Las centrales nucleares Atucha II y Embalse se ubicaron entre las de mejor rendimiento de la industria nuclear internacional, tras alcanzar 100 y 98,4 puntos, respectivamente, en el PI-Index de la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO).
Atucha II obtuvo los 100 puntos correspondientes al segundo trimestre de 2026 y alcanzó por primera vez el máximo del indicador desde su entrada en operación, en 2014.
Embalse, en tanto, logró 98,4 puntos sobre 100 y quedó a menos de dos puntos del máximo, según informó Nucleoeléctrica.
“Estos resultados reflejan la experiencia, el compromiso y la capacidad técnica de nuestros equipos. La excelencia alcanzada en la operación de las centrales es también la base para llevar el conocimiento de Nucleoeléctrica a nuevos mercados y contribuir a que el sector nuclear argentino genere más valor, divisas y empleo de calidad para el país”, afirmó el presidente de la compañía, Juan Martín Campos.
El PI-Index es una herramienta utilizada por WANO para comparar trimestralmente el desempeño de las centrales nucleares en funcionamiento. Atucha II se posicionó entre las plantas con mejores resultados de las 383 centrales que integran la asociación.
El indicador contempla aspectos como la seguridad de los trabajadores, la protección radiológica del personal, el control químico de los sistemas, la confiabilidad de los equipos y el factor de carga.
Los resultados se sumaron al desempeño registrado por ambas centrales durante 2025, cuando alcanzaron la mayor generación anual de sus respectivas historias. Atucha II produjo 5.408.372 megavatios hora y Embalse, 5.352.202 megavatios hora.
Nucleoeléctrica señaló que el desempeño de sus centrales respalda además su estrategia de ampliar la presencia internacional mediante la exportación de servicios y asistencia técnica a operadores nucleares de otros países.
La compañía busca proyectar sus capacidades en operación, mantenimiento, ingeniería, capacitación y ejecución de proyectos complejos hacia distintos mercados, con el objetivo de generar proyectos, asociaciones y oportunidades comerciales.
El presidente Javier Milei le pidió a los empresarios energéticos que apuesten por Vaca Muerta en el marco de su discurso ante la Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU).
El mandatario afirmó que “al sector energético mundial quiero decirle que Vaca Muerta es una oportunidad histórica con potencial para ser una de las grandes protagonistas energéticas de las próximas décadas”.
Al resaltar el valor estratégico del yacimiento, pidió directamente a los empresarios que “vengan, inviertan, desarrollenla. Háganlo con nosotros”. De esta manera, volvió a incentivar la llegada de inversiones al país en su tercer discurso ante el plenario del organismo internacional.
Sin embargo, indicó que la convocatoria no incluye a las empresas que están vinculadas al desarrollo de recursos en las Islas Malvinas al asegurar que “esta invitación tiene un límite“, afirmando que “no seremos indiferentes frente a quienes explotan recursos bajo ocupación externa ilegal” y remarcó que “la posición argentina está tomada”.
En este sentido, contrastó la postura actual con la que tuvo el país en el pasado señalando que “hoy vengo a decirles que la Argentina no se va a sentar a esperar a que la ONU y la comunidad internacional estén a la altura de su propio mandato, va a tomar cartas en el asunto”.
El Reino Unido salió a responder el discurso del presidente Javier Milei en la Asamblea General de la ONU, donde volvió a poner énfasis en el reclamo de soberanía sobre las Islas Malvinas, y sostuvo que el desarrollo de los hidrocarburos en el archipiélago “es legítimo”.
“El Reino Unido no tiene ninguna duda sobre su soberanía sobre las Islas Malvinas y Georgia del Sur y las Islas Sandwich del Sur, y las zonas marítimas circundantes de ambos territorios”, sostuvieron en un comunicado los representantes británicos ante las Naciones Unidas.
Y agregaron: “La relación del Reino Unido con las Islas Malvinas y todos sus Territorios de Ultramar es moderna y se basa en la asociación, los valores compartidos y el derecho de los habitantes de cada territorio a determinar su propio futuro. Argentina sigue negando que este derecho humano fundamental se aplique a los habitantes de las Islas Malvinas y busca activamente oportunidades en foros internacionales para hacer valer su reivindicación de soberanía”.
“Este comportamiento es totalmente incompatible con los principios establecidos en la Carta de las Naciones Unidas y no es el comportamiento que esperamos de una democracia”, insistieron en el documento.
Sin embargo, notificaron formalmente que no negociarán la soberanía de las Islas Malvinas sin el consentimiento de sus habitantes, los kelpers, basados en el principio de autodeterminación. De esta manera, el Gobierno británico sostuvo que el apoyo por los ciudadanos de las Islas permanece “inquebrantable”, al igual que la defensa sobre sus derechos de decidir su futuro.
Esta confirmación fue presentada por Downing Street, a través del secretario de Asuntos Exteriores británico es Ed Miliband, luego de que Milei, ratificara el reclamo de soberanía nacional en el discurso emitido en la Asamblea General.
La tensión actual se enfocó en el proyecto petroleroSea Lion, luego de que el Gobierno Nacional implementara sanciones y enviara al Congreso un paquete legislativo con el objetivo de penalizar a las empresas involucradas en la explotación de hidrocarburos en las Islas, de manera ilegal, es decir, sin autorización argentina.
Esa postura provocó el rechazo británico y que calificaran las medidas de la gestión argentina como un hecho “inaceptable” por ejercer jurisdicción extraterritorial hacia el libre comercio internacional.
Por su parte, la Cancillería argentina instó nuevamente al Reino Unido para que cumpla con sus “obligaciones internacionales de descolonización“, y subrayó la importancia de reanudar el diálogo “de manera pacífica“.
Pablo Quirno, Luis Caputo y Horacio Marín protagonizaron el anuncio del Corredor Andes-Atlántico junto al subsecretario de Estado de EE.UU., Christopher Landau.
YPF anunció este miércoles a última hora que recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo por hasta US$ 6000 millones del Export-Import Bank de Estados Unidos (Exim Bank) para Argentina LNG, el megaproyecto que la petrolera que conduce Horacio Marín desarrolla junto con la italiana Eni y XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC.
La propuesta del Exim Bank todavía no constituye un crédito definitivamente aprobado. Se trata de un term sheet (carta de condiciones) no vinculante por hasta US$ 6000 millones y su eventual otorgamiento deberá recibir la aprobación final del directorio de la agencia estadounidense. YPF precisó, además, que el financiamiento estará destinado a la adquisición de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de infraestructura y producción del proyecto.
En los hechos, esa condición permite identificar a dos grandes contratistas estadounidenses que podrían traccionar una parte relevante del financiamiento: McDermott y Pumpco. El propio Departamento de Estado de Estados Unidos destacó expresamente los contratos adjudicados a ambas compañías al presentar este miércoles el denominado Corredor Andes-Atlántico.
McDermott y una megaplanta para procesar el gas
El primero de esos jugadores es McDermott, uno de los grandes proveedores internacionales de soluciones de ingeniería y construcción para la industria energética, con presencia en más de 30 países.
Según confirmaron a EconoJournal fuentes al tanto del proceso, McDermott se adjudicó la construcción de una gigantesca planta de tratamiento de gas y fraccionamiento de líquidos de gas natural (NGL’s) que estará emplazada en Río Negro y que será una pieza central del complejo de Argentina LNG.
La instalación recibirá y procesará el gas proveniente de Vaca Muerta antes de que llegue a las unidades flotantes de licuefacción y permitirá separar y procesar los líquidos asociados a esa producción, como etano, propano, butano y gasolinas, entre otros productos.
El Departamento de Estado confirmó oficialmente la adjudicación al señalar que el financiamiento propuesto por EXIM contempla el contrato otorgado a McDermott para la ingeniería, provisión, construcción y puesta en marcha de una instalación de fraccionamiento de NGL y tratamiento de gas.
Se trata de una obra de otra escala que, según fuentes al tanto del proyecto consultadas por este medio, podría requerir inversiones por más de US$ 8000 millones, una cifra que por sí sola permite dimensionar la magnitud del paquete de financiamiento que está negociando YPF.
La italiana Eni, principal socio internacional de YPF en Argentina LNG, prevé anunciar formalmente la adjudicación a McDermott la próxima semana, según pudo saber EconoJournal.
Pumpco construirá los ductos de Argentina LNG
El segundo gran contratista estadounidense es Pumpco Inc., que integra junto con la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos el consorcio que se adjudicó el contrato EPC para construir el sistema de ductos que conectará Vaca Muerta con la costa de Río Negro.
El Departamento de Estado precisó que se trata de un contrato de más de US$ 1000 millones, sujeto a la decisión final de inversión (FID) de Argentina LNG. Bonatti informó, por su parte, que el sistema recorrerá unos 527 kilómetros, desde Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, hasta Sierra Grande, en Río Negro, e incluirá un gasoducto de 48 pulgadas y un ducto paralelo para transportar líquidos.
Pumpco pertenece al grupo MasTec, una de las mayores compañías estadounidenses de construcción de infraestructura, controlada por la familia Mas. Jorge Mas, uno de sus principales accionistas, es además uno de los propietarios del Inter Miami, el club donde juega Lionel Messi.
Un crédito para potenciar exportaciones estadounidenses
La arquitectura financiera explica por qué Washington puso el foco específicamente en McDermott y Pumpco. El Exim Bank no funciona como un banco de desarrollo tradicional: es la agencia oficial de crédito a la exportación de Estados Unidos y su misión es respaldar empleos estadounidenses facilitando la venta al exterior de bienes y servicios producidos en ese país.
Creado en 1934 durante la presidencia de Franklin D. Roosevelt, el organismo utiliza préstamos directos, garantías y seguros de crédito para respaldar exportaciones estadounidenses y cubrir riesgos que los financiadores privados no están dispuestos a asumir.
Por eso, los US$ 6000 millones funcionan como un techo de financiamiento y no como un desembolso automático para YPF. El volumen que finalmente pueda canalizarse dependerá, entre otras variables, de la participación de bienes y servicios estadounidenses dentro de los contratos de Argentina LNG y de la aprobación definitiva de las operaciones.
Además, para que los grandes contratos de infraestructura puedan avanzar, YPF, Eni y XRG deberán alcanzar la decisión final de inversión (FID) del proyecto, una decisión prevista para el última bimestre del año. Como parte de ese proceso Santander y JP Morgan están trabajando en el project finance, el cual forma forma parte del proceso de estructuración financiera asociado al FID, porque permite determinar cómo se financiará la inversión (deuda, equity, garantías, contratos de repago, etc.).
