy largo plazo y niveles de capital extremadamente elevados.
Sin embargo, el verdadero desafío comienza después del anuncio de inversión. Allí aparece nuevamente la infraestructura, la ingeniería y la capacidad de gestión como factores decisivos para transformar potencial en crecimiento real.
La experiencia acumulada durante los últimos quince años en el desarrollo de Vaca Muerta ofrece lecciones muy valiosas. El sector energético demostró que, aun en contextos complejos, es posible construir capacidades técnicas, atraer inversiones, desarrollar proveedores locales y ampliar infraestructura cuando existen reglas relativamente estables y una visión sostenida en el tiempo.
La minería tiene hoy la posibilidad de aprovechar buena parte de ese aprendizaje acumulado para acelerar su propio desarrollo. Desde la formación de capital humano hasta la articulación entre provincias, empresas, universidades y sistema científico-tecnológico, existe una experiencia reciente que puede permitir reducir tiempos, mejorar coordinación y aumentar competitividad.
Pero para lograrlo será indispensable resolver uno de los principales desafíos estructurales de la Argentina: lainfraestructura.
Gran parte de los proyectos mineros se ubican en regiones alejadas de los grandes centros urbanos y de los principales nodos logísticos. Esto obliga a pensar corredores integrados de transporte, energía y recursos hídricos capaces de vincular producción, exportación y desarrollo regional. Rutas, ferrocarriles, líneas eléctricas, sistemas logísticos y acceso sustentable al agua serán tan importantes como la calidad geológica de los yacimientos.
La competitividad minera del futuro dependerá no sólo de lo que exista bajo el suelo, sino también de la capacidad de construir sistemas modernos y eficientes alrededor de esos recursos. Allí aparece además un desafío central de coordinación interjurisdiccional. Muchas de las inversiones necesarias exceden las capacidades de una sola provincia y requieren estrategias regionales capaces de integrar infraestructura, producción y acceso a mercados internacionales.
Al mismo tiempo, la sostenibilidad será cada vez más determinante. La licencia social para operar dependerá de la capacidad del sector para demostrar transparencia, eficiencia hídrica, reducción de emisiones y beneficios concretos para las comunidades locales. La minería moderna ya no puede pensarse con modelos extractivos tradicionales. Hoy hablamos de automatización, IA, monitoreo en tiempo real y procesos industriales capaces de optimizar simultáneamente productividad y sustentabilidad.
La Argentina tiene hoy una oportunidad histórica. Pocos países cuentan simultáneamente con capacidad energética, potencial agroindustrial, recursos minerales críticos y talento humano para competir en la economía del conocimiento. El desafío ya no es identificar oportunidades. El desafío es construir las condiciones institucionales, regulatorias e infraestructurales para convertir esas ventajas en desarrollo sostenido.
El futuro argentino dependerá en gran medida de nuestra capacidad para articular esos cuatro motores estratégicos y transformarlos en una visión integrada de crecimiento, inversión y desarrollo federal. Porque el desarrollo sostenible de un país nunca depende solamente de sus recursos naturales, sino de la inteligencia colectiva para convertirlos en futuro.
, Pablo Bereciartua, presidente del Centro Argentino de Ingenieros
Horacio Marín (centro), presidente y CEO de YPF, junto a la delegación de directivos y especialistas técnicos de Tesla durante la recorrida por la Gigafactory en Texas.
YPF y Tesla concretaron este martes la firma de una carta de intención para el desarrollo conjunto de infraestructura energética y sistemas de carga para la movilidad eléctrica en la Argentina. El acuerdo bilateral fue suscripto por el presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, durante una visita a la Gigafactory de Texas, la sede de Tesla, y establece el marco para la implementación de redes de carga rápida y almacenamiento.
La compañía informó esta tarde que el encuentro se estructuró con el objetivo de analizar los sistemas de infraestructura energética, los esquemas de movilidad eléctrica y las tendencias tecnológicas aplicadas que implementa la empresa norteamericana en sus procesos de producción y distribución a escala global.
El eje de la reunión se centró en la evaluación de complementariedades operativas entre ambas firmas. En los detalles técnicos se abordaron aspectos vinculados al diseño de redes de carga para vehículos eléctricos, la configuración de sistemas de almacenamiento de energía y los vectores de innovación tecnológica necesarios para la actualización de las matrices energéticas y los sistemas de transporte sustentable.
La Gigafactory que recorrió Marín, en Texas, es el complejo industrial de manufactura vertical a gran escala que funciona como sede global de Tesla y epicentro de su desarrollo tecnológico. Con una superficie cubierta de más de 900.000 metros cuadrados sobre un predio de 1.000 hectáreas en Austin es el lugar donde se fabrican desde las celdas de batería de litio hasta los sistemas de almacenamiento a escala de red Megapack y la arquitectura de los cargadores rápidos Superchargers.
La escala y la capacidad de ingeniería de este centro automatizado reflejan el volumen del holding liderado por Elon Musk, quien recientemente se consolidó en los mercados de capitales como el primer billonario de la historia global, a partir de la valorización de Space X, su empresa de fabricación aeroespacial y de servicios de transporte comercial espacial.
YPF y un acuerdo para acelerar el futuro de la energía
Igor Antarov Regional Manager Chargind – Emerging Markets at Tesla y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF
“En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación. Esta visita nos permitió conocer de primera mano el trabajo de vanguardia que realiza Tesla y explorar posibles vías de colaboración con una de las compañías líderes a nivel global en estos campos”, señaló Marín.
Como resultado del encuentro, YPF y Tesla suscribieron una carta de intención formal para establecer un marco de cooperación bilateral. La firma estuvo a cargo de Marín y el regional Manager Chargind – Emerging Markets de Tesla, Igor Antarov, mientras que en los encuentros posteriores también se reunió con Michael Snyder, VP of Energy and Charging de Tesla.
El documento preliminar define las bases para el co-desarrollo de una red de estaciones de carga rápida y el despliegue de infraestructura específica para el almacenamiento de energía, combinando las patentes y soluciones de Tesla con la red de estaciones de servicio de YPF.
La viabilidad del proyecto conjunto se fundamenta en la integración de los activos de ambas corporaciones. El plan técnico estipula la convergencia entre la tecnología de carga y gestión energética desarrollada por Tesla y la capacidad instalada, capilaridad logística e infraestructura territorial que YPF posee en el mercado local.
Paralelamente, los equipos técnicos de ambas compañías mantuvieron sesiones de intercambio de datos sobre vectores específicos de abastecimiento eléctrico y eficiencia en almacenamiento. El diálogo incluyó la evaluación de tecnologías de baterías a gran escala y la aplicación de sistemas de software avanzados para la optimización de flujos eléctricos e innovación en el sector energético de red.
Michael Snyder Vice President of Energy and Charging at Tesla y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Actualmente, YPF dispone de una infraestructura operativa denominada «YPF Punto Eléctrico«, una red de electromovilidad que cuenta con más de 30 terminales de carga distribuidas en corredores viales estratégicos del país, incluyendo las conexiones entre Buenos Aires, la Costa Atlántica, Rosario y Córdoba.
La incorporación de los sistemas de transferencia de potencia y los protocolos de carga rápida de Tesla tiene como objetivo técnico escalar la capacidad instalada de esta red existente, incrementando la velocidad de abastecimiento e integrando módulos de almacenamiento masivo para optimizar el suministro en las estaciones de servicio de la compañía.
El megaproyecto cuprífero Vicuña, operado por BHP y Lundin, inicia su despliegue industrial bajo el marco del RIGI con una inversión proyectada de hasta US$18.000 millones
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció este martes la aprobación del ingreso del proyecto cuprífero Vicuña al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por parte del Comité Evaluador, considerado el mayor de los proyectos de cobre en el portfolio minero de la Argentina. El megaproyecto en la provincia de San Juan es un joint venture entre las corporaciones BHP y Lundin que contempla una inversión inicial comprometida de US$9.700 millones.
Según las proyecciones de las compañías controlantes, el Distrito Vicuña que es la unión de los yacimientos Filo del Sol y Josemaría posee un potencial de escalabilidad a largo plazo de hasta US$18.000 millones de inversión. Por su envergadura financiera y constructiva, el activo se posiciona desde su inicio como uno de los cinco emprendimientos de cobre más grandes del mundo.
Al realizar el anuncio de la aprobación del RIGI en su cuenta de la red social X, Caputo resaltó que «este proyecto generará exportaciones por más de US$2.600 millones al año y más de 30.000 empleos directos e indirectos. Más inversión productiva, más trabajo y más crecimiento para los argentinos».
El esquema de desarrollo delineado por los operadores se estructuró a partir de los resultados de su Evaluación Económica Preliminar (PEA, por sus siglas en inglés) presentada en febrero de este año, la cual pauta una explotación secuencial por etapas operativas. La primera fase contempla el desarrollo inicial del yacimiento Josemaría, una decisión de arquitectura de procesos que optimiza la utilización de la infraestructura base ya planificada.
La segunda secuencia operativa incorporará los recursos de óxidos provenientes del depósito Filo del Sol, para culminar en una tercera etapa orientada a la expansión masiva sobre los recursos sulfurados y a la construcción de la infraestructura de molienda y transporte pesado requerida para procesar el mineral a gran escala.
Actualmente, Vicuña atraviesa un proceso de diálogo con autoridades nacionales, provinciales y de terceras compañías por el acceso a una línea eléctrica de alta tensión que asegurará el suministro de energía para las operaciones. Las partes vienen de participar de una audiencia pública en torno a la propuesta de la empresa de repotenciar y poner en operación en 500 kV una infraestructura que hoy funciona en 132 kV entre Nueva San Juan y Rodeo.
La riqueza minera de Vicuña
Campamento base de Vicuña, a 4.000 metros de altura en San Juan, diseñado para albergar la creciente dotación del proyecto, que actualmente llega a 2.421 operarios.
De acuerdo con las métricas geológicas detalladas en la PEA, el complejo minero posee un potencial nominal de producción promedio de 395.000 toneladas de cobre equivalentes al año durante sus primeros 25 años de vida útil. A esta producción base de metal rojo se adicionará un flujo coproducto estimado en 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata anuales, lo que eleva el valor económico neto del activo y morigera el riesgo de volatilidad de precios internacionales mediante subproductos.
La compañía resaltó en distintos momentos que el enfoque modular y escalable adoptado por el consorcio permite mitigar los riesgos de ejecución de capital inicial (vulnerabilidades de ramp-up), alineando los plazos de construcción con la maduración técnica del yacimiento.
Vicuña computa una dotación actual de 2.421 trabajadores desempeñándose de manera directa en la operación de la Argentina. Esta estructura de personal técnico se compone actualmente por 580 empleados directos en nómina y 1.841 operarios vinculados contractualmente mediante firmas de servicios especializados.
La empresa también precisó que el desglose demográfico del empleo subraya que «el 92,6% de la plantilla global es de nacionalidad argentina, mientras que, en el segmento corporativo de contratación directa, la representatividad regional se incrementa sustancialmente con más del 81% de profesionales y operarios oriundos de la provincia de San Juan«.
Vicuña resaltó que el entramado productivo y de valor industrial que moviliza el proyecto se traduce en «una red activa de 245 empresas contratistas que proveen servicios de geología, perforación diamantina, transporte logístico de alta montaña, mantenimiento metalmecánico y obras civiles de alta complejidad».
«El impacto en la cadena de valor doméstica evidencia una fuerte impronta de desarrollo federal: 150 de estas firmas proveedoras corresponden a estructuras comerciales radicadas en San Juan, lo que equivale al 61,2% del padrón total de subcontratistas«, explicaron voceros de la compañía. Al interior del ecosistema pyme provincial, se destaca la participación de 20 empresas de base logística en el departamento de Iglesia y 130 distribuidas en el resto del territorio sanjuanino.
Tras las críticas recientes recibidas por la adjudicación a una empresa china de la construcción de un campamento de alta montaña, Vicuña resaltó su «estrategia de abastecimiento nacional que relega la participación de corporaciones de capital extranjero a menos del 4% del total de los proveedores activos del padrón del proyecto, cumpliendo con creces las normativas de compre local e integración productiva que demandan las regulaciones sectoriales».
A medida que el proyecto avance en el cronograma constructivo viabilizado por las ventajas impositivas del RIGI, las demandas de bienes de capital, insumos químicos, energía eléctrica de alta tensión e infraestructura vial experimentarán una evolución exponencial.
Este incremento de la demanda de insumos críticos exigirá que la cadena de proveedores locales inicie procesos de certificación de normas internacionales (ISO, Green Gold, entre otras) para dar respuesta al volumen operacional de un activo catalogado como de clase mundial. La ingeniería de detalle proyectada obligará a un escalonamiento continuo en la sofisticación de los servicios contratados durante los próximos dos ejercicios fiscales.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó Gigafactory de Tesla en Texas, una de las plantas industriales más avanzadas del mundo, una oportunidad para tener perspectivas sobre innovación, infraestructura energética y las principales tendencias que conforman el panorama global de la energía y la movilidad.
También permitió explorar posibles instancias de colaboración entre ambas compañías en áreas estratégicas como la infraestructura energética, la movilidad eléctrica y la innovación tecnológica.
Como parte de la visita, ambas compañías firmaron una carta de intención para posibles oportunidades de colaboración incluyendo el desarrollo de una red de estaciones de carga rápida e infraestructura de almacenamiento de energía. Esta iniciativa combinaría la experiencia global de Tesla en soluciones de carga para vehículos eléctricos y la infraestructura de energía con la amplia presencia e infraestructura de YPF a nivel nacional.
Además, las compañías intercambiaron perspectivas sobre soluciones de almacenamiento energético, abastecimiento eléctrico e iniciativas de innovación aplicadas al sector energético.
Al respecto, Marín señaló que “en YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación. Esta visita nos permitió conocer de primera mano el trabajo de vanguardia que realiza Tesla, y explorar posibles vías de colaboración con una de las compañías líderes a nivel global en estos campos”.
Un plenario de comisiones elevó al recinto el acuerdo con YPF por el GNL.
El oficialismo de Rolando Figueroa consiguió este martes un rápido despacho para el proyecto de ley que ratifica el acta acuerdo entre Neuquén e YPF que establece un régimen promocional de regalías para el GNL. Fue con una amplia mayoría, pero tras un extenso debate en un plenario de comisiones donde se volvieron a reiterar planteos de la oposición por el esquema negociado entre la Provincia y la petrolera nacionalizada.
Los representantes de La Neuquinidad acordaron unificar las comisiones de Energía, Asuntos Constitucionales y Presupuesto para darle trámite más expeditivo a la propuesta. El dictamen aprobado hoy será llevado a la sesión del 24 de junio, donde saldría aprobado sin dificultades, según los votos adelantados esta mañana.
La bancada que responde al gobernador defendió el acuerdo como «muy beneficioso» para Neuquén y lo comparó con lo que significó el de YPF y Chevron, en 2013, y que posibilitó el primer desarrollo masivo no convencional en Vaca Muerta.
«Es un hito fundacional. Hoy Neuquén no tienen ningún proyecto para la exportación del GNL; hace 10 años que hablamos de esto, pero no se pudo hacer ninguno. Esto tiene cualidades similares a las del inicio del no convencional y por eso se establecieron condiciones especiales», argumentó el diputado Francisco Lépore (Avanzar), uno de los principales voceros de Figueroa en la Legislatura.
Describió que fueron ocho meses de negociación entre los funcionarios del Ejecutivo provincial y la compañía que conduce Horacio Marín, y que los porcentajes diferenciales para las regalías del metano «habían arrancado mucho más abajo».
Ese aspecto fue, nuevamente, uno de los más discutidos en el plenario. Desde el kirchnerismo, Lorena Parrilli planteó que el gobierno negoció «migajas» con una mirada «cortoplacista» y Darío Martínez insistió con que faltó información para entender la estructura de costos sobre la cual se determinó que el proyecto Argentina LNG «no era rentable con las regalías al 12%».
«Queremos que se desarrolle el GNL, pero que Neuquén se siente a negociar en una posición mucho más fuerte. No hay GNL sin Vaca Muerta. Hubo mucha más valentía en los legisladores que aprobaron el acuerdo de YPF con Chevron porque se mantuvieron las regalías al 12%», afirmó.
Ese fundamento, que rodeó todo el debate, fue contestado por el diputado del MPN, Claudio Domínguez, quien defendió el proyecto a la par del oficialismo de Figueroa.
«Si no se hubiera dado el paso del no convencional en 2013, ¿cuántos barriles se estarían produciendo en la provincia. Serían 18.000 barriles día del convencional si no se hubieran animado», aseguró. Sostuvo que hubo otros proyectos para el desarrollo del GNL tanto en las gestiones de Alberto Fernández como en la de Mauricio Macri, pero los que se concretaron fueron «cero».
«¿Existe el GNL sin Vaca Muerta? Acá en Argentina no, pero en otros continentes sí. Son los que nos venden el GNL a 24 dólares el millón de BTU», advirtió.
Qué dice el acta acuerdo entre Neuquén e YPF
El acta acuerdo firmada entre Neuquén e YPF que saldrá ratificada por la Legislatura le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años y especifica que la Provincia no cobrará Ingresos Brutos sobre la venta del gas que tendrá como destino final la exportación de GNL.
Además, establece un esquema de alícuotas de regalías diferenciales que podrán variar en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%.
Para su liquidación se tomará como referencia el precio de venta del gas natural con destino a la industria en condición firme de la Cuenca Neuquina.
En cuanto al modelo de escalas para el cobro de regalías, el acta fija una alícuota del 7,5% si el precio internacional del GNL (tomando como referencia el JKM) se encuentra por debajo de los 16 dólares por millón de BTU; del 10% si la cotización esté entre los 16 y los 20 dólares; y se dejará en 12% si el valor supera los 20 dólares por millón de BTU.
Por último, el acuerdo entre Neuquén e YPF contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por 175 millones de dólares que la petrolera deberá ejecutar una vez que haya firmado la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.
Ingresos Brutos sí o no
Otro cuestionamiento que se reiteró durante el plenario de comisiones realizado este martes fue el de la exención del cobro de Ingresos Brutos a la venta de gas entre los VPU (Vehículos de Proyecto Único) que tenga como destino la exportación de GNL.
El oficialismo insistió en conceptualizarlo como estabilidad fiscal, en lugar de exención porque aclaró que Neuquén, como ninguna otra provincia del país, cobra impuestos sobre las exportaciones. Y se volvió a citar el fallo de la Corte Suprema de Justicia en contra de Chubut por haber querido aplicar este tributo a YPF por el crudo que sale de esa provincia y que se vende al exterior tras ser industrializado en otras jurisdicciones.
El diputado y exsecretario de Energía, Darío Martínez, había llevado la semana pasada un cálculo sobre lo que «resignaría» Neuquén por el esquema de regalías diferenciales y el no cobro de Ingresos Brutos que ascendía a más de 3.000 millones de dólares, algo que desestimaron desde La Neuquinidad.
«Lo que trata de hacer el gobierno es bajar los costos para que la inversión sea posible y ahí sí empezar a generar ingresos para la provincia», aseguró Marcelo Bermúdez del PRO, otro bloque aliado de Figueroa, y consideró que al proyecto «le sobra racionalidad».
En un tramo más álgido de la discusión, Francisco Lépore zanjó: «Hoy no se está resignando un carajo porque no hay nada. Se está discutiendo si el país sale del paradigma del autoabastecimiento por el de la exportación y si Neuquén quiere posicionarse primera».