Argentina LNG contempla inversiones por unos US$ 51.000 millones a lo largo de toda su vida útil. Sólo hasta 2031, cuando está previsto que comiencen a operar las primeras dos unidades FLNG, YPF calcula desembolsos cercanos a US$ 29.000 millones: unos US$ 24.000 millones en infraestructura estratégica y otros US$ 5000 millones en el desarrollo de los recursos gasíferos que abastecerán al proyecto.
El Corredor Andes-Atlántico
El paquete para Argentina LNG se inscribe dentro de una iniciativa de mayor alcance. Estados Unidos y la Argentina lanzaron este miércoles el Corredor Andes-Atlántico, destinado a conectar las regiones mineras del noroeste y Vaca Muerta con los puertos del Atlántico mediante inversiones en ferrocarriles, ductos, infraestructura eléctrica, puertos y conectividad digital.
Washington anunció que el EXIM y la Argentina acordaron un esquema que contempla herramientas de financiamiento por hasta US$ 7000 millones hacia 2027 para proyectos de infraestructura y capacidad productiva. De ese total, hasta US$ 6000 millones podrían concentrarse en Argentina LNG.
En el sector eléctrico, el programa incluye a AMBA I, la obra de transmisión en alta tensión que el gobierno argentino licitó en agosto bajo el régimen de Concesión de Obra Pública. El proyecto, estimado en alrededor de US$ 800 millones, cuenta con el respaldo de una garantía crediticia del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
El capítulo de infraestructura digital contempla, a su vez, inversiones en fibra óptica, cables submarinos, conectividad inalámbrica y satelital, centros de datos vinculados con inteligencia artificial e infraestructura compartida de telecomunicaciones. Entre los proyectos mencionados aparece la ampliación y modernización de la red de fibra óptica de ARSAT, cuya primera etapa cuenta con un préstamo del BID por US$ 49 millones.
La ampliación del sistema de transporte de petróleo de Oldelval alcanzó uno de sus principales hitos constructivos con la finalización de la última soldadura de la línea principal del proyecto Duplicar Norte. La obra, ejecutada por Techint Ingeniería & Construcción, demandó una inversión de US$ 380 millones y busca ampliar la capacidad de evacuación de crudo de la Cuenca Neuquina.
Con una extensión de 207 kilómetros, el proyecto agregará capacidad para transportar 220.000 barriles diarios adicionales cuando obtenga su habilitación definitiva, prevista para el primer trimestre de 2027. Según el cronograma informado, parte de la infraestructura comenzará a operar antes de fin de año.
Detrás de este desarrollo aparece una necesidad cada vez más visible en Vaca Muerta: ampliar la red de transporte para sostener el crecimiento de la producción. La expansión acelerada de la actividad petrolera obligó a incorporar nueva infraestructura para evitar restricciones logísticas en la salida de crudo.
Durante la construcción se ejecutaron 17.250 juntas soldadas, distribuidas entre la línea principal y la planta de doble junta. La finalización de esa etapa acerca al proyecto a la fase de pruebas y puesta en servicio.
El esquema de financiamiento fue estructurado mediante contratos bajo modalidad ship or pay adjudicados a Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), compañías que aportaron el 80% de los fondos necesarios para su ejecución. El 20% restante fue financiado por Oldelval.
En paralelo, la transportista solicitó incorporar la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), buscando fortalecer el esquema financiero del proyecto.
Uno de los aspectos estratégicos de la ampliación es su futura integración con Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). A través de una Unidad Automática de Medición instalada en Allen será posible transferir entre 20.000 y 45.000 metros cúbicos diarios de petróleo entre ambos sistemas.
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Esa conexión resulta determinante para el próximo salto exportador de la cuenca. VMOS, que contempla una inversión estimada en US$ 3.000 millones, prevé comenzar a exportar durante 2027 con una capacidad inicial de 550.000 barriles diarios y potencial de ampliación hasta 700.000 barriles.
Actualmente, Oldelval transporta cerca del 89% del petróleo producido en la Cuenca Neuquina. El crecimiento de la actividad llevó a que la capacidad del sistema pasara de unos 250.000 barriles diarios en 2021 a aproximadamente 540.000 barriles diarios tras las expansiones ejecutadas durante los últimos años.
Más que una obra de transporte, Duplicar Norte se perfila como una pieza clave para la infraestructura exportadora de Vaca Muerta. La ampliación permitirá aliviar restricciones operativas en el corto plazo y preparar el sistema para una etapa de mayor producción y exportaciones de petróleo desde la Cuenca Neuquina.
Argentina y Estados Unidos pusieron en marcha el Corredor Andes-Atlántico, una iniciativa destinada a promover inversiones en infraestructura de transporte, energía, minería y tecnología con el objetivo de fortalecer las cadenas de suministro, ampliar la capacidad exportadora y mejorar la conexión entre sectores productivos estratégicos y los mercados internacionales.
El lanzamiento fue anunciado en Nueva York por Pablo Quirno, ministro de Relaciones Exteriores de Argentina, y Christopher Landau, subsecretario de Estado de Estados Unidos, mediante un comunicado conjunto que establece un nuevo marco de cooperación económica e infraestructura entre ambos países.
A través de este esquema, ambas administraciones buscan facilitar la participación de capital público y privado en proyectos de largo plazo mediante financiamiento, asistencia técnica y herramientas de mitigación de riesgos. Entre los sectores priorizados aparecen transporte, energía, minería crítica e infraestructura digital.
Uno de los aspectos más relevantes para el sector energético es la incorporación explícita de Vaca Muerta dentro de la iniciativa. El comunicado señala que ambos países trabajarán para impulsar el desarrollo comercial de los recursos de la cuenca mediante inversiones, tecnología e instrumentos financieros estadounidenses.
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Para alcanzar ese objetivo se prevé utilizar préstamos directos, garantías crediticias, seguros y otros mecanismos destinados a movilizar capital, equipamiento y proveedores. La propuesta también contempla infraestructura vinculada a generación eléctrica, transmisión y transporte de hidrocarburos.
En materia logística, el corredor identifica oportunidades para rehabilitar y expandir ferrocarriles, puertos y vías navegables. El documento establece además que compañías estadounidenses podrán competir en licitaciones o participar como subcontratistas en los distintos proyectos de infraestructura asociados.
La minería ocupa un lugar igualmente relevante dentro de la estrategia bilateral. El texto incorpora oportunidades vinculadas al acuerdo sobre minerales críticos, con foco en extracción, procesamiento y fortalecimiento de cadenas de suministro consideradas estratégicas para ambos países.
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Junto con los capítulos energético y minero, la iniciativa suma componentes digitales relacionados con tecnología confiable, plataformas aduaneras y ciberseguridad. Según el comunicado, estas herramientas buscan mejorar la eficiencia operativa y la protección de infraestructura crítica.
Como respaldo potencial aparecen organismos estadounidenses especializados en financiamiento e inversión internacional, entre ellos la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC), el Banco de Exportación e Importación de Estados Unidos (EXIM) y la Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA), además de capital privado interesado en proyectos estratégicos.
Más que un anuncio de inversión puntual, el Corredor Andes-Atlántico crea un marco institucional que vincula infraestructura exportadora, Vaca Muerta, minerales críticos y financiamiento estadounidense. El paso siguiente será identificar qué obras, desarrollos energéticos o proyectos mineros logran canalizar recursos concretos bajo este nuevo esquema de cooperación bilateral.
Neuquén prevé finalizar 2026 con 1.075 obras ejecutadas con financiamiento provincial, en una estrategia que busca transformar parte de los ingresos generados por Vaca Muerta en infraestructura, servicios públicos y proyectos de desarrollo productivo. El anuncio fue realizado por el gobernador Rolando Figueroa durante la presentación del balance de sus primeros 1.000 días de gestión.
Bajo el lema “1.000 días, 1.000 razones, 1.000 obras”, el mandatario expuso los principales resultados de su administración y ratificó que la utilización de la renta hidrocarburífera constituye uno de los pilares de la política de inversión pública provincial.
De acuerdo con la explicación oficial, el objetivo consiste en aprovechar los recursos provenientes de la explotación de petróleo y gas para resolver necesidades actuales y construir infraestructura capaz de sostener el crecimiento futuro de Neuquén una vez superado el ciclo de explotación de recursos no renovables.
Entre los datos presentados durante el balance, Figueroa sostuvo que aproximadamente el 13% del valor de cada barril exportado permanece en la provincia. A partir de esos recursos, el Ejecutivo provincial busca financiar obras, ampliar servicios y acompañar el crecimiento económico asociado a Vaca Muerta.
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A la par del desarrollo energético, Neuquén enfrenta una fuerte presión demográfica. El gobernador aseguró que ingresan más de 70 nuevos habitantes por día, un fenómeno que representaría alrededor de 30.000 personas por año y que incrementa la demanda de infraestructura urbana, salud, educación y vivienda.
Dentro de la planificación oficial, la red vial ocupa un lugar prioritario. El programa contempla la construcción de 1.000 kilómetros de nuevas rutas y la repavimentación de otros 650 kilómetros, con foco tanto en la conectividad provincial como en los corredores vinculados a la actividad hidrocarburífera.
En materia educativa, el plan incluye 100.000 metros cuadrados de infraestructura escolar y la construcción de diez nuevos establecimientos técnicos. A esto se suma un esquema de becas que, según los datos presentados por el gobierno provincial, alcanza actualmente a 21.000 estudiantes.
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Otro de los ejes destacados corresponde al programa Neuquén Habita, mediante el cual la administración provincial proyecta alcanzar 30.000 soluciones habitacionales. La iniciativa busca responder al aumento sostenido de población registrado en distintas localidades neuquinas.
Junto con las inversiones tradicionales, la provincia impulsa acciones orientadas a diversificar la matriz económica. Las autoridades destacaron proyectos para ampliar áreas bajo riego, fortalecer actividades agropecuarias y generar alternativas productivas complementarias al desarrollo hidrocarburífero.
Como complemento de esa estrategia, el gobierno resaltó la creación del Instituto Vaca Muerta, concebido para capacitar trabajadores y responder a la creciente demanda de perfiles técnicos y especializados que requiere la industria energética. El balance de gestión presenta así a Vaca Muerta no solo como una fuente de producción de petróleo y gas, sino también como el principal motor de financiamiento para la expansión de infraestructura y servicios en Neuquén.