Martínez propuso hoy, sin éxito, añadir un artículo en el proyecto como condición para votarlo que obligaba a YPF a priorizar mano de obra y contratación de obras con empresas locales: «Prioridad a todo lo neuquino y, si no lo hace, cae el régimen promocional», sugirió.
El horizonte para Cutral Co y Plaza Huincul
Uno de los aspectos que defendió la bancada de Figueroa en la Legislatura fue que la inversión, que YPF estimó en 25.000 millones de dólares, beneficiará a la región de Cutral Co y Plaza Huincul, localidades pioneras en el desarrollo petrolero en el centro de la provincia.
En el plenario de este martes se planteó que el proyecto podría generar unos 20.000 puestos de empleo directos y llegaría a 40.000 o 50.000 si se consideran los indirectos.
«Nuestra zona siempre ha sido muy castigada y es momento de que su sector político (por el peronismo) dé vuelta la página luego de lo que hicieron con la privatización de YPF en los 90», reclamó Yamila Hermosilla (Comunidad), diputada de Figueroa oriunda de esa región.
«Yo en el nombre de Cutral Co vengo a defender este proyecto. Si ustedes no lo van a apoyar, espero que no les dé la cara para ir a hacer campaña el año que viene buscando votos», sugirió.
Justamente Cutral Co es una de las pocas intendencias que están en manos de un sector aliado del kirchnerismo como lo es el de Ramón Rioseco, varias veces candidato a gobernador por ese espacio.
Sin embargo, el intendente viene manteniendo una buena relación con el gobernador Rolando Figueroa y ya se manifestó expectante por el desarrollo del GNL a partir de la producción que saldrá de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
Lo que no contiene, por ahora, la ley que se aprobará la semana que viene en la Legislatura, es un paquete de obras para la zona beneficiada. El bono de infraestructura de 150 millones de dólares que comprometió YPF por estas cinco concesiones no convencionales (CENCH)irá todo para Neuquén capital y aún no están definidos los proyectos que se financiarán con el segundo aporte, de 175 millones de dólares, que se ejecutará una vez que la petrolera acuerde la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.
Los votos en contra
En el plenario de comisiones realizado este martes salieron tres despachos de mayoría: por la de Asuntos Constitucionales, votaron diez a favor y cuatro en contra; por la de Energía fueron 11 a favor y tres en contra, mismo resultado que por la de Presupuesto.
Los votos negativos fueron de los bloques del FIT, Unión por la Patria, la UCR y Democracia Neuquén. Este último lo integran Mónica Guanque y Federico Méndez, quienes se escindieron de Comunidad el año pasado, y Cecilia Papa, quien pertenecía a Fuerza Libertaria, otro sector aliado del gobierno.
La bancada de la UCR, que integra únicamente el diputado César Gass, suele ser pendular, pero en el último tiempo se viene posicionando en oposición al gobierno provincial.
El legislador afirmó que el viernes había viajado a Buenos Aires para reunirse con el exsecretario de Energía de la Nación, Jorge Lapeña, y consultar su opinión sobre el acuerdo junto a otros referentes como el economista Miguel Ponce y el exsenador de Chubut, Mario Cimadevilla.
Y se molestó porque, esa misma noche, recibió la convocatoria al plenario de comisiones que se realizó hoy. «Lamento que no pude llegar a ahondar en lo que me enviaron los técnicos. No me dieron esa oportunidad. Yo en esas condiciones no lo puedo votar», definió, pese a los esfuerzos de varios diputados oficialistas durante toda la mañana para convencerlo de lo contrario.
Si se trasladan los votos de esos cuatro bloques al recinto, cuando la ley se discuta el próximo miércoles 24 en general, serán nueve en contra sobre 35. Se podría sumar uno más si la diputada filo libertaria y opositora a Figueroa, Brenda Buchiniz, quien no participó del plenario, también vota en contra.
EE.UU. e Irán firmarán un acuerdo el viernes en Génova.
El precio del barril Brent, el marcador de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cayó a la zona de los US$ 80 por barril de petróleo después de que se confirmara que Estados Unidos e Irán firmarán un acuerdo que pondría fin al conflicto en Medio Oriente y que incluirá la apertura del tráfico por el Estrecho de Ormuz. Si bien el documento reducirá la probabilidad de una crisis de suministro internacional por el agotamiento de los inventarios de petróleo, no elimina el riesgo geopolítico embebido en los precios.
La guerra en Medio Oriente generó un déficit global en la oferta de petróleo de casi 4 millones de barriles por día solo en abril, según Argus Media. El acuerdo aliviaría el sumistro de crudo por Ormuz, aunque navieras líderes como Mitsui OSK Lines anticipan que el restablecimiento de la confianza llevará tiempo. Para la consultora Rystad Energy los precios seguirán reflejando una prima de riesgo geopolítico de entre 5 y 10 dólares por barril.
Acuerdo entre EE.UU. e Irán
El presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció el domingo que se alcanzó un acuerdo con Irán. “El acuerdo con la República Islámica de Irán ya está completo. ¡Enhorabuena a todos! Por la presente, autorizo plenamente la apertura sin peaje del estrecho de Ormuz y, simultáneamente, autorizo el levantamiento inmediato del bloqueo naval de Estados Unidos”, publicó el presidente en sus redes sociales.
En rigor, las partes acordaron la letra general de un memorando de entendimiento (MoU) que será firmado el viernes en Génova y cuyo contenido real aún se desconoce. El vicepresidente estadounidense, J.D. Vance, calificó al memorando como “un documento muy general” cuyos detalles se concretarían durante negociaciones posteriores. “En varios temas, tendremos que resolver estas cuestiones durante la fase de negociación técnica”, declaró Vance el lunes.
Funcionarios estadounidenses deslizaron que el acuerdo se centra en la reapertura del estrecho de Ormuz y el levantamiento del bloqueo naval estadounidense, junto con incentivos financieros para Irán si cumple con ciertos objetivos. También abre un período de 60 días de negociaciones para un acuerdo definitivo sobre el futuro del programa nuclear iraní y de las toneladas de uranio enriquecido bajo su poder. “Irán acordó que nunca tendrá un arma nuclear”, afirmó Trump.
«Uno de los puntos clave del acuerdo es que el Organismo Internacional de Energía Atómica y Estados Unidos ayudarán a Irán a destruir sus reservas de uranio altamente enriquecido, y eso es algo que se especifica con mucha claridad», dijo Vance.
Está previsto que a la firma del acuerdo asista el vocero del parlamento iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf. El presidente iraní, Masoud Pezeshkian, celebró la noticia en una publicación en X, afirmando que si se implementan correctamente todas las disposiciones del memorándum, podría convertirse en «un motivo de orgullo para el país». Sin embargo, el líder supremo de Irán, Mojtaba Khamenei, aún no se ha pronunciado sobre los anuncios.
Precio del petróleo Brent retrocede pero se mantiene el riesgo geopolítico
La posibilidad de una reapertura a la navegación por el estrecho de Ormuz impactó en el precio del Brent, cuya cotización este martes llegó a tocar los 81 dólares por barril. Sin embargo, consultoras y navieras evalúan el escenario con cautela.
La consultora internacional Rystad Energy evaluó que los anuncios del gobierno estadounidense elevan la posibilidad de ocurrencia de su escenario base de un acuerdo limitado que habilita un restablecimiento significativo de los flujos por Ormuz pero que no elimina el riesgo geopolítico embebido en los precios.
“Según este escenario, se alcanza un acuerdo limitado dentro del plazo de 60 días. Las sanciones contra Irán se suavizan gradualmente y los flujos a través del Estrecho se recuperan con el tiempo hasta alcanzar aproximadamente 10 millones de barriles diarios para enero. Sin embargo, se prevé que se mantenga una prima de riesgo geopolítico residual de entre 5 y 10 dólares por barril, ya que el acuerdo no despolitiza por completo el estrecho ni elimina el riesgo de futuras perturbaciones”, analizó la consultora en una nota difundida este martes.
Por el lado de las navieras, el CEO de Mitsui OSK Lines, la principal operadora de buques petroleros del mundo, evaluó que las empresas no reanudarán el tránsito por el estrecho durante semanas hasta que estén seguros de que el acuerdo es “sustancial».
“Lo que se necesita no es simplemente un acuerdo entre los países involucrados, sino que debe ser sustancial y traducirse en situaciones reales en el Estrecho de Ormuz, para que las navieras puedan transitar con tranquilidad”, declaró Jotaro Tamura en una nota a Financial Times.
El mercado espera señales concretas de una desescalada y apertura al tránsito por el estrecho el mismo día de la firma del acuerdo en Genova. Una normalización parcial de los flujos permitiría reducir el déficit global en el suministro de crudo y combustibles.
Argus estimó que el colapso del tránsito por Ormuz generó en abril un déficit de 3,8 millones de bpd en el balance global de petróleo crudo. Por Ormuz se perdió una oferta de crudo de 12,4 millones de bpd, mientras que el mercado respondió con suministros alternativos que totalizaron 9,2 millones de bpd. Sin embargo, una parte de esa oferta alternativa provino de los menguantes inventarios de petróleocrudo, que en abril aportaron 3,3 millones de bpd.
En consecuencia, la continuidad del conflicto empujaba a un escenario de mayores precios o de destrucción de demanda de crudo y combustibles, especialmente en Asia. Sin embargo, la firma de un acuerdo entre EE.UU. e Irán ahora podría evitar ese escenario.
Argentina Week tendrá en París su edición más estratégica desde la creación del programa. Será el primer evento de promoción económica realizado tras la entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–Unión Europea, en un momento en que el Gobierno busca acelerar la llegada de capital europeo a sectores donde la escala y el financiamiento externo son determinantes: energía, minería, infraestructura y tecnología.
La elección de Francia no es protocolar. París es el centro político de la Unión Europea que más condicionó la negociación del acuerdo birregional durante dos décadas y, al mismo tiempo, el país donde operan compañías con posiciones relevantes en la economía argentina: TotalEnergies en gas y offshore, Eramet en litio, Vinci en infraestructura y Air Liquide en servicios industriales.