Los perfiles vinculados a minería, petróleo y gas encabezaron en septiembre de 2026 el ranking nacional de pretensiones salariales elaborado por Bumeran. Con una expectativa promedio de $2.278.436 mensuales, el sector volvió a ubicarse por encima de todas las actividades relevadas dentro del mercado laboral argentino.
A diferencia de los salarios efectivamente pagados por las empresas, el estudio toma como referencia los ingresos pretendidos por los candidatos al momento de postularse o buscar un cambio laboral. Para el segmento energético y minero, la medición surge de 5.893 registros cargados en la plataforma de empleo.
Detrás del primer puesto quedaron Ingeniería Civil y Construcción, con $2.092.070 mensuales, Administración, Contabilidad y Finanzas, con $2.061.864, e Ingenierías, con $2.018.897. Apenas cuatro de los 23 rubros analizados superaron la barrera de los $2 millones por mes.
La distancia respecto del segundo lugar alcanzó los $186.366 mensuales, una diferencia que refuerza el atractivo económico que los postulantes asocian a las actividades extractivas y energéticas.
En el extremo opuesto del ranking aparecen Atención al Cliente, Call Center y Telemarketing, con una media de $1.062.810, seguido por Gastronomía y Turismo, con $1.108.224, y Secretarias y Recepción, con $1.190.503.
La brecha entre el rubro de mayor y menor pretensión salarial llegó a $1.215.626 mensuales. En términos relativos, quienes buscan empleo en minería, petróleo y gas aspiran a percibir más del doble que los postulantes orientados a servicios de atención al público.
Dentro de las actividades que integran parcialmente la cadena de valor energética también se observan diferencias relevantes. Producción y Manufactura registró una media de $1.475.007, mientras que Abastecimiento y Logística alcanzó $1.435.919 y Departamento Técnico se ubicó en $1.366.352.
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Parte de esta expectativa salarial puede vincularse con el crecimiento que mantienen sectores como Vaca Muerta y la minería metalífera, donde existe una demanda sostenida de perfiles técnicos, profesionales especializados y personal con experiencia operativa.
Otro aspecto a considerar es el tamaño de las muestras analizadas. Comercial, Ventas y Negocios reunió casi 597.000 registros, mientras Administración, Contabilidad y Finanzas superó las 426.000 postulaciones. En contraste, minería, petróleo y gas aportó menos de 6.000 registros, reflejando un universo laboral mucho más reducido y específico.
Más que una medición de salarios reales, el relevamiento funciona como un termómetro de expectativas dentro del mercado de trabajo. Aunque no permite determinar cuánto pagan efectivamente las empresas ni discrimina por provincias, sí muestra que los sectores energético y minero continúan ocupando el primer lugar en la percepción de valor económico de quienes buscan incorporarse a esas actividades.
Después de 27 años sin acudir al mercado internacional, San Juan concretará este 24 de septiembre una emisión de deuda por hasta USD 600 millones destinada a financiar obras de infraestructura, educación, salud, seguridad e inversiones estratégicas para el desarrollo provincial.
La operación cuenta con autorización legislativa desde junio y representa uno de los principales movimientos financieros realizados por una provincia argentina durante 2026. El monto definitivo dependerá de la demanda obtenida durante la colocación y de las condiciones acordadas con los inversores.
Bajo la estructura informada, el bono tendrá vencimiento final en 2035 y distribuirá el repago del capital durante los últimos años de vida del instrumento. A esto se sumarán pagos semestrales de intereses, mientras que la vida promedio estimada ronda los ocho años.
Detrás de la búsqueda de financiamiento aparece una necesidad creciente de infraestructura asociada al desarrollo productivo provincial. El avance de proyectos mineros de gran escala incrementó los requerimientos de obras viales, servicios y equipamiento para acompañar la actividad económica.
Uno de los aspectos más observados por el mercado es la trayectoria fiscal de la provincia. Los informes analizados por potenciales compradores destacan que San Juan acumuló 21 años consecutivos de superávit financiero entre 2005 y 2025, un antecedente que fortalece su perfil crediticio frente a otras jurisdicciones subnacionales.
Aun cuando ese historial constituye un activo relevante, los estudios también advierten que los últimos doce meses mostraron un deterioro respecto de los años anteriores. Esa evolución forma parte de los factores que influirán en la tasa final exigida por los inversores.
Respecto de las condiciones financieras, las estimaciones privadas ubican el rendimiento esperado en niveles cercanos al 9% anual. Algunos análisis manejan un rango de entre 9,4% y 9,5%, mientras que otros consideran posible una colocación próxima al 9%.
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Como elemento adicional de respaldo aparece el potencial minero provincial. Diversos proyectos en desarrollo generan expectativas de crecimiento económico y de expansión de infraestructura, un factor que suele ser considerado por quienes evalúan el riesgo de largo plazo.
A los recursos obtenidos mediante esta emisión se sumará el aporte comprometido por Vicuña, que prevé destinar USD 250 millones para financiar infraestructura a través de un fideicomiso específico. Si ambas fuentes alcanzan los montos previstos, la provincia podría disponer de hasta USD 850 millones para obras vinculadas al desarrollo productivo.
Más que una operación financiera aislada, la colocación refleja una estrategia que combina financiamiento público y recursos asociados a grandes proyectos mineros. Para constructoras, empresas de ingeniería, proveedores industriales y contratistas, el resultado de la emisión servirá como una señal sobre el ritmo de ejecución de obras que podrían activarse en los próximos años.
Los proyectos presentados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) alcanzaban al 1 de septiembre de 2026 un volumen agregado de US$199.010 millones entre iniciativas aprobadas y expedientes en evaluación. No obstante, más de tres cuartas partes de esa cifra corresponden a propuestas que todavía no recibieron aprobación definitiva.
Según un relevamiento elaborado por la consultora Paspartú, el régimen contabilizaba 22 proyectos aprobados, 22 en evaluación y una solicitud rechazada. Dentro del grupo pendiente de resolución se concentran inversiones anunciadas por US$151.936 millones.
Al analizar la composición sectorial de los proyectos en trámite, petróleo y gas explican el 80% de los montos informados, mientras que la minería representa otro 18%. Esa distribución confirma el protagonismo que mantienen Vaca Muerta y los grandes proyectos exportadores dentro de la cartera de inversiones asociada al régimen.
Con US$89.500 millones informados, Neuquén se consolidó como el principal polo de atracción de capitales. La provincia reúne el 58,9% de los montos vinculados a iniciativas que continúan bajo evaluación administrativa.
Entre los expedientes de mayor escala sobresalen Argentina LNG, impulsado por YPF, con una inversión anunciada de US$51.000 millones, y LLL Oil, también asociado a la petrolera de mayoría estatal, por otros US$25.000 millones.
Una fotografía distinta surge cuando se observan exclusivamente las iniciativas ya aprobadas. En ese universo, la minería lidera con US$18.109 millones de inversión mínima computable, equivalentes al 62,7% del total, mientras petróleo y gas reúnen US$9.750 millones y representan el 33,7%.
Más allá del volumen global anunciado, el estudio diferencia entre inversiones comprometidas formalmente e inversiones proyectadas. Los proyectos aprobados acumulan US$47.074 millones de inversión total, aunque US$28.888 millones corresponden a compromisos mínimos sujetos a penalidades por incumplimiento. El resto, unos US$18.186 millones, no se encuentra alcanzado por las mismas exigencias regulatorias.
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Dentro de ese esquema, los primeros dos años de ejecución concentran inversiones iniciales por US$11.808 millones. Esa diferencia entre desembolsos obligatorios y montos proyectados expone la importancia de distinguir entre compromisos efectivos y anuncios de expansión de largo plazo.
Otro de los puntos relevantes identificados por el relevamiento es la disponibilidad limitada de información pública. El informe sostiene que todavía no se conocen en detalle cronogramas de obras, fuentes de financiamiento, participación de proveedores locales, generación de empleo ni proyecciones de producción y exportación para varios proyectos en evaluación.
Finalmente, el documento incorpora una observación regulatoria vinculada a las exportaciones de gas por ductos. Según el análisis, persisten áreas grises respecto de las autorizaciones, la firmeza contractual y los mecanismos de redireccionamiento al mercado interno. Para proyectos asociados al desarrollo de Vaca Muerta y a la expansión de la infraestructura regional, la definición de esas reglas aparece como un factor relevante para evaluar el avance de las inversiones anunciadas.
La reestructuración del negocio petrolero convencional avanzó con fuerza durante los últimos doce meses. La salida de grandes operadoras de campos maduros y el ingreso de nuevos jugadores provocaron el cambio de operador de más de 76.500 barriles diarios de petróleo distribuidos en 20.157 pozos, un volumen equivalente a casi una cuarta parte de toda la producción convencional argentina.
Detrás de este movimiento aparece principalmente la estrategia de YPF de concentrar inversiones en Vaca Muerta y desprenderse de activos maduros. Según el relevamiento de GtoG Energy, la compañía transfirió 49.300 barriles diarios repartidos en 14.391 pozos, protagonizando la mayor migración de áreas convencionales registrada por la industria local en los últimos años.
En términos sectoriales, el proceso involucró a 11 empresas cedentes y 20 compañías receptoras. El volumen transferido representa el 24% de la producción convencional nacional y refleja un cambio profundo en la estructura operativa de las cuencas tradicionales.
Entre las firmas que buscan expandirse en este segmento aparecen PECOM, Clear Petroleum, Patagonia Resources, Quintana E&P y ROCH. A esa dinámica se suman operaciones corporativas como la integración de Aconcagua Energía dentro de Tango Energy, que amplió su presencia en varios activos maduros del país.
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A diferencia del modelo aplicado en Vaca Muerta, la creación de valor en estos campos no depende principalmente de nuevas perforaciones. El desafío consiste en reducir costos operativos, optimizar sistemas de levantamiento artificial, mejorar la gestión de fluidos y aumentar los factores de recuperación en reservorios que llevan décadas en producción.
Uno de los factores más sensibles para los nuevos operadores es el manejo del agua. El estudio indica que la relación agua-petróleo promedio en Argentina alcanza 5,9 metros cúbicos de agua por cada metro cúbico de crudo producido. Dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge, responsable del 63% de la producción convencional nacional, esa proporción llega a 20,5 a 1 y refleja un corte de agua superior al 95%.
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Bajo esas condiciones, las técnicas de recuperación secundaria y terciaria adquieren un papel central. Actualmente los proyectos EOR aportan 19.127 barriles diarios, equivalentes al 7,2% del petróleo convencional argentino. Dentro de ese segmento, PECOM concentra el 58,4% de la producción nacional de recuperación mejorada tras asumir la operación de Manantiales Behr.
Otro elemento relevante es la magnitud de la infraestructura existente. El país cuenta con 23.825 pozos convencionales en producción efectiva, pero también registra 10.360 pozos parados y más de 22.000 pozos abandonados. Para las empresas que ingresan al negocio, ese inventario representa una oportunidad para reactivar activos mediante inversiones inferiores a las requeridas para desarrollar nuevos yacimientos.
Más que una simple transferencia de concesiones, el proceso expone una nueva división de tareas dentro de la industria petrolera. Mientras las grandes operadoras dirigen capital hacia proyectos no convencionales de mayor escala, un conjunto de compañías independientes intenta capturar valor en campos maduros mediante eficiencia operativa, recuperación asistida y aprovechamiento de infraestructura ya instalada.
Pampa Energía considera que el proyecto de urea que desarrollará en Bahía Blanca puede transformarse en una de las principales fuentes de generación de ingresos del grupo. Según explicó Marcelo Mindlin, la futura unidad de negocios tendría capacidad para aportar un EBITDA similar al que hoy generan en conjunto las actividades de generación eléctrica y de petróleo y gas.
Con una inversión estimada en US$2.700 millones, el emprendimiento constituye el mayor desembolso de capital anunciado por la compañía. El desarrollo fue incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y contempla una capacidad de producción de 6.000 toneladas diarias de urea granulada, equivalentes a unas 2,1 millones de toneladas al año.
Durante una visita a Brasil, Mindlin utilizó los resultados actuales de Pampa para dimensionar el potencial económico de la iniciativa. En el primer semestre de 2026, generación eléctrica aportó US$299 millones de EBITDA ajustado, mientras que petróleo y gas sumaron otros US$286 millones. Ambos segmentos acumularon US$585 millones en seis meses, cifra que anualizada ronda los US$1.170 millones.
Detrás de esa estrategia aparece el aprovechamiento del gas natural de Vaca Muerta como materia prima industrial. El proyecto apunta a transformar parte de la producción gasífera en fertilizantes, incorporando valor agregado antes de llegar a los mercados de destino.
Como principal comprador potencial emerge Brasil, que importa más del 90% de los fertilizantes que consume. Solo en urea, el mercado brasileño demanda entre 7 y 8 millones de toneladas anuales provenientes mayormente de proveedores externos.
A escala regional, los números también resultan relevantes. Sudamérica importa alrededor de 11,5 millones de toneladas de urea por año y mantiene un déficit estructural de fertilizantes, situación que genera espacio para nuevos oferentes con costos competitivos y abastecimiento estable.
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Desde una perspectiva corporativa, el proyecto marca el ingreso de Pampa al negocio petroquímico de fertilizantes. La ubicación elegida dentro del Polo Industrial de Bahía Blanca aporta acceso a infraestructura energética, logística y portuaria necesaria para abastecer tanto al mercado doméstico como a clientes de exportación.
Respecto del cronograma, la puesta en marcha está prevista para finales de 2029. Una vez operativa, la compañía calcula que la planta podría aportar alrededor de US$1.000 millones anuales mediante exportaciones y sustitución de importaciones.
Más allá del impacto financiero, la iniciativa refleja una tendencia cada vez más visible dentro del desarrollo de Vaca Muerta: utilizar el gas como insumo industrial para producir bienes exportables. Bajo esa lógica, parte del crecimiento de la cuenca deja de depender exclusivamente de la venta de energía y pasa a apoyarse en cadenas manufactureras con demanda regional sostenida.
La producción de gas operada por YPF alcanzó en agosto los 30,3 millones de metros cúbicos diarios y mantuvo a Rincón del Mangrullo como el principal bloque gasífero de la compañía por cuarto mes consecutivo.
Aunque la producción total registró una caída mensual del 3,2%, algunos desarrollos no convencionales lograron incrementar sus volúmenes y ganar participación dentro del portafolio de activos de la empresa.
En comparación con agosto del año pasado, la producción gasífera de YPF mostró una disminución del 12,7%. No obstante, al descontar las áreas que la compañía dejó de operar durante el último año, la baja se reduce al 6,7%, reflejando el efecto que tuvo la reorganización de activos sobre las estadísticas consolidadas.
Dentro del ranking de áreas productoras, Rincón del Mangrullo volvió a ocupar el primer lugar con 5.013 miles de metros cúbicos diarios, equivalentes al 16,55% de todo el gas operado por YPF. A pesar de sostener el liderazgo, el bloque registró una caída mensual del 6,3%.
Detrás de ese activo se ubicó Loma La Lata-Sierra Barrosa, que alcanzó los 4.305 miles de metros cúbicos diarios. El bloque registró además la mayor caída entre las diez principales áreas de la compañía, con un retroceso del 19,1% respecto de julio. El tercer puesto correspondió a Río Neuquén, con 3.940 miles de metros cúbicos diarios y una disminución del 4,9%.
Al observar la producción por tipo de reservorio, el shale gas fue el único segmento que logró expandirse durante agosto. La producción no convencional aumentó 0,9% frente al mes anterior, mientras que el tight gas retrocedió 7,9% y el gas convencional cayó 15%.
Entre los desarrollos con mejor desempeño sobresalió Bandurria Sur, que incrementó su producción un 16,5% y alcanzó los 2.523 miles de metros cúbicos diarios. Con esos niveles, el bloque pasó a representar el 8,33% de toda la producción de gas operada por YPF.
Otro de los activos que ganó terreno durante agosto fue El Orejano. El bloque aumentó su producción un 8,6% hasta los 773 miles de metros cúbicos diarios. También cerró el mes con números positivos La Angostura Sur II, que avanzó 2,9%.
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Por su parte, Loma Campana finalizó agosto con una producción de 3.644 miles de metros cúbicos diarios y una mejora mensual del 1,4%. En sentido contrario evolucionaron Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Amarga Chica, que registraron retrocesos respecto del mes anterior.
Los resultados de agosto muestran dos movimientos simultáneos dentro del negocio gasífero de YPF. Rincón del Mangrullo continúa siendo el principal activo productor de la compañía, mientras que bloques como Bandurria Sur y El Orejano aumentan su participación impulsados por el crecimiento del shale gas. La evolución de estos desarrollos expone cómo la producción no convencional sigue concentrando una porción creciente de la actividad operativa en Vaca Muerta.
Brasil avanzará en octubre con su primera subasta de gas natural destinada exclusivamente a consumidores industriales, una iniciativa que busca reducir los costos energéticos de la producción manufacturera y que, en una segunda etapa, podría abrir espacio para suministros provenientes de Vaca Muerta.
La convocatoria será realizada por Pré-Sal Petróleo (PPSA), la empresa estatal encargada de administrar los volúmenes de hidrocarburos que corresponden a la Unión en los contratos de producción compartida del presal.
La compulsa está prevista para el 22 de octubre y contempla la oferta de 1,1 millones de metros cúbicos diarios de gas natural bajo modalidad firme. Los volúmenes adjudicados serán entregados entre marzo y diciembre de 2027 y estarán orientados exclusivamente a industrias consideradas estratégicas por el gobierno brasileño.
Detrás de esta iniciativa aparece una política impulsada por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil para aumentar la competencia en el mercado gasífero y reducir el costo del combustible para el sector industrial. La referencia oficial apunta a que el gas pueda llegar a las industrias a valores cercanos a los US$ 5 por millón de BTU, por debajo de los precios que enfrentaron algunos consumidores durante los últimos años debido al retroceso del suministro regional y al mayor uso de GNL importado.
El suministro ofrecido en esta primera subasta surgirá de los volúmenes que PPSA recibe como contraprestación en los contratos de producción compartida desarrollados en el presal brasileño. Bajo ese esquema, las operadoras transfieren al Estado una parte de la producción obtenida en los yacimientos offshore, permitiendo a la compañía estatal comercializar el recurso directamente en el mercado interno.
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Más relevante para Argentina resulta la etapa siguiente del programa. PPSA está habilitada para desarrollar licitaciones de suministro de largo plazo destinadas a abastecer nuevas inversiones industriales o ampliaciones de capacidad productiva, un segmento donde las autoridades brasileñas consideran viable incorporar gas proveniente de Vaca Muerta.
La explicación es principalmente operativa. El gobierno brasileño entiende que los volúmenes propios administrados por PPSA no alcanzarán para abastecer toda la demanda que podrían generar los futuros proyectos industriales. Frente a ese escenario, evalúa complementar la oferta mediante compras de gas importado o mediante cargamentos de GNL.
Dentro de las alternativas disponibles, Vaca Muerta aparece como uno de los proveedores regionales con mayor potencial por escala de recursos y proximidad geográfica. La principal limitación actual es la ausencia de infraestructura suficiente para garantizar entregas firmes y sostenidas hacia el mercado brasileño.
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En ese contexto, las futuras subastas de largo plazo podrían convertirse en un instrumento relevante para respaldar financieramente nuevos proyectos de transporte. La existencia de contratos firmes de compra suele constituir uno de los elementos centrales para estructurar inversiones en gasoductos y otras obras de midstream necesarias para ampliar la capacidad exportadora.
La decisión de Brasil introduce así una nueva variable dentro del mercado regional del gas. La primera compulsa tiene como objetivo abastecer a la demanda industrial local, pero el diseño de un esquema permanente de suministro también abre una discusión sobre integración energética, infraestructura regional y oportunidades de comercialización para los productores de Vaca Muerta en el principal mercado industrial de América del Sur.
En el marco del U.S.-Argentina Forum on Supply Chains, Energy & Infrastructure, realizado en Nueva York, Argentina LNG, recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo de hasta U$S 6.000 millones por parte del Export-Import Bank de los Estados Unidos (US EXIM).
La propuesta contempla financiamiento destinado a la adquisición de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de desarrollo de infraestructura y producción vinculadas al proyecto. Su eventual otorgamiento estará sujeto a la aprobación final del Directorio de la entidad, se indicó.