La Argentina Week se convierte así en un espacio de diplomacia económica orientado a destrabar resistencias, consolidar alianzas y presentar proyectos bajo un marco regulatorio que Europa observa con atención.
El Gobierno utilizará el encuentro para mostrar un portafolio de inversiones que incluye Vaca Muerta, los proyectos de cobre en la Cordillera, el desarrollo del litio en el NOA y obras de transporte y logística vinculadas a la expansión de la producción energética. La estrategia oficial apunta a posicionar estos activos dentro de la agenda europea de seguridad de suministro, en un contexto en el que la UE busca diversificar proveedores de gas, minerales críticos y tecnologías asociadas a la transición energética.
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En paralelo al evento, el presidente Javier Milei y el economista francés Philippe Aghion recibirán una distinción en el Paris Economic Forum. La presencia de Aghion —referente internacional en crecimiento, innovación y competencia— otorga visibilidad académica a una agenda centrada en reformas pro‑mercado y en la búsqueda de condiciones que faciliten la inversión extranjera directa.
El reconocimiento funciona como un instrumento de posicionamiento institucional en un momento en que Argentina necesita mostrar previsibilidad regulatoria y capacidad de ejecución.
La entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–UE opera como marco estructural de esta edición. La reducción progresiva de aranceles, las reglas de origen comunes y la apertura de mercados generan un escenario más previsible para proyectos de exportación y para inversiones de largo plazo.
Sin embargo, la implementación del acuerdo exige que los países del bloque presenten proyectos concretos, con financiamiento estructurado y cronogramas definidos, para evitar que la ventana de oportunidad se diluya.
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Europa llega a esta instancia con una demanda clara: energía, minerales críticos e infraestructura. Argentina llega con una necesidad equivalente: capital, tecnología y acceso a mercados. La asimetría entre ambas agendas define la tensión central del encuentro.
El desafío para el Gobierno será transformar la visibilidad política del evento en compromisos de inversión verificables, en un contexto global donde la competencia por capital es creciente y los estándares ambientales y regulatorios europeos son cada vez más exigentes.
Argentina Week en París se presenta así como un punto de inflexión: un espacio donde se pondrá a prueba la capacidad del país para convertir el nuevo marco birregional en proyectos concretos y para posicionarse como proveedor estratégico de energía y minerales en la próxima década.
El resultado dependerá de la solidez del portafolio presentado, de la consistencia regulatoria y de la capacidad de articular intereses entre el sector público, las empresas y los inversores europeos.
AbraSilver Resource informó nuevos resultados de perforación en La Coipita, proyecto ubicado en San Juan y desarrollado bajo un acuerdo de participación con una subsidiaria de Teck Resources. Los datos obtenidos en la campaña 2026 refuerzan la presencia de un sistema porfírico de cobre, oro y molibdeno dentro del cinturón epitermal‑porfírico del Mioceno, una zona que reúne depósitos de referencia en la Cordillera.
El sondeo DDH‑LC26‑010 registró 747,5 metros con 0,69% de cobre, 0,06 g/t de oro y 142 ppm de molibdeno desde los 396 metros de profundidad, con un tramo interno de 108 metros con 1,06% de cobre. Este resultado aporta información relevante sobre la continuidad vertical de la mineralización y la presencia de zonas de mayor ley dentro del sistema.
En el objetivo Yaretas Sur, ubicado a unos dos kilómetros de la zona principal de perforación, el pozo DDH‑LC26‑012 interceptó 42 metros con 1,03% de cobre, 0,63 g/t de oro y 41 g/t de plata desde los 264 metros.
Por su parte, el DDH‑LC26‑011 aportó 250,6 metros con 0,39% de cobre, 0,07 g/t de oro y 119 ppm de molibdeno desde los 550 metros, permitiendo vincular sectores previamente identificados y avanzar en la interpretación geológica del área.
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La campaña incluyó siete perforaciones que totalizaron 5.248 metros y el primer estudio magnetotelúrico realizado en la propiedad. El relevamiento geofísico permitió delimitar con mayor precisión el sistema mineralizado y detectar posibles extensiones hacia el sur que serán evaluadas en futuros programas.
Teck Resources ha destinado aproximadamente USD 23 millones al proyecto desde 2024, superando el compromiso inicial de USD 20 millones previsto para la etapa de exploración. En este período se ejecutaron 11.270 metros de perforación en 19 pozos, lo que refleja el interés de la compañía en avanzar en la caracterización del activo ubicado entre los 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar.
En paralelo, AbraSilver continúa con el desarrollo de Diablillos, su proyecto de plata y oro en Salta y Catamarca, que cuenta con recursos medidos e indicados estimados en 213 millones de onzas de plata y 2 millones de onzas de oro. La empresa prevé avanzar hacia una decisión de construcción mientras La Coipita se posiciona como una de sus principales oportunidades de crecimiento en metales base.
Estados Unidos inició una nueva fase de actividad en cuencas maduras mediante la aplicación de técnicas geocientíficas avanzadas y modelos de análisis basados en inteligencia artificial. La revisión del subsuelo en formaciones como Eagle Ford, Bakken, Marcellus, Utica, Haynesville y Anadarko se apoya en herramientas que no estaban disponibles durante la primera etapa de desarrollo del shale.
Este proceso permite identificar intervalos no explotados, optimizar refracturaciones y evaluar recursos asociados como litio y helio presentes en aguas de producción y gas natural.
La presencia de litio en salmueras profundas introduce un componente adicional en la evaluación económica del upstream. En paralelo, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó en abril de 2026 que las pegmatitas de los Apalaches contienen alrededor de 2,3 millones de toneladas métricas de litio, lo que amplía el alcance mineral de la región más allá de los recursos vinculados a hidrocarburos.
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La Administración de Información Energética (EIA) actualizó en 2023 la cartografía de cuencas sedimentarias y plays no convencionales, destacando la continuidad lateral de unidades productivas y la superposición de bancos en sistemas como STACK, SCOOP y Three Forks.
Esta información se integra con modelos de inversión de forma de onda completa (FWI) y migración en tiempo inverso (RTM), que permiten resolver variaciones de velocidad y estructuras de yacimiento a escala métrica.
En la formación Utica profunda, los modelos derivados de FWI se utilizan para predecir gradientes de presión de poro en zonas sobrepresionadas, un factor crítico para la perforación en contextos de alta presión y alta temperatura.
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La detección acústica distribuida (DAS) y la detección de temperatura distribuida (DTS) aportan información directa sobre la eficiencia de los grupos de perforación en pozos horizontales multietapa.
El análisis de pozos completados entre 2010 y 2015 muestra que entre el 30 y el 40 por ciento de los grupos no recibieron un flujo significativo de fluidos durante la fracturación hidráulica. La integración de datos DAS con modelos geomecánicos 3D permite identificar zonas no estimuladas y seleccionar candidatos para refracturaciones dirigidas en formaciones como Eagle Ford y Austin Chalk.
En la cuenca de Williston, la variabilidad lateral de la dolomitización y la porosidad intergranular en el miembro Middle Bakken explica la heterogeneidad en la respuesta a las terminaciones originales. La formación Three Forks, dividida en cuatro niveles, presenta oportunidades en los bancos segundo, tercero y cuarto, donde las litofacies difieren de las del nivel superior ampliamente desarrollado.
La baja recuperación primaria del Bakken —entre el 5 y el 8 por ciento del petróleo original in situ— constituye un incentivo para evaluar técnicas de recuperación mejorada y refracturaciones basadas en datos.
En Haynesville, el gradiente de presión aumenta desde 0,7 hasta 0,92 psi por pie hacia el oeste, lo que define una zona de mayor energía del yacimiento y mayores recuperaciones estimadas por pozo. La continuidad lateral de la celda de sobrepresión es la variable geológica determinante para la expansión de la actividad en la zona occidental.
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El análisis de presión de poro a escala de cuenca se consolidó como una de las tareas geofísicas de mayor valor en este play.
La combinación de IA aplicada a registros de pozo, sísmica reprocesada con algoritmos avanzados, monitoreo con fibra óptica y geoquímica de aguas de producción permite revalorizar recursos que permanecían sin explotar en cuencas maduras. Este proceso extiende la vida útil de plays desarrollados hace más de una década y ajusta la valoración energética y mineral del subsuelo estadounidense en función de nueva información geológica y operativa.
La integración de estas tecnologías modifica la estructura de costos, amplía la oferta potencial de gas y líquidos y abre oportunidades en minerales críticos asociados a la transición energética.
La agencia calificadora S&P Global Ratings anunció la mejora en la calificación de la deuda de YPF y otras siete empresas argentinas, en línea con la reciente actualización positiva para la deuda soberana del país.
El pasado viernes 12 de junio, S&P elevó la nota en moneda local y extranjera de las compañías YPF, YPF Luz (su división de energías renovables), Aeropuertos Argentina 2000, EDEMSA, Genneia, Pampa Energía, Telecom y Transportadora de Gas del Sur, pasando de “B-” a “B”. En todos los casos, la perspectiva futura fue calificada como estable.
En su informe, la calificadora destacó que “las perspectivas sobre estas entidades son estables, al igual que la del soberano y reflejan nuestra expectativa de que el Gobierno continuará con su programa de austeridad fiscal mientras el banco central aumenta sus reservas, lo que permitirá mantener el crecimiento económico y reducir la inflación”. Además, señaló que se incorporan “mejores condiciones de transferencia y convertibilidad” para estas empresas.
A pesar de esta mejora, S&P advirtió que “Argentina enfrenta desequilibrios económicos persistentes, y la liquidez externa sigue siendo frágil y vulnerable a shocks adversos”.