Argentina LNG, la iniciativa impulsada por YPF, Eni y XRG para desarrollar una cadena integrada de producción y exportación de gas natural licuado (GNL), busca monetizar los recursos de gas natural de Vaca Muerta mediante su procesamiento, licuefacción y exportación a mercados internacionales.
El encuentro contó con la participación del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; del Ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno; del Ministro de Economía, Luis Caputo, del subsecretario de Estado de los Estados Unidos, Christopher Landau; el secretario adjunto para Asuntos del Hemisferio Occidental del Departamento de Estado de los Estados Unidos, Juan Pablo Segura; del embajador de los Estados Unidos en la Argentina, Peter Lamelas; del embajador argentino en los Estados Unidos, Alec Oxenford; del presidente del Directorio y Chairman de EXIM, John Jovanovic; de la vicepresidenta y Chief Commercial Officer de EXIM, Sarah Whitten; entre otras autoridades y referentes del sector público y privado.
El desarrollo incluye instalaciones de producción de gas en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de tratamiento y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.
Las dos unidades FLNG previstas para la primera fase contarán con una capacidad conjunta de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, posicionando a la Argentina entre los principales exportadores emergentes de gas natural licuado.
El desarrollo integral de Argentina LNG demandará inversiones estimadas en U$S 51.000 millones a lo largo de la vida del proyecto. Para 2031, año previsto para el inicio de operaciones de las dos unidades FLNG, se proyecta una inversión cercana a los U$S 29.000 millones.
De ese total, aproximadamente U$S 24.000 millones estarán destinados a infraestructura estratégica, incluyendo ductos dedicados, instalaciones portuarias, plantas de procesamiento y las unidades de licuefacción, mientras que otros U$S 5.000 millones se invertirán en el desarrollo de los recursos gasíferos necesarios para abastecer la capacidad prevista.
El Canciller argentino, Pablo Quirno, y el Subsecretario de Estado de los Estados Unidos, Christopher Landau, lanzaron el “Corredor Andes-Atlántico”, una iniciativa -política y económica- conjunta “para fortalecer y modernizar la infraestructura que conecta a los sectores económicos clave de Argentina con los principales puertos atlánticos y los mercados occidentales”.
El texto del comunicado, firmado en Nueva York, señala que: “Con este nuevo corredor económico, Argentina y los Estados Unidos avanzan en su compromiso compartido con la seguridad, la protección y la prosperidad del Hemisferio Occidental y sus cadenas de suministro estratégicas”.
El comunicado fue firmado en el marco de la Semana de Alto Nivel de la Asamblea General de las Naciones Unidas. Y remarca el interés de los Estados Unidos de impulsar inversiones de ése origen en Argentina, procurando desplazar inversiones de otro orígen, sobre todo de China, en la región.
Más en detalle se describió que “el Corredor Andes-Atlántico busca facilitar la inversión pública y privada en transporte, energía e infraestructura digital a largo plazo, consolidando a los Estados Unidos como un socio fundamental en infraestructura e inversión para Argentina”. Estimaciones preliminares dan cuenta de posibles inversiones estadounidenses en Argentina del orden de los 6 mil millones de dólares, en diversas áreas de particular interés estratégico.
“Las exportaciones de minerales, petróleo y gas aumentarán a través de inversiones estadounidenses e inversiones respaldadas por los Estados Unidos en ferrocarriles, vías navegables, puertos, oleoductos e infraestructura de generación y transmisión de energía, construidas sobre una base de tecnología confiable que busca garantizar una eficiencia óptima y máxima ciberseguridad”, puntualiza el texto.
Y sigue: “en el marco del Corredor Andes-Atlántico, los Estados Unidos y Argentina buscan fortalecer la cooperación en los siguientes sectores:
Sector de Transporte: Identificar proyectos de infraestructura prioritarios para la rehabilitación y expansión de ferrocarriles, vías navegables y puertos, con oportunidades para que empresas estadounidenses compitan en licitaciones o en calidad de subcontratistas. Sector Energético: Desarrollar comercialmente los recursos energéticos de la región de Vaca Muerta mediante inversión, tecnología e instrumentos financieros estadounidenses, incluyendo préstamos directos, garantías de préstamos y productos de seguros para movilizar capital, equipos y proveedores de servicios de los Estados Unidos. Sector de Minerales: Identificar oportunidades en el marco del Acuerdo Marco de Minerales Críticos EE. UU. -Argentina para respaldar la minería y el procesamiento de minerales críticos, avanzando en los compromisos para asegurar las cadenas de suministro y promover la diversificación de las cadenas de suministro globales. Sector Digital: Apoyar el uso de tecnología confiable y colaborar en la seguridad de plataformas y equipos de inspección aduanera, de manera coherente con el Artículo 3.2 del Acuerdo de Comercio e Inversión Recíprocos entre los Estados Unidos y la Argentina”.
Se remarcó que “Los Estados Unidos pueden aprovechar las herramientas de financiamiento, desarrollo y asistencia técnica del gobierno estadounidense proporcionadas por la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional de los Estados Unidos (DFC), el Banco de Exportación e Importación de los Estados Unidos (EXIM), la Agencia de Comercio y Desarrollo de los Estados Unidos (USTDA), así como el sector privado estadounidense, para apoyar el desarrollo del Corredor”.
“Argentina busca continuar fortaleciendo su entorno legal y regulatorio, así como las protecciones a la inversión, para atraer capital extranjero, lo que incluye marcos legales y regulatorios transparentes, predecibles y efectivos que rijan las concesiones de infraestructura, dando la bienvenida a la participación de empresas y financistas estadounidenses en el mercado”.
“Trabajando juntos, los Estados Unidos y Argentina buscan seguir fortaleciendo su sólida relación mediante una mayor inversión estadounidense, una estrecha cooperación en materia de seguridad y valores compartidos”, se puntualizó.
“El Corredor Andes-Atlántico forma parte de la Asociación del G7 para la Infraestructura y la Inversión Global, y se basa en el respaldo de los Estados Unidos a corredores económicos estratégicos a nivel mundial que aseguran las cadenas de suministro estadounidenses y crean oportunidades para las empresas de los Estados Unidos. Entre los corredores existentes se encuentran el Corredor Económico India-Medio Oriente-Europa, la Ruta Comercial Transcaspiana en Asia Central y el Cáucaso, el Corredor de Lobito en el África subsahariana, y el Corredor Económico de Luzón en Filipinas”, describió el texto.
La inversión prevista por Central Puerto para la planta de almacenamiento de baterías de la dársena 6, denominada Nuevo Puerto, es de US$ 150 millones.
Central Puerto está montando junto a la usina eléctrica que opera en la dársena 6 del Puerto de Buenos Aires una planta de almacenamiento de energía en baterías que contará con una potencia nominal de 150 MW y una capacidad total de almacenamiento de 750 MWh. Este miércoles por la mañana la empresa organizó una visita para la prensa, de la que participó EconoJournal, donde sus directivos detallaron cómo funcionara este nuevo sistema que busca reforzar el sistema eléctrico durante los picos de consumo. ´
Las baterías están siendo montadas en un predio de tres hectáreas a la vera del río que le fue concesionado a la empresa por la Administradora General de Puertos. Son 135 contenedores de tecnología de Litio-Ferrofosfato (LFP), modelo Tener C2-L600, del proveedor chino CATL.
Los contratos para la compra del equipamiento se firmaron en noviembre del año pasado y la construcción de la obra comenzó en febrero. El grado de avance se ubica actualmente en el 70%. Las baterías ya están instaladas en el predio, pero aún resta completar las conexiones. Para completar todas las conexiones se van a requerir unos 125 kilómetros de cables. La intención es terminar entre octubre y noviembre y poder conectarlas a la red antes de fin de año.
Las baterías almacenan electricidad en corriente continua y a través de 1080 inversores de Huawei se convertirá en corriente alterna. Luego hay 23 centros de transformación, también provistos por Huawei, que recibirán la electricidad en corriente alterna y elevarán su tensión hasta 33 kV para permitir su posterior inyección a la red. Por último, está previsto montar una subestación equipada con 2 transformadores de potencia de 33/132 kV y 105 MVA cada uno, diseñada para vincular los circuitos del parque con la red de transporte eléctrico.
La inversión prevista por Central Puerto para esta planta de almacenamiento, denominada Nuevo Puerto, es de US$ 150 millones. La compañía tiene además un segundo proyecto en Central Costanera con una potencia nominal de 55 MW y una capacidad total de almacenamiento de 275 MWh. La inversión en este caso está cerca de los US$ 40 millones.
El grado de avance de la obra está en torno al 70%.
¿Cómo funcionan las baterías de almacenamiento?
Las baterías no van a generar energía. Lo que hacen es desplazarla en el tiempo. En algún momento del día, la absorben, la guardan y después la entregan al sistema. Las 135 baterías que está montando Central Puerto van a tardar en cargarse entre 6 y 8 horas.
En el momento en el que las baterías se cargan le suman mayor demanda al sistema de generación. Por lo tanto, se van a comenzar a cargar después del pico de consumo de la noche y a lo largo de toda la madrugada. Luego, en el momento en el que la demanda crece pueden aportar energía durante 5 horas.
“La regulación fijaba 4 horas, pero se fijó un incentivo económico y si aumentábamos un poco el CAPEX, es decir, si hacíamos el equipo un poco más robusto, podíamos capturar un margen adicional. Por eso lo diseñamos para descargar durante 5 horas”, aseguró Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.
La regulación a la que hace referencia Katz son las reglas que fijó el gobierno cuando convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías. En los pliegos de esa licitación se estableció también se remunera a los operadores a través de un pago por capacidad disponible, que formó parte de lo que ofertaron las empresas en la licitación. El diferencial de precios que pueda llegar a haber entre el momento que se carga la batería y el momento en que se descarga no se lo apropia el generador.
El que dispone cuando se va a utilizar esa energía almacenada en las baterías no es el operador sino Cammesa. La empresa cobra por tener esa energía disponible y lo único que sí sabe es que Cammesa puede disponer de esa energía 180 veces al año. Esa cifra que se estableció en los términos de referencia la empresa la necesitaba porque al momento de diseñar el complejo de baterías no es lo mismo saber que se van a tener que cargar y descargar 180 veces que 365 veces por año. En términos de desgaste y electrónica es diferente. Si luego la empresa no está disponible esas 180 veces va a sufrir una penalización.
La licitación de AlmaGBA estableció que la energía disponible en las baterías la pagan las distribuidoras, en este caso Edenor y Edesur. Se estableció un esquema de contrato directo con las distribuidoras con garantía final de Cammesa.
–¿Cómo se organiza la prioridad de ese despacho? Si ustedes tienen las baterías cargadas y pueden brindar energía al sistema, pero esa energía también la puede brindar una central termoeléctrica, ¿quién brinda energía si no es necesario que los dos la brinden? –preguntó EconoJournal.
Hay un montón de criterios, pero vamos a hacerlo simple. El arranque de una máquina térmica lleva tiempo, no puede generar energía instantáneamente, tiene rampas de subida y bajada. Si Cammesa observa que va a necesitar más energía toda la semana, las 24 horas del día, por citar un caso extremo, va a optar por la máquina térmica, pero si solamente necesita cubrir 2 horas durante una noche, probablemente use la energía disponible en la batería. –aseguró Gabriel Ures, director comercial de Central Puerto.
En el predio de tres hectáreas frente al Río de la Plata hay 135 baterías provistas por una empresa china.
Por qué montar estas plantas de almacenamiento en baterías
Hay una discusión abierta sobre si conviene montar estas plantas de almacenamiento de energía en baterías o si es mejor ampliar el parque de generación térmica a gas, sobre todo en un país como la Argentina que cada vez va a tener más gas de la mano de la explotación de Vaca Muerta. Los ejecutivos de Central Puerto dijeron que esa decisión depende de múltiples factores y no tomaron partido, pero aseguraron que en la actualidad el sistema de almacenamiento en baterías supone una ventaja en lo que refiere a los tiempos de instalación.
“Este tipo de proyectos puede demorar menos de dos años entre que lo pensás y lo ponés en marcha. Hoy no pasa lo mismo con el equipamiento térmico por la fuerte demora que hay en la entrega de turbinas”, señala Katz. “Fechas de entrega de turbinas para 2029 prácticamente no hay. Por lo tanto, hay que pensar en 2030, 2031 o 2032 para la entrega de una máquina nueva, dependiendo de la tecnología”, agregó.
El sector de proveedores de turbinas de gas está fuertemente concentrado. El segmento de turbinas grandes lo controlan General Electric, Siemens y Mitsubishi un poco más atrás. Esas tres compañías. “El modelo de negocios de estas firmas cambió radicalmente en los últimos años. General Electric, por ejemplo, fue parte del consorcio que construyó Vuelva de Obligado. Hoy no participa en ningún escalón de la construcción. Solo vende máquinas y se especializó en determinado segmento de máquinas. Produce solo cuatro máquinas. Siemens también produce solo cuatro y Mitsubishi dos. ¿Por qué les pasó eso? Porque el mercado se les fue achicando de la mano del boom de las energías verdes, el reemplazo de combustibles fósiles por energías renovables. Hasta hace poco era difícil conseguir que el BID financiara una turbina de gas”, remarca Katz.
En ese contexto, cuando la demanda comenzó a presionar por el boom del shale en Estados Unidos y la construcción de data centers para el desarrollo de la inteligencia artificial las demoras en los plazos de entrega comenzaron a ser cada vez mayores. Las empresas no tienen capacidad de entrega y lo que se está produciendo es un negocio de ventas de espacios en el lugar de fabricación. “Si hoy quisiéramos encarar un proyecto de ese tipo tendríamos que señar un slot a un valor cercano al 30% de una turbina de gas y hay que pagarlo cash. Y si después el proyecto no se hace ese dinero se pierde”, concluyó Katz.
En las horas previas a la presentación de Javier Milei en la ONU la Cancillería argentina presentó una nota formal de protesta a la embajada del Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, en la que se expresó el “enérgico rechazo del Gobierno argentino ante el reciente anuncio formulado por las autoridades ilegítimas de las Islas Malvinas respecto de la pretendida extensión de “licencias” de producción de hidrocarburos offshore, así como de la pretendida aprobación para la adquisición de participaciones por parte de la empresa Navitas Petroleum Atlantic Limited en la “licencia PL001”.
“La República Argentina reafirma categóricamente que la exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en la Plataforma Continental Argentina resulta abiertamente contraria al derecho internacional y violatoria de la soberanía nacional argentina”, señaló un comunicado.
a Cancillería recordó que “la realización de actividades unilaterales en el área sujeta a la disputa de soberanía vulnera flagrantemente la Resolución 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas, la cual insta a la Argentina y al Reino Unido a abstenerse de adoptar decisiones que entrañen la introducción de modificaciones unilaterales en la situación mientras se encuentre pendiente la resolución pacífica de la controversia”.
“Del mismo modo, estas acciones menoscaban lo establecido por la Resolución 2065 (XX) y sucesivas resoluciones de la Asamblea General y del Comité Especial de Descolonización de la ONU”, se recordó en las horas previas a la presentación de Milei en la Asamblea de la ONU, donde reiteró el reclamo de negociaciones bilaterales con Gran Bretaña.
“Toda actividad hidrocarburífera sobre la Plataforma Continental Argentina que no cuente con la expresa autorización de las autoridades competentes de la República Argentina constituye un acto ilícito tanto para el derecho internacional como para el derecho argentino —en particular las Leyes 26.659 y 26.915 y el Decreto 868/2026—”, se reiteró.
“La República Argentina no reconoce competencia ni jurisdicción a ninguna otra autoridad que no sea la propia para establecer las condiciones que hagan posible las actividades referidas a hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, tanto para el otorgamiento de concesiones, participaciones, compromisos de inversión, como para la extensión de pretendidas licencias”, señaló Cancillería.
El mercado eléctrico argentino atraviesa una etapa de transformación en la que vuelven a aparecer sobre la mesa proyectos de inversión, nuevas necesidades de infraestructura y una demanda que plantea desafíos crecientes para todo el sistema. En ese contexto, el próximo 29 de septiembre se realizará una nueva edición del Renewables & Electricity Day, un encuentro organizado por EconoJournal junto a Aires Renewables y Tavarone Rovelli Salim Miani, que reunirá a los principales protagonistas de la industria para analizar las condiciones que pueden marcar la próxima etapa de expansión del sector.
La jornada se desarrollará desde las 8 en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en la Ciudad de Buenos Aires, y tendrá como eje “El mercado eléctrico frente a un nuevo ciclo de crecimiento: reformas regulatorias, ampliaciones de transmisión y nuevas demandas”. La convocatoria reunirá a referentes públicos y privados de toda la cadena eléctrica y energética, con el objetivo de analizar los desafíos y oportunidades que surgen frente a un escenario de nuevas inversiones y crecimiento de los consumos.
La agenda estará atravesada por una pregunta central: cómo acompañar con inversiones, infraestructura y nuevas tecnologías el crecimiento esperado de la demanda eléctrica, en un sistema que al mismo tiempo deberá incorporar nueva generación, ampliar sus redes y avanzar en la modernización de la distribución.
Las nuevas reglas para la expansión del mercado eléctrico
La apertura estará a cargo de Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, quien abordará la agenda eléctrica para 2026-2027. Luego, Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA, participará del panel dedicado al nuevo mercado eléctrico y a las reglas necesarias para viabilizar la expansión. El debate pondrá el foco en las condiciones bajo las cuales podrán concretarse nuevas inversiones en generación y en cómo funcionará el mercado frente a las necesidades de crecimiento del sistema.
La discusión continuará con representantes de algunas de las principales empresas generadoras del país: Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Rubén Turienzo, director Comercial de Energía Eléctrica de Pampa Energía; y Martín Genesio, presidente y CEO de AES.
Térmicas, renovables, baterías e híbridos: el nuevo mix
Uno de los bloques centrales del encuentro estará dedicado a la transformación del mix de generación. El panel reunirá a Martín Brandi, presidente y CEO de PCR; Pablo Ferrero, director Ejecutivo de MSU Energy; Gabriel Ures, director Comercial de Central Puerto; Nicolás Berson, director de la Unidad de Negocios Renovables de TotalEnergies; y Federico Sbarbi Osuna, CEO de Coral Energía.
La discusión abarcará la convivencia entre distintas tecnologías de generación y el papel que tendrán las centrales térmicas, las energías renovables, los sistemas de almacenamiento con baterías y los proyectos híbridos.
La incorporación de almacenamiento aparece como uno de los cambios tecnológicos que pueden modificar la forma en que se gestiona la generación renovable y la estabilidad del sistema. Es por esto que la agenda del evento incluye específicamente el desarrollo de baterías y nuevos esquemas híbridos dentro de la discusión sobre el futuro mix eléctrico.
Transmisión: el cuello de botella de la expansión
La expansión de la generación abre otro interrogante: cómo transportar esa nueva energía hacia los centros de consumo. El bloque dedicado a transmisión tendrá como protagonista a Pablo Tarca, director general de Transener, y estará enfocado en cómo gestionar el sistema mientras se concretan las nuevas ampliaciones de infraestructura.
La transmisión aparece como uno de los puntos críticos de la próxima etapa. El crecimiento de la oferta renovable, la instalación de nueva potencia y la aparición de grandes consumidores requieren capacidad adicional de transporte para evitar que las restricciones de la red terminen condicionando el desarrollo de nuevos proyectos.
Distribución con foco en la digitalización y modernización
El otro gran eslabón de la infraestructura eléctrica será la distribución. El panel “Distribución: digitalización, modernización tecnológica y nuevos mercados” reunirá a Claudio Puértolas, presidente del Directorio de EPEC; Fernando Pini, director de Asuntos Legales y Regulatorios de Grupo DESA; y Miquel Farrell, director Técnico de Edenor.
La discusión estará centrada en las transformaciones que deberán atravesar las redes de distribución frente a una demanda que incorpora nuevos usos y tecnologías, desde la digitalización de las redes hasta la incorporación de nuevos consumos eléctricos. El desafío será doble: sostener la calidad y confiabilidad del servicio y también adaptar la infraestructura a un escenario de mayor electrificación y crecimiento de la demanda.
¿Qué priorizar después de años de demoras?
Uno de los paneles buscará poner el foco en las prioridades que deberá definir el sector después de un período marcado por retrasos en infraestructura e inversiones. Bajo el título “Un catch-up inteligente del sector eléctrico: qué priorizar después de años de demoras”, participarán Nicolás Eliaschev, socio de Tavarone Rovelli Salim Miani, y Diego Werner, CEO y presidente de Aires Renewables.