Sobre la reciente subida de la calificación soberana, la entidad explicó que esta refleja “la disminución de las vulnerabilidades económicas y la mejora gradual de la liquidez externa, lo que sienta las bases para una recuperación económica continua”. La agencia valoró la austeridad fiscal y otras medidas que han facilitado el acceso del Gobierno a financiamiento voluntario en mercados de capitales y de prestamistas oficiales, imprescindibles para afrontar el servicio de la deuda comercial en moneda extranjera durante 2026 y 2027.
Finalmente, S&P indicó que, aunque prevé posibles tensiones económicas en los próximos 12 a 18 meses, la combinación de superávits fiscales sostenidos y la acumulación de reservas por parte del Banco Central fortalecen el perfil de liquidez del Gobierno.
Santa Cruz, Chubut y Mendoza concentran compromisos de inversión por USD 108 millones destinados a perforación exploratoria de shale, según datos de la Secretaría de Energía. Los desembolsos corresponden a YPF, Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC), y se orientan a plays no convencionales que comienzan a desarrollarse fuera de la Cuenca Neuquina.
En Santa Cruz, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, confirmó que en octubre arribarán inversores canadienses para evaluar el potencial de Palermo Aike. La visita se enmarca en las gestiones realizadas en Canadá en abril y en el interés por el avance de los trabajos exploratorios en la Cuenca Austral.
El funcionario recordó que YPF comprometió perforaciones durante 2026 y que la provincia espera resultados que permitan atraer nuevos operadores.
YPF encabeza el volumen de inversiones con USD 86,92 millones distribuidos entre Mendoza y Santa Cruz. En Palermo Aike, la compañía destinará más de USD 50 millones al bloque La Azucena y USD 17,08 millones a El Campamento Este.
El pozo pionero Cañadón Deus, desarrollado junto a CGC con una inversión de USD 60 millones, registró indicios positivos de gas y condensados que habilitaron la continuidad de los estudios sísmicos 3D sobre más de mil kilómetros cuadrados.
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En Mendoza, YPF asignará USD 19,24 millones al yacimiento CN VII A, ubicado en la lengua mendocina de Vaca Muerta. Los ensayos realizados en 2024 mostraron producción de petróleo y gas que validó el atractivo geológico del área, pese a las restricciones logísticas derivadas de la alta demanda de infraestructura en la Cuenca Neuquina. Operadores privados aguardan estos resultados para definir inversiones adicionales en la región.
En Chubut, Pan American Energy invertirá USD 20,47 millones en exploración de shale en el área Cerro Tortuga, dentro del bloque Cerro Dragón, y proyecta USD 15,41 millones para la etapa de explotación.
La compañía confirmó la viabilidad de shale gas en la formación D‑129 y prevé un pozo de estudio geomecánico de 3.700 metros, seguido de una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura.
CGC mantiene su actividad en el área Paso Fuhr, en Santa Cruz, con una inversión inicial de USD 0,17 millones destinada a tareas preliminares. La empresa sostiene su presencia en Palermo Aike y amplió su participación en Vaca Muerta mediante la adquisición del 49% del bloque Aguada del Chañar en Neuquén.
Las inversiones anunciadas consolidan una etapa de exploración no convencional en provincias que históricamente no formaban parte del desarrollo shale a escala industrial.
Los resultados de los pozos en ejecución y la llegada de capital extranjero serán determinantes para definir la continuidad de los proyectos y el ritmo de expansión de los plays emergentes.
La compra de módulos habitacionales importados para el proyecto Vicuña reabrió el debate sobre la capacidad de la industria local para abastecer bienes y servicios en proyectos de gran escala. El caso representa una proporción marginal del CAPEX total, pero expone diferencias entre los modelos de desarrollo minero basados en clústeres industriales y aquellos con baja integración local.
Los antecedentes internacionales muestran trayectorias divergentes. En Suecia, la articulación entre minería, metalmecánica y sistemas de automatización permitió consolidar un clúster que concentra una parte significativa del mercado global de maquinaria subterránea.
En Australia, los planes obligatorios de participación de la industria local y la previsibilidad en los procesos de compra impulsaron un ecosistema de proveedores que aporta decenas de miles de millones de dólares a la economía y emplea a cientos de miles de personas. Ambos casos se apoyan en políticas de largo plazo, financiamiento industrial y estándares técnicos unificados.
En Argentina, la estructura actual de proveedores está dominada por pymes nacionales con participación mayoritaria en servicios, construcción y logística.
La oferta local de bienes de capital presenta limitaciones asociadas a escala de producción, certificaciones internacionales, costos financieros y tiempos de entrega. Estas restricciones condicionan la sustitución de importaciones en proyectos cordilleranos de alta complejidad técnica.
Desde Vicuña señalaron que el 95% del personal del proyecto es argentino, que el 97% de las 264 empresas proveedoras son nacionales y que el 60% tiene origen en San Juan. La empresa indicó que solo recurre al exterior para bienes o servicios sin oferta competitiva a nivel local.
Otros actores del sector plantearon que la previsibilidad en los procesos de compra es un factor crítico para que los proveedores puedan anticipar inversiones y cumplir con los requisitos técnicos de los proyectos.
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En respuesta a estas tensiones, San Juan aprobó una ley que establece que el 80% de los trabajadores de cada proyecto deben ser residentes provinciales y que el 60% del monto anual de contrataciones debe corresponder a empresas locales. La normativa obliga a las operadoras a publicar planes de demanda de bienes y servicios con cronogramas estimados y a justificar técnicamente la ausencia de oferta local competitiva. El esquema incorpora un Certificado de Crédito Fiscal transferible como incentivo para el cumplimiento.
La iniciativa recibió el respaldo de la cámara provincial, pero generó objeciones en cámaras nacionales que advierten sobre el riesgo de fragmentación de la cadena de valor y la imposibilidad técnica de abastecer bienes de capital complejos con oferta exclusivamente provincial. También señalaron que los cupos de mano de obra especializada son difíciles de cumplir en proyectos de gran escala.
El sector empresario coincide en que la integración local depende de la coordinación entre provincias, operadoras y proveedores, de la reducción de cargas tributarias y de la disponibilidad de financiamiento para inversiones productivas. La expansión prevista de la actividad minera y el aumento de la demanda de personal técnico y profesional plantean la necesidad de mecanismos de articulación que permitan sostener la competitividad y ampliar la participación de la industria nacional en los proyectos.
Plaza Logística, compañía líder en desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente de calidad Triple A en Argentina, compensó sus emisiones generadas durante 2025, con el respaldo de Genneia, principal referente en generación de energías renovables en el país. A través de esta iniciativa, se ha concretado, por tercer año consecutivo, la compensación del total de las emisiones de Alcance 1 y 2 derivadas de sus operaciones.
Plaza Logística impulsa una estrategia integral de sustentabilidad que combina la adopción de estándares ambientales desde la etapa de diseño de sus naves logísticas, la gestión de riesgos ambientales y la medición y compensación de emisiones. Este enfoque tiene como objetivo central consolidar la capacidad de adaptación frente a los desafíos del cambio climático.
En este marco, Plaza Logística implementó, con el acompañamiento de Genneia, un esquema de compensación de emisiones de Alcance 1 y 2. En total, la compañía compensó 568 toneladas de CO2 equivalente con un esquema combinado de Créditos de Carbono, certificados bajo el estándar VCS de Verra, para las emisiones de Alcance 1, y Certificados Internacionales de Energía Renovable (I-RECs) para las emisiones de Alcance 2, destinados a cubrir el 100% de la demanda eléctrica de sus operaciones en áreas comunes y oficina central.
Los I-RECs permiten acreditar, de manera trazable y verificable, la generación de energía a partir de fuentes renovables en una cantidad equivalente a la demanda eléctrica de las operaciones, contribuyendo así a reducir las emisiones asociadas al uso de energía.
“La compensación del 100% de nuestras emisiones de Alcance 1 y 2, junto con las iniciativas que impulsamos en materia de acción climática, representa un avance en nuestra estrategia de sustentabilidad. En un contexto de crecimiento de la compañía continuamos integrando prácticas que contribuyan a una operación más eficiente y sostenible”, expresa María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.
Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia, afirma: “Cada vez más compañías incorporan energías renovables como parte de sus estrategias ambientales y operativas. En Genneia tenemos como objetivo fortalecer una matriz energética más eficiente, que acompañe la evolución hacia modelos productivos competitivos”.
Actualmente, Genneia brinda soluciones sostenibles a más de 100 empresas de diversas industrias, facilitando mecanismos de abastecimiento que reducen el impacto ambiental y promueven un desarrollo industrial responsable.
Halliburton suscribió un contrato plurianual con Pampa Energía para acompañar la transformación digital de sus operaciones no convencionales en la cuenca de Vaca Muerta. El acuerdo, gestionado por Landmark —la división de software y datos de Halliburton—, está diseñado para respaldar el plan de producción de Pampa hasta 2027, mediante un servicio integral de gestión de datos a nivel empresarial.
Este programa combina varias tecnologías, como la orquestación digital, modelización de yacimientos con alta resolución, optimización logística y gestión de la eficiencia energética. Además, incorpora gobierno de datos, automatización y modelos científicos para acelerar la toma de decisiones y mejorar la coordinación entre los equipos de subsuelo y operaciones.
Tony Antoun, vicepresidente sénior de Landmark, explicó que la colaboración tiene como objetivo “transformar la toma de decisiones y la ejecución, utilizando conexión de datos, ciencia probada e inteligencia artificial para que Pampa avance en su estrategia de crecimiento en la cuenca”. Sin embargo, no se revelaron detalles sobre el monto ni la duración del contrato.
Este acuerdo representa el segundo movimiento de Halliburton en Vaca Muerta en menos de dos meses, tras el contrato exclusivo de completaciones firmado con YPF en abril, que incluyó el despliegue internacional de su flota de fractura eléctrica ZEUS y la plataforma OCTIV Auto Frac.
La cuenca neuquina se mantiene cerca de sus máximos históricos de actividad, con 2.484 etapas de fractura completadas en mayo, un aumento del 6,4% respecto a abril y el segundo mejor registro del año. En los primeros cinco meses de 2026 se acumularon 12.198 punciones, con un 96% en la ventana de petróleo. Halliburton ejecutó 1.303 etapas en mayo, representando el 52,5% de la actividad total, y desde 2016 acumula el 43% de todas las fracturas en la cuenca.
El centro de esta alianza es el bloque Rincón de Aranda, el activo más destacado de shale oil de Pampa en la ventana petrolera, donde se busca alcanzar una producción de 45.000 barriles diarios para 2027. Como etapa intermedia, se proyecta llegar a 28.000 barriles diarios a mediados de 2026, apoyado en la ampliación de la planta de procesamiento temprana. Este bloque promedió 18.200 barriles diarios en el primer trimestre, con 43 pozos en producción, tras iniciar el año anterior con cerca de 900; las últimas declaraciones lo sitúan alrededor de los 27.000 barriles.
La magnitud del plan implica una fuerte apuesta de capital. En marzo, Pampa solicitó adherirse al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para un desembolso superior a 4.500 millones de dólares, la mayor inversión en un único activo en sus veinte años de historia. Durante 2025, las reservas probadas del bloque crecieron un 352%, y el shale oil pasó a representar el 69% de sus reservas totales.
En un desarrollo de esta escala, el control del costo por pozo y la eficiencia operativa son clave para la rentabilidad, por lo que la plataforma digital se convierte en una herramienta fundamental para sostener la meseta productiva sin aumentar la inversión.
La evacuación del crudo sigue dependiendo de la infraestructura principal de exportación: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y el Gasoducto Perito Moreno, que conectan el bloque con los puntos de salida. Con los plazos establecidos —28.000 barriles a mitad de 2026 y 45.000 en 2027—, el contrato con Landmark se presenta como el componente tecnológico esencial dentro del plan que Pampa ya tiene formalizado ante el régimen de incentivos.
En paralelo, la actividad en la región continúa con noticias como la incorporación de un equipo perforador y dos de pulling por parte de CGC en Santa Cruz, tras un encuentro entre el Sindicato Petrolero local y el presidente de la empresa Hugo Eurnekian. Además, una firma de Madryn, Madrynet S.R.L., anunció un cambio de nombre para expandir sus servicios en Vaca Muerta, con planes de abrir sucursales y franquicias en todo el país.
YPF anunció que a partir del 1° de agosto cualquier persona podrá adquirir acciones de la petrolera directamente desde su aplicación móvil, sin necesidad de contar con una cuenta comitente tradicional. Horacio Marin, presidente de la compañía, explicó que el proceso será sencillo y automático, ya que la cuenta comitente se generará de forma inmediata tras una verificación facial.
El objetivo principal de esta iniciativa es facilitar el acceso al mercado bursátil para el público general, especialmente para quienes no tienen experiencia previa en finanzas. Marin destacó además que esta medida busca reducir las estafas vinculadas a falsas inversiones, brindando mayor seguridad a los usuarios.
Para hacer más accesible la compra de acciones, YPF realizó un split que redujo el valor de la acción de aproximadamente $83,000 a $8,300. Según Marin, esta reducción coloca el precio de la acción en un rango similar al de otras empresas argentinas, facilitando la participación de más personas en el mercado.
La incorporación de esta alternativa digital forma parte de un proceso de transformación tecnológica integral en YPF. Marin resaltó el papel del responsable del desarrollo digital, quien comenzó trabajando en una estación de servicio y hoy lidera YPF Digital, ayudando a cumplir los plazos y a modernizar la empresa.
El presidente detalló que la modernización abarca desde la infraestructura corporativa hasta las estaciones de servicio, con un enfoque en la nueva forma de trabajar tecnológicamente. Destacó los cambios en los pisos del edificio central y en la planta de La Plata, definiendo esta etapa como “una revolución tecnológica” que impulsa a YPF a posicionarse aún más alto.
Además de la digitalización, la empresa ha segmentado sus servicios para adaptarse a distintos perfiles de usuarios. El lanzamiento de las modalidades Refill Plus y Black en estaciones de servicio busca ampliar la oferta y mejorar la experiencia, combinando calidad y eficiencia según explicó Marin.
Por último, el presidente mencionó la colaboración con la Fundación YPF y organismos internacionales para capacitar municipios en proyectos energéticos, como el desarrollo de gas natural licuado en Río Negro. Este conjunto de avances refleja la velocidad y profundidad con que YPF está implementando su transformación tecnológica.
La petrolera YPF inauguró en Salta su primera estación de servicio bajo el formato low cost, denominada Refiplus, que apuesta a la eficiencia mediante un sistema mixto de autodespacho y atención asistida para optimizar los tiempos de carga. Este nuevo concepto está pensado para facilitar un abastecimiento rápido, simple y eficiente, priorizando la agilidad sin comprometer la calidad del combustible ni el soporte técnico.
Ubicada en la Avenida Hipólito Yrigoyen de la capital salteña, la apertura contó con la presencia del gobernador Gustavo Sáenz y del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. El modelo Refiplus implementa un esquema operativo flexible que combina islas de atención tradicional con sectores de autodespacho, favoreciendo una circulación continua de vehículos y reduciendo esperas.
Estuve en Salta junto a @GustavoSaenzOK, gobernador de la provincia, en el lanzamiento de Refiplus Energía YPF, un nuevo formato de estación de servicio. Ver estos proyectos hacerse realidad es el resultado de equipos que ejecutan, innovan y cumplen objetivos.
En cuanto a la oferta comercial, las tiendas de conveniencia mantienen una propuesta simplificada, ofreciendo solo servicios esenciales y sin espacios gastronómicos para estadías prolongadas. La tecnología juega un papel fundamental, integrándose completamente con la App YPF para facilitar el pago electrónico y la gestión de programas de fidelización, permitiendo a los usuarios “llegar, cargar y continuar el viaje” con mayor rapidez.
Este lanzamiento forma parte de una estrategia global de YPF para modernizar su red comercial, adaptando formatos según el perfil de los consumidores. El plan incluye la reconversión de estaciones existentes hacia el modelo Refiplus, con el objetivo de ampliar la presencia de la marca y garantizar el suministro de combustibles y lubricantes en mercados estratégicos de Argentina.
El origen de esta iniciativa se encuentra en la adquisición y transformación de la red Refinor en el norte del país. Ante el cierre de la refinería regional y el alto riesgo financiero que representaba, YPF tomó el control total de la empresa para preservar el servicio en esas provincias y comenzó un proceso de optimización para mantener la provisión de combustibles.
La llegada de Refiplus se enmarca en una reorganización del área de retail de YPF, que ahora divide su red en tres grandes categorías para atender distintos hábitos y contextos geográficos. En el extremo opuesto del formato rápido se encuentra YPF Black, orientado al segmento premium con una experiencia integral que incluye atención personalizada, espacios de recreación y gastronomía de alta calidad.
El primer establecimiento YPF Black abrió en Nordelta, partido de Tigre, Buenos Aires, y ofrece un diseño exclusivo con áreas de descanso, un menú gourmet desarrollado por el chef Mauro Colagreco y servicios como el YPF Pit Stop para revisiones rápidas. Este formato también incorpora tecnología avanzada y una estrategia de fidelización mediante la app institucional.
Finalmente, el formato YPF Núcleo constituye la base operativa estándar de la compañía, destinada a cubrir la demanda diaria en grandes ciudades, rutas principales y corredores viales, manteniendo la atención tradicional y las tiendas Full con una oferta consolidada.
El antecedente más cercano para comprender la estrategia que Shell evalúa en la Argentina se encuentra en el Reino Unido.
Shell está transitando bajo un extremo hermetismo un proceso interno con el que aspira a reestructurar su negocio en Vaca Muerta, la formación no convencional donde opera desde hace 15 años, aunque todavía con una escala menor en términos productivos y comerciales que otros grandes jugadores del shale argentino.
La petrolera anglo-holandesa, que opera cuatro áreas en Neuquén y participa en otros bloques de la cuenca, está analizando alternativas para integrar sus activos bajo una nueva estructura societaria. El objetivo es avanzar en una Incorporated Joint Venture (IJV), un esquema mediante el cual podría asociarse con otra compañía para crear una nueva sociedad que le permita encarar la próxima etapa de desarrollo de sus yacimientos en Vaca Muerta. Así lo indicaron a EconoJournal varias fuentes privadas sin contacto entre sí.
Encontrar un socio que cumpla con las condiciones que busca la compañía no resulta sencillo. En esa lista de condiciones figuran una escala comparable en Vaca Muerta en términos de acreaje, la posibilidad de capturar eficiencias operativas y financieras a partir de la integración de activos y una cultura corporativa compatible en términos de liderazgo, gestión y toma de decisiones.
Desde el punto de vista financiero, la creación de una nueva sociedad permitiría dotar de mayor agilidad al negocio. La deuda, las inversiones y el flujo de fondos quedarían concentrados en una estructura independiente, con mayor autonomía para financiar y ejecutar los programas de desarrollo que demandan los activos no convencionales.
Consultada por EconoJournal, Shell evitó realizar comentarios sobre el tema. No obstante, fuentes cercanas a la empresa señalaron que no está en discusión una venta de los activos de la compañía en la Argentina. Por el contrario, explicaron que el objetivo es encontrar la mejor alternativa para maximizar el valor de sus yacimientos, mejorando los estándares operativos y el acceso al financiamiento para acelerar el desarrollo de los bloques que posee en Neuquén.
Las mismas fuentes remarcaron que una estructura de este tipo también permitiría sortear algunas de las dificultades que históricamente enfrentan las grandes compañías multinacionales para operar en la Argentina. Durante los últimos 15 años, las restricciones cambiarias, las limitaciones para girar dividendos al exterior y la volatilidad macroeconómica afectaron la capacidad de planificación financiera de empresas globales como Shell.