La conversación permitirá abordar las condiciones regulatorias y de mercado necesarias para acelerar el desarrollo de nuevos proyectos y ordenar las prioridades de inversión.
Aluar: cuando un gran usuario se convierte en jugador del mercado
La relación entre crecimiento industrial y sistema eléctrico tendrá un caso concreto como protagonista. El panel “Caso Aluar: de Gran Usuario a jugador integral del mercado eléctrico” tendrá como expositor a Gabriel Vendrell, gerente de Recursos Energéticos de Aluar, con la moderación de Nicolás Gandini y la co-moderación de Nadia Sager, CEO y founder de Geinsa.
El caso permitirá analizar desde la perspectiva de un gran consumidor industrial cómo las necesidades de abastecimiento energético pueden generar nuevas estrategias de participación en el mercado eléctrico. La aparición de grandes demandas industriales será uno de los ejes que organizan la agenda de esta edición del Renewables & Electricity Day.
La tecnología como el nuevo cuello de botella
La expansión de la generación también enfrenta restricciones vinculadas con el equipamiento y la tecnología necesaria para concretar nuevos proyectos. El panel “Tecnología: el nuevo cuello de botella para expandir la generación” estará integrado por Gastón Giani, Energy Business director de Wärtsilä, e Ignacio Dapena, Business director Digital Power de Huawei.
La conversación pondrá el foco en las soluciones tecnológicas necesarias para acompañar la expansión del sistema eléctrico y en cómo la digitalización, la gestión inteligente de activos y las nuevas tecnologías pueden convertirse en factores determinantes para ampliar la capacidad de generación.
Financiamiento, contractualización y nuevas oportunidades
Hacia el cierre de la jornada, la discusión se trasladará al mercado y a las condiciones para estructurar nuevos desarrollos. El panel “Mercado & Tendencias: cómo estructurar nuevos desarrollos en el sector eléctrico” contará con la participación de Lisa Viscidi, especialista Líder en Energía del BID; Javier Constanzó, socio de Tavarone Rovelli Salim Miani; Mario Caramutti, socio de F&G Advisors; y María José Magnani, Head of Regulatory Affairs de Andina Energies. El objetivo será abordar las tendencias que pueden definir el desarrollo de nuevos proyectos, desde las condiciones regulatorias y contractuales hasta el acceso al financiamiento.
Finalmente, Marcelo Álvarez, presidente de CADER, y Rogelio Baratchart, presidente de Tecnolatina S.A., participarán del bloque “Un doble clic sobre contractualización, RIMI, transmisión & barreras persistentes”, que cerrará la agenda con una mirada sobre algunos de los obstáculos que todavía enfrenta la expansión del sector.
La empresa estatal PPSA ofertará 1,1 MMm3 diarios de los volúmenes que posee por los contratos de producción compartida con operadoras en las operaciones offshore de presal.
Pre-sal Petróleo (PPSA), la empresa estatal en Brasil dueña de los contratos de producción compartida con las operadoras en el presal, llevará adelante a fines de octubre su primera subasta de suministro de corto plazo de gas natural para las industrias. La expectativa del gobierno de Lula da Silva es que los precios subastados a las industrias arrojen un valor cercano a US$ 5 por millón de btu (MMBTU). La subasta será el primer test de una política que busca abaratar el gas para la demanda industrial y que contempla, a partir del próximo año, la posibilidad de realizar subastas de suministro de largo plazo con gas importado desde Vaca Muerta.
En concreto, PPSA este martes abrió a consulta pública la preconvocatoria con las reglas preliminares para la primera licitación del gas natural de la Unión que se celebrará el próximo 22 de octubre. La versión definitiva incorporará reglas complementarias elaboradas por el Ministerio de Minas y Energía (MME), con miras a subastar 1,1 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en modalidad firme, a ser entregados entre marzo y diciembre de 2027.
El gas de la Unión son los volúmenes de gas en manos de PPSA, la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida con Petrobras y otras operadoras en las explotaciones offshore del presal. Bajo este régimen, las petroleras ceden al Estado una parte del excedente de su producción de petróleo y gas.
Es un esquema similar al implementado por la provincia de Neuquén en las nuevas concesiones no convencionales de hidrocarburos (Cench), que contemplan la posibilidad del pago de regalías en especie (es decir, entregando producción de petróleo o gas a la empresa estatal neuquina (GyP).
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Con esta primera subasta, el objetivo del gobierno es generar una primera señal de que es factible proveer un gas barato para las industrias. La demanda industrial se redujo en los últimos años a partir del declive del suministro de gas desde Bolivia y por el aumento de las importaciones de GNL, que son más costosas. Esta situación derivó en precios para las industrias en el orden de los US$ 14 por MMBTU.
“Esta subasta es una iniciativa inédita y estratégica para el país. La PPSA comienza a actuar como un nuevo agente en el mercado, ampliando la oferta y contribuyendo al objetivo del gobierno de hacer que el gas natural sea más accesible y competitivo para la industria brasileña. Muchos compradores nos están contactando, interesados en participar en esta subasta”, afirmó el director presidente de PPSA, Luis Fernando Paroli.
Vaca Muertacomo alternativa de importación en el esquema de Brasil
La expectativa de entregar un gas barato se funda en un acuerdo rubricado entre PPSA y Petrobras por el uso de la infraestructura de gasoductos y de procesamiento de gas de la petrolera estatal de Brasil. PPSA entregará los volúmenes a los ganadores de la subasta a la salida de las unidades de procesamiento. En ese punto, espera entregar un gas de alrededor de US$ 5 por MMBTU, precio al que se deberá sumar luego el costo por el transporte hasta las fábricas de cada cliente.
PPSA realizará más subastas a corto plazo, con entregas entre 2027 y 2030, y planea celebrar subastas de suministro de largo plazo, con entregas a partir de 2030. Las reglas para las subastas de largo plazo no fueron redactadas aún pero se espera que sean sustancialmente distintas a las licitaciones de suministro de corto plazo. La diferencia central es que los volúmenes de los contratos de largo plazo solo podrán ser destinados a nuevos emprendimientos o para ampliaciones en la capacidad de producción de las empresas.
Es en esa ventana en donde el gobierno brasileño evalúa que el gas importado desde Vaca Muerta o GNL puede jugar un rol. La lectura oficial es que los volúmenes de gas en poder de PPSA por los contratos de producción compartida son insuficientes como para inducir un cambio drástico en la demanda de gas de las industrias. Por lo tanto, buscará comprar en el mercado volúmenes importantes de gas para luego subastarlos a las industrias.
Las operadoras en la Argentina no cuentan actualmente con la infraestructura de gasoductos necesaria para firmar contratos de entrega en firme a Brasil. Sin embargo, con las subastas de largo plazo de PPSA se podrían abrir la puerta a los contratos de offtake para respaldar el financiamiento de nuevos proyectos de gasoductos. La primera subasta de largo plazo tendría lugar en 2027.
Cómo será la primera subasta de gas para industrias en Brasil
La primera compulsa de suministro de corto plazo se realizará en dos fases a través de una plataforma electrónica. Primero se recibirán las ofertas iniciales de los competidores y luego se pasará a una fase de competencia dinámica en la que resultarán ganadoras las empresas que ofrezcan pagar las primas más altas. La fórmula tomará como referencia el Henry Hub.
La subasta estará dedicada exclusivamente a los consumidores libres del sector industrial, con preferencia para la industria de base que, conforme a una ordenanza normativa del MME, comprende cinco sectores: químico y petroquímico; fertilizantes nitrogenados; cerámico; vidriero; siderúrgico, metalúrgico y minero.
El gas se entregará a los compradores a la salida de la Unidad de Tratamiento de Gas de Itaboraí, de Petrobras, ubicada en el Complejo de Energías Boaventura (antiguo Comperj). A partir de ese momento, corresponderá a los ganadores de la subasta contratar el servicio de transporte para garantizar la logística del gas natural hasta la unidad consumidora.
La oferta total de 1,1 millones de metros cúbicos diarios se distribuirá en una primera ronda entre los cinco sectores antes señalados, en volúmenes específicos para cada segmento. La mayor cantidad, unos 350.000 m³/día, se asignará al sector químico y petroquímico. Le seguirá el sector siderúrgico, metalúrgico y minero, que competirá por 320.000 m³/día. Se reservan 200.000 m³/día para el sector cerámico, 130.000 m³/día para el de fertilizantes y 100.000 m³/día para el del vidrio.
En la oferta inicial, cada competidor indicará el volumen deseado, respetando un mínimo de 10.000 m³/día y un máximo de 160 000 m³/día, limitado a los volúmenes por sector. Además del volumen, en esta etapa el competidor ofrecerá pagar una prima.
Tras la apertura de las ofertas iniciales, comenzará la fase dinámica de la subasta, en la que las empresas podrán presentar nuevas ofertas en la plataforma, incrementando la prima. No se permitirá modificar el volumen ofrecido inicialmente durante el proceso de licitación. Las ofertas ganadoras serán aquellas que ofrezcan las primas más altas a la Unión.
El precio inicial de la subasta se calculará con base en una fórmula que considera el 115% de las cotizaciones diarias promedio del Henry Hub y los tipos de cambio diarios promedio, ambos calculados en el mes anterior al suministro, más el pago de una prima en dólares. La prima inicial que se añadirá será de 1,80 USD/MMBtu. A modo de ejemplo, considerando el Henry Hub a 2,95 USD/MMBtu, el precio inicial del gas natural sería hoy de 5,19 USD/MMBtu.
José «El Turco» Asaad, intendente de Vista Alegre.
Un intendente de Neuquén enfrenta una denuncia por violencia de género que lo podría dejar afuera del municipio antes de finalizar su mandato. Se trata de José «El Turco» Asaad de Vista Alegre, una localidad de poco más de 4.000 habitantes, quien asumió en 2023 de la mano de Rolando Figueroa y que este año se hizo de la conducción del Partido Justicialista en representación del sector del peronismo afín al gobernador.
«Más allá de que los municipios son autónomos, no hay que hablar sobre cuestiones hipotéticas. Pero si eso es tal cual como pareciera que es, yo creo que Asaad tiene que renunciar», aseguró Figueroa.