Los activos que la compañía posee en Vaca Muerta, especialmente Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Bajada de Añelo y Coirón Amargo Sur Oeste, se encuentran ubicados en una de las zonas más desarrolladas de la ventana petrolera de la formación. Además de su potencial geológico, tienen la ventaja de estar rodeados por bloques que ya alcanzaron una escala productiva significativa, una característica que incrementa su atractivo para cualquier potencial socio.
Germán Burmeister, CEO de Shell Argentina.
Aun así, la búsqueda no será sencilla. Fuentes de la industria señalaron que Shell mantiene conversaciones con algunos de los principales jugadores del mercado local, entre ellos compañías de capitales argentinos con fuerte presencia en Vaca Muerta, así como también con empresas internacionales que están evaluando oportunidades para ingresar o expandirse en la cuenca neuquina.
Sin embargo, aún no está claro si la petrolera logrará encontrar un candidato que reúna las características que busca para avanzar con la reestructuración de su negocio en la Argentina.
El proceso también permite reinterpretar los mensajes que Shell emitió a principios de año. En febrero, luego de que Reuters publicara que la compañía estaba evaluando alternativas para desprenderse de sus activos en la Argentina, el CEO global de Shell, Wael Sawan, y la directora financiera, Sinead Gorman, desmintieron esa versión y calificaron esa información como “fake news”.
Adura, el antecedente que ayuda a entender la estrategia de Shell
El antecedente más cercano para comprender la estrategia que Shell evalúa en la Argentina se encuentra en el Reino Unido. A fines de 2024, la petrolera anunció junto con Equinor la integración de sus activos offshore en el Mar del Norte británico mediante una Incorporated Joint Venture (IJV).
La operación se completó formalmente a fines de 2025 y dio origen a una nueva compañía denominada Adura, controlada en partes iguales por ambas empresas. La nueva sociedad nació con una producción superior a los 140.000 barriles equivalentes de petróleo por día y se convirtió en el principal productor independiente del Mar del Norte.
La lógica detrás de la transacción fue capturar eficiencias operativas, reducir costos, optimizar la asignación de capital y crear una estructura con mayor flexibilidad financiera para administrar activos maduros en una etapa de creciente exigencia competitiva. Fuentes del sector consideran que esa experiencia funciona hoy como la referencia más cercana para entender el tipo de esquema que Shell analiza replicar en la Argentina, con las particularidades propias del negocio no convencional.
Los números de Shell en Vaca Muerta
Shell desembarcó en Vaca Muerta hace más de una década y hoy posee una posición relevante dentro del shale argentino en términos de acreaje, aunque todavía lejos de la escala alcanzada por los principales jugadores de la cuenca, como YPF, Vista, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, que durante los últimos años avanzaron con esquemas de desarrollo más agresivos y una mayor aceleración de inversiones.
La compañía concentra su actividad principalmente en las áreas Sierra Blanca, Cruz de Lorena, Bajada de Añelo y Coirón Amargo Sur Oeste. En Sierra Blanca y Cruz de Lorena posee un 90% de participación, mientras que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) conserva el 10% restante bajo el esquema de carry provincial.
En Bajada de Añelo, otra de las áreas operadas por Shell, la compañía posee un 50% de participación y comparte la concesión con YPF, que controla el porcentaje restante. En tanto, en Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) cuenta con un 45% de participación, mientras que YPF y Pluspetrol poseen el resto del capital accionario.
La producción neta atribuible a Shell en sus áreas ronda actualmente los 35.000 barriles diarios de petróleo y supera los 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
El portfolio de la compañía cuenta además con instalaciones de superficie desarrolladas en buena parte de sus activos. En Sierra Blanca y Cruz de Lorena construyó una Central Processing Facility (CPF) con capacidad para procesar unos 42.000 barriles diarios de petróleo. Una infraestructura similar desarrolló en Bajada de Añelo para acompañar el crecimiento de la producción de la zona.
Fuentes de la industria destacan que el principal atractivo de los activos de Shell radica en la calidad del recurso, el potencial probado del subsuelo y su ubicación geográfica dentro del sweet spot de la ventana de shale oil de Vaca Muerta. Varias de sus concesiones, además, cuentan con infraestructura desarrollada, un factor que facilita la generación de sinergias operativas y potencia su atractivo para una eventual integración societaria.
Mientras se espera conocer detalles finos del acuerdo entre EE.UU. e Irán, que formalmente se firmará el próximo viernes en Suiza y pondría fin al conflicto bélico en Medio Oriente, los precios del petróleo en el mercado internacional subieron levemente el martes 16/6 , luego de la baja pronunciada (del orden del 5 %) que se produjera el lunes, cuando se anunció el cese de las hostilidades en la región y el proceso de reapertura de la navegación de buques petroleros y gasíferos (GNL) por el Estrecho de Ormuz.
Los futuros del crudo Brent con vencimiento en agosto subieron 0,7 % hasta los U$S 83,71 el barril, y el crudo WTI (West Texas Intermediate) con vencimiento en julio subió 0,9 % hasta los U$S 81,44 el barril. El precio del Gas Natural abrió el martes 16 a U$S 3,144 el MBTU, contra un cierres del lunes de 3,12 dólares.
Los operadores del mercado internacional tienen la atención puesta los términos ajustados del acuerdo anunciado, ante la persistencia de dudas sobre cuestiones claves cuya resolución quedó enmarcada por un plazo de varias semanas.
No obstante se espera que antes de dicho plazo se note una evolución favorable en la dinámica del transporte y las exportaciones del petróleo y el GNL, habida cuenta que desde Oriente Medio circula no menos del 20 por ciento de estos insumos energéticos.
Las hostilidades arrancaron con los bombardeos de EE-UU e Israel sobre Irán a finales de febrero, luego con bombardeos de Israel en el sur del Líbano, y la continuidad de su despliegue militar en el territorio palestino de la Franja de Gaza. Irán replicó con el cierre de la navegación por el Estrecho de Ormuz y bombardeos sobre Israel y bases militares estadounidenses en países de la región.
Están por verse varias cuestiones: Si EE.UU. revierte el bloqueo de fondos de Irán en bancos de Occidente. Si Irán esta dispuesto a dejar de lado su producción de uranio enriquecido, y entregar sus tenencias de éste insumo, tal como pretende EE.UU. También, si Israel está dispuesto a cesar su accionar militar sobre Gaza y sobre El Libano.
Mientras tanto, se verá como evolucionan los precios internacionales del petróleo y del gas, y si es posible que una baja en la cotización de éstos insumos energéticos reencauce los costos internacionales del transporte y de la energía que están impulsando la inflación, por caso en los Estados Unidos y Europa, hacia los niveles previos al conflicto.
«Tenemos que convencer a nuestro management en casa matriz o a nuestros accionistas de que es un buen momento para invertir en la Argentina”, señaló D’Agostino. Foto: Dan Damelio.
“Argentina es uno de los países núcleo de nuestro portafolio. Estamos con muchas ganas de aumentar nuestra presencia”, aseguró Mariano D’Agostino, vicepresidente de Marketing & Comercial de Harbour Energy en el panel del Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, en que tres productoras destacaron la desregulación que está impulsando el gobierno de Javier Milei en el mercado del gas. También participaron Victoria Sabbioni, VP Comercial de CGC y Santiago Patrón, director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía, bajo la moderación de Daniel Nuñez, gerente de operaciones de Megsa
La visión de Harbour Energy
D’Agostino destacó que el sector atraviesa un momento de transición y se mostró confiado con respecto a las posibilidades que ofrece la industria hidrocarburífera argentina. “Hay una ola de crecimiento que se está concretando en lo que refiere a GNL y de la que somos parte, somos socios, pero ya estamos pensando hacia dónde vamos más allá de eso”, aseguró el ejecutivo de Harbour, compañía que tiene una participación del 15% en el consorcio Southern Energy que está llevando adelante un proyecto para exportar GNL.
“¿Cómo vamos a ser más competitivos? Yo sintetizaría esa pregunta que nos hacemos todos los días en cómo hacer que Vaca Muerta sea más competitiva a nivel global. Porque nosotros, cuando miramos las inversiones, las vemos competiendo con otro portafolio que está distribuido en casi todo el mundo hoy, en casi todos los husos horarios, y tenemos que convencer a nuestro management en casa matriz o a nuestros accionistas de que es un buen momento para invertir en la Argentina”, agregó D’Agostino.
Con esa pregunta como disparador de su análisis, el ingeniero de Harbour puso el foco en tres cuestiones: la infraestructura, la interacción entre el mercado doméstico, el regional y el mercado de exportación de líquidos y la atracción del capital extranjero.
Respecto de la infraestructura, remarcó que la inversión en esa área es “la llave que desbloquea el valor de las moléculas que tenemos hoy en Vaca Muerta”.
Luego sostuvo que la otra clave es “cómo hacer que la interacción entre los tres mercados que tenemos, que es el mercado doméstico con su dinámica, complicada hasta ahora por esta transición que estamos viviendo, el mercado regional todavía con cierta administración y el mercado de exportación a través de líquidos, a través de GNL, que hoy viene fuertemente apalancado en las reglas del RIGI también. La interacción de esas tres realidades va a determinar la eficiencia y la competitividad de nuestra industria”, agregó.
Por último, aseguró que es fundamental hacer más atractivo el mercado para el capital extranjero porque es el próximo salto en eficiencia, en competitividad y en volumen que podemos tener. “En el inicio del foro, María (Tettamanti) planteó un buen norte en el que los privados vayamos asumiendo cada uno nuestros roles, nuestras responsabilidades y tomemos nuestras decisiones. Creo que es importante marcar que eso se viene demostrando. Pasó como un dato, pero hoy Ricardo Höseldijo que la cuenca pasó de producir 250.000 a 700.000 barriles. Ese salto es impresionante. En cuanto a la producción de gas, hace 5 años a la cuenca neuquina le costaba llenar los caños y ahora se amplió el transporte y vamos a sacar el gas de Southern Energy también de la cuenca neuquina. Todo esto en menos de 15 años. Es motivo de orgullo lo que pasó y creo que eso es lo que también ven nuestros accionistas, ven desde la Harbour, cuando ve a la Argentina”, subrayó.
CGC elogió los cambios regulatorios
Victoria Sabbioni, vicepresidenta Comercial de CGC, sostuvo que el mercado gasífero atraviesa una etapa de transición marcada por el cambio de reglas y el sinceramiento de tarifas y costos de abastecimiento. Según explicó, las distribuidoras recuperaron un rol central como responsables de contratar no sólo el gas sino también el transporte, mientras que la adecuación de las rutas y tarifas de transporte permitió alinear mejor la realidad física del sistema con los compromisos contractuales. “El mercado todavía está conviviendo con esos cambios, adaptándose cada actor de la cadena”, señaló.
La ejecutiva destacó que el nuevo esquema obliga a todos los participantes a redefinir estrategias de contratación y asumir mayores riesgos comerciales, un proceso que CGC observa “de manera muy positiva” porque acerca al sector a una lógica de mercado. En ese contexto, mencionó la revisión de mecanismos heredados del Plan Gas, la reformulación de obligaciones de inyección para los productores, la salida progresiva de Enarsa de algunos contratos con distribuidoras y los avances para que los generadores eléctricos comiencen a comprar directamente su combustible.
Al mismo tiempo, Sabbioni remarcó que ya se están tomando decisiones que trascienden la coyuntura y apuntan al mediano y largo plazo. Entre ellas mencionó proyectos vinculados al GNL, nuevas iniciativas de transporte y la contratación anticipada de capacidad para exportación. “Estamos conviviendo con decisiones de cómo nos movemos en este corto plazo de la transición, pero al mismo momento ya tomando posiciones respecto del mediano y largo plazo”, afirmó. Según su análisis, estas definiciones muestran a los distintos actores buscando asegurar tanto el abastecimiento de gas como la capacidad de transporte necesaria para futuros desarrollos y exportaciones.
Victoria Sabbioni, vicepresidenta Comercial de CGC, sostuvo que el mercado gasífero atraviesa una etapa de transición. Foto: Dan Damelio.
Pampa Energía, una empresa integrada que aprovechó la oportunidad
Santiago Patrón, director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía, afirmó que el mercado atraviesa un año de transformaciones profundas, impulsadas tanto por la reasignación de capacidad de transporte como por los cambios regulatorios que habilitan a los generadores eléctricos a gestionar directamente la compra de gas. Destacó especialmente la resolución 400, que permite a los productores transferir los contratos que mantenían con CAMMESA a generadores específicos. En el caso de Pampa, explicó que la compañía aprovechó esa posibilidad para asumir el abastecimiento de sus propias centrales térmicas.
Según Patrón, la integración entre producción de gas y generación eléctrica le permitió a la empresa convertir un riesgo en una oportunidad. Al desvincularse del esquema de CAMMESA, Pampa incrementó en dos millones de metros cúbicos diarios su producción para abastecer sus centrales durante el invierno, cuando la demanda de las distribuidoras aumenta. Además, la compañía participó activamente en las licitaciones de GNL para junio y julio, obteniendo volúmenes para las centrales Genelba y Ensenada Barragán. “Estamos volviendo a lo que era en su momento el libre mercado de compra de combustibles”, sostuvo.
De cara al futuro, el ejecutivo advirtió que el crecimiento del gas asociado proveniente de Vaca Muerta no eliminará la necesidad de seguir desarrollando producción de gas seco, especialmente para cubrir los picos de demanda invernales. En ese sentido, consideró que el fin del Plan Gas obligará a un reacomodamiento entre oferta y demanda y que “el precio va a tener que reflejar la necesidad de producir el gas seco”. También señaló que grandes consumidores, distribuidoras y generadores deberán modificar sus estrategias de contratación y asegurar suministros con mucha mayor anticipación que en el pasado para garantizar el abastecimiento en los meses de mayor consumo.
Patrón destacó que Pampa incrementó en dos millones de metros cúbicos diarios su producción para abastecer sus centrales durante el invierno. Foto: Dan Damelio.
En Los Toldos II Este Tepetrol planea perforar 400 pozos para producir shale oil.
«Cuando Tecpetrol decidió hacer Fortín de Piedra, en el plazo récord en que decidió hacerlo, tomó la capacidad instalada de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires para poder producir el equipamiento y hacer realidad el yacimiento», recordó Luis Lanziani, Director de Desarrollo y Gestión de Proveedores de Tecpetrol en el ciclo El Fondo del Pozo. En aquel hito que hoy aporta el 15% del gas del país, se necesitaron empresas de más de 13 provincias, incluyendo Salta, Mendoza y La Pampa.
La petrolera del Grupo Techint lanzó su proyecto petrolero con una inversión estimada de US$ 2.500 millones, en el que buscará adherirse a los beneficios del RIGI. Hoy, con 800 empresas argentinas ya involucradas en el desarrollo de Los Toldos II Este, Neuquén juega con una musculatura propia mucho más madura, pero el paradigma de la petrolera del Grupo Techint sigue siendo el mismo: el proyecto no convencional argentino aseguran es, en el fondo, un proyecto de tracción federal.
A casi dos años de lanzar el desarrollo masivo del área, el directivo habló acerca del trabajo que hoy realizan en el hub norte de Vaca Muerta y se refirió a los retos y exigencias que deben encarar las empresas que participan de la cadena de valor: «Nosotros nos entendemos como un eslabón más de la cadena. Nuestro negocio y nuestra operación se materializan a través de la red de proveedores», explicó.
El brazo petrolero de Techint encaró este desarrollo apoyado en las pymes, tal como lo había hecho casi una década atrás, aunque ahora con nuevos desafíos geográficos. Los Toldos II Este se ubica en una zona alejada del core tradicional de Vaca Muerta (Añelo), en las cercanías de Rincón de los Sauces. Esta ubicación le permitió a la compañía apalancarse en proveedores petroleros que nacieron al calor del convencional, pero también obligó a otras empresas a radicarse en esa zona de influencia, donde convergen proyectos de peso como El Trapial de Chevron, Bajo del Choique de Pluspetrol, Rincón de Aranda de Pampa Energía o Bajo del Toro Norte de YPF y Vista.
“Una empresa no puede crecer si la comunidad que la rodea no crece con ella. Sería raro que una comunidad vea que un negocio es próspero pero que no haya involucramiento. En ese sentido, Tecpetrol en todos los lugares donde operó siempre estuvo muy vinculado con las comunidades locales, con el empresario local y con la gente, por una cuestión estratégica y práctica de decir: ¿qué es mejor que la gente que conoce el clima, la coyuntura y que está cerca?”, afirmó Lanziani.
Competitividad e independencia industrial
Bajo este enfoque, el directivo resaltó que la mirada del grupo que lidera Paolo Rocca apunta a fortalecer a la industria nacional como un vector crítico: “La industria nacional es clave para lograr el desarrollo de Vaca Muerta y hay que apoyarla”. Para esto, afirmó que la competitividad es un requisito imprescindible para que el ecosistema empresarial argentino crezca y pueda sortear los vaivenes económicos. Pero además, sostuvo que es importante abandonar el histórico «instinto de supervivencia» que caracterizó al empresariado local, acostumbrado a no arriesgar por miedo a los vaivenes macroeconómico, para dar paso a una mentalidad corporativa de largo plazo.
“El camino lógico es poder ir segmentando y que las compañías se dediquen a lo que son buenas, porque es allí donde tienen oportunidades de ser competitivas y de trabajar en el desarrollo de todos los segmentos de servicios. Esto permite tener una independencia en la decisión para estar involucrado con un ecosistema industrial en donde la innovación está muy cerca de tus necesidades y no tanto del negocio de alguien de afuera”.
De esta forma, Lanziani puso sobre la mesa una discusión urgente para la cadena de valor: la necesidad de que las pymes locales dejen de operar bajo el sesgo de la coyuntura para estructurarse como verdaderas corporaciones de escala. “Nosotros tenemos que salir a competir en el mundo. Eso significa que nuestros costos tienen que estar alineados para poder estar a ese nivel. El mundo no necesita tanto a Vaca Muerta, que no significa que Vaca Muerta no sea importante, pero nosotros nos tenemos que dar cuenta de que el mundo no va a dejar de girar porque no coloquemos nuestro producto. Tenemos que colocarlo en un mercado internacional que compite entre sí, y todos los eslabones de la cadena tienen que estar mentalizados en eso”.
En un escenario de alta actividad, señaló que el histórico «instinto de supervivencia» se convierte en un cuello de botella. “Hoy, el que no innova, el que no escala, se queda”, advirtió en relación a un ecosistema que avanza de forma traccionada.
La respuesta de las pymes: cómo gerenciar el crecimiento
En este cambio de chip que propone la operadora, Nicolás D´Angelo, representante de la firma neuquina Equipel, afirmó en El Fondo del Pozo que el salto de escala de Vaca Muerta obligó a revisar los cimientos de la organización hacia adentro. El empresario explicó que, para brindar soluciones confiables en este nuevo escenario, el negocio debe sostenerse sobre tres pilares fundamentales: capital, procesos y personas.
Frente al desafío de la escala, D´Angelo detalló la estrategia que implementaron internamente para profesionalizarse y no morir en el intento: «Uno de los principales focos que pusimos como empresa en los últimos años fue el desarrollo de gerencias propias para poder llevar adelante nuestra visión. Claramente, para lograr eso hay que desarrollar personas, y desarrollar personas requiere mucho tiempo», concluyó.
USD 1.745 millones en exportaciones energéticas, un 167,1% más que en mayo de 2025.