Sobre el intendente ya recae un pedido de remoción por «inhabilidad moral» en el Concejo Deliberante de Vista Alegre, impulsado por concejales opositores. En paralelo, desde el PJ le solicitaron su renuncia a la conducción del partido y este miércoles definirán su apartamiento del cargo mientras avance la causa judicial.
La denuncia fue presentada por la expareja del intendente el domingo 20 de septiembre por la tarde en la comisaría 49 de la localidad. Según manifestó, había acudido a la vivienda de Asaad a buscar sus pertenencias cuando el dirigente la agredió físicamente.
Tras los hechos, el Poder Judicial le impuso una medida cautelar de restricción de acercamiento y la mujer constató las lesiones en el hospital local.
Figueroa aseguró que «el Estado provincial se puso al servicio de la víctima» y que la acompañaron «desde el primer momento». La denunciante hizo la presentación junto a la secretaría de Mujeres de la provincia que conduce Lorena Barabini, también integrante del PJ.
Asaad al poder
Vista Alegre, una localidad de tradición frutícola que en los últimos años comenzó a recibir el impacto del desarrollo de Vaca Muerta por su ubicación estratégica entre las rutas 7 y 51, fue una de las que dio el batacazo con Rolando Figueroa en 2023.
Allí se impuso José «El Turco» Asaad con el sello de Comunidad del gobernador con el 34,5% de los votos, desplazando por apenas dos puntos al exintendente Gabino Jofré, quien competía por el MPN.
Asaad, de extendida tradición familiar en el peronismo, fue luego la punta de lanza del sector del partido afín al gobernador para tomar las riendas del PJ en oposición al sector históricamente referenciado con Oscar Parrilli.
Pero las internas que se realizaron este año le otorgaron una victoria pírrica: se quedó con la presidencia del Consejo Provincial, pero no logró mayoría en el Congreso, el órgano de representación territorial donde se define la estrategia electoral y de alianzas del partido.
Asaad asumió la presidencia del PJ de Neuquén en abril del 2026.
Su vicepresidenta Anahí Valdez, además, rápidamente se desmarcó de su armado tras acusar a Asaad de querer «entregarle el sello» del PJ a Figueroa para el 2027. Hoy es una de las promotoras de su apartamiento: «la gravedad institucional de una denuncia de estas características resulta incompatible, mientras se esclarecen los hechos, con el normal ejercicio de la máxima responsabilidad ejecutiva de nuestro partido», declaró.
Asaad tenía intenciones de competir por su reelección en 2027 bajo el paraguas de Figueroa y con el sello del Frente Grande, uno de los partidos de extracción peronista que actuará como colectora del gobernador.
Si finalmente se ve obligado a renunciar o es removido del cargo, esa posibilidad quedará prácticamente descartada. De esa forma, solo quedarían en pie como candidatos del rolismo en Vista Alegre el exintendente Gabino Jofré, quien se mudaría al sello de Comunidad, y Néstor Martínez, un «outsider» que jugaría con el partido de Mariano Gaido, Primero Neuquén.
Pedido de remoción
Esta semana, los concejales Antonio Osés, Enzo Durán, Cecilia Martínez y Marisel Muñoz presentaron una nota a la presidenta del Concejo Deliberante, Sandra Hernández, solicitando la remoción y/o apartamiento del cargo del intendente.
«Entendemos que existe inhabilidad moral para seguir ejerciendo la función pública», justificaron, y plantearon que, «si es necesario se convoque a sesión extraordinaria» para definir los pasos a seguir.
Vista Alegre es un municipio de segunda categoría que no cuenta con Carta Orgánica propia. Para una decisión de este tipo, los concejales deberían recurrir a la ley 53 de municipalidades.
En su artículo 161° indica que la suspensión preventiva procede «de pleno derecho» cuando un juez «califique en autos la existencia de semiplena prueba de responsabilidad» y la remoción cuando se produjera sentencia firme condenatoria. Ninguno de los casos aplicaría aún para Asaad, quien hasta el momento no tiene formulación de cargos realizada.
Pero el artículo 162° también habilita al Concejo Deliberante a juzgar al intendente «en los demás casos de incapacidad o mal desempeño en sus funciones». Para disponer la suspensión preventiva deberá calificarse la transgresión de «grave» mediante el voto de cinco de los siete miembros que lo integran.
Esto demandaría la convocatoria a una sesión especial con ocho días de anticipación como mínimo, citar al intendente para explicarle la acusación y permitirle ejercer su defensa.
Más que estas alternativas, en el oficialismo parecen apuntar más a que Asaad dé un paso al costado.
«Niego los hechos»
El intendente José Asaad publicó un comunicado en el cual negó los hechos y aseguró que demostrará su inocencia con pruebas en la justicia.
«Niego los hechos de violencia que se me atribuyen. Lo que se está diciendo no refleja lo que ocurrió y voy a demostrarlo donde corresponde: ante la Justicia», afirmó.
En el texto que difundió en sus cuentas personales y en las redes de la municipalidad de Vista Alegre sostuvo: «No voy a entrar en una pelea pública ni exponer cuestiones personales y familiares. Hay personas involucradas que merecen respeto y situaciones privadas que no corresponde discutir en los medios».
«Voy a presentar las pruebas, testimonios presenciales y todos los elementos necesarios para esclarecer lo sucedido», planteó.
Rafael Güenchenen, secretario general del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, expresó su preocupación por las recientes medidas adoptadas por el Gobierno provincial que, según afirmó, están paralizando parte de la actividad hidrocarburífera en la región.
El dirigente señaló que actualmente existen equipos que no pueden ingresar a los yacimientos y trabajadores que permanecen inactivos debido a las restricciones impuestas. “En las últimas horas, el Gobierno provincial adoptó medidas que están paralizando parte de una actividad que nos costó muchísimo esfuerzo comenzar a recuperar”, afirmó.
Güenchenen destacó el esfuerzo realizado para reactivar los equipos petroleros y lamentó la falta de una política hidrocarburífera clara que permita sostener la producción y atraer nuevas inversiones. “Es lamentable que Santa Cruz siga sin una política hidrocarburífera seria, capaz de recuperar la producción, atraer inversiones y generar el trabajo que nuestra gente necesita”, manifestó.
El sindicalista agregó que la provincia cuenta con recursos naturales, trabajadores capacitados, empresas dispuestas a producir y una organización eficiente, pero que carece de una decisión política firme para consolidar ese potencial. “Lo que falta es una decisión política real, coherente y sostenida para sacar adelante la industria”, sostuvo.
En referencia a la gestión actual, Güenchenen expresó su frustración por la demora en tomar medidas concretas. “Llevamos más de dos años y medio esperando y, a juzgar por las medidas que se siguen tomando, esa decisión no va a llegar”, señaló.
El dirigente reclamó condiciones estables para que las empresas puedan planificar sus operaciones y enfatizó: “Santa Cruz necesita reglas estables, previsibilidad y seguridad para invertir”. Asimismo, advirtió que las medidas vigentes aumentan la incertidumbre y alejan a las compañías que podrían generar empleo y actividad en la provincia.
Güenchenen insistió en que no basta con hablar de recuperación si no se crean las condiciones para que las empresas permanezcan e inviertan. “No se puede pretender una recuperación mientras se destruyen las condiciones necesarias para hacerla posible”, afirmó.
Ante esta situación, el sindicato trabajará junto a las empresas para destrabar los equipos y preservar los puestos laborales. “Quiero llevar tranquilidad a todos los compañeros. El Sindicato no va a permitir que estas decisiones provoquen una nueva caída de la actividad”, aseguró.
En otro pasaje, el dirigente rechazó intentos de politizar al sindicato y afirmó que la organización continuará enfocada en gestionar con las empresas para mantener la producción y proteger el empleo. “No nos van a apartar de esa responsabilidad”, enfatizó.
En paralelo, Güenchenen anunció una reunión con Marcelo Rucci para impulsar una agenda conjunta orientada al desarrollo del petróleo no convencional en la provincia. Destacó la intención de aprovechar la experiencia de los petroleros de Neuquén para avanzar en proyectos en Palermo Aike, D-129 y el Neocomiano.
“Mientras muchos dudan o cuestionan la actividad petrolera en la provincia, nosotros vemos una enorme oportunidad”, afirmó y agregó que el potencial del no convencional representa una nueva etapa para Santa Cruz que no puede seguir postergándose. “El momento es ahora, no mañana”, sostuvo.
Finalmente, el dirigente reiteró el compromiso del sindicato con los trabajadores y la continuidad del sector, y descartó entrar en disputas políticas o mediáticas que desvíen el foco de su misión. “Vamos a seguir defendiendo cada puesto, sumando equipos y haciendo todo lo necesario para que Santa Cruz vuelva a producir”, concluyó.
Burford continúa su batalla legal contra Argentina por la expropiación de YPF, un conflicto que involucra miles de millones de dólares y que aún tiene capítulos abiertos en la justicia estadounidense.
La firma financiera está decidida a extender el juicio por la forma en que se renacionalizó YPF en 2012 hasta las últimas instancias, incluso si eso implica recurrir a la Corte Suprema de Justicia de los Estados Unidos. Esta instancia se presenta como un recurso casi utópico, luego de que Burford sufriera una derrota definitiva en la Cámara de Apelaciones de Nueva York, donde Argentina ganó por 2 a 1 y revirtió un fallo adverso de primera instancia.
Tras el rechazo del pedido “en banc” en segunda instancia, Burford presentó la causa ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), dependiente del Banco Mundial, con la esperanza de que allí su situación mejore. Esta vía fue descartada en su momento por Repsol durante las negociaciones con el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, que culminaron en un pago de US$6.000 millones para cerrar la disputa por el 51% de las acciones.
El reclamo de Burford ante el CIADI se fundamenta en la supuesta violación del contrato tras la renacionalización, argumentando que se alteraron los tratados bilaterales firmados durante la presidencia de Carlos Menem entre Argentina y España, y Argentina y Estados Unidos, que protegían las inversiones. En respuesta, los abogados argentinos sostienen que Burford ya eligió litigar en los tribunales estadounidenses, por lo que no debería poder abrir un segundo frente legal, y que la nacionalización de capitales españoles ya fue saldada con Repsol.
Sin embargo, este último argumento es cuestionado porque las acciones en disputa provienen de Petersen Energía y Petersen Inversora, empresas radicadas en Madrid, que Burford adquirió mediante licitación. Esto mantiene la controversia viva y podría prolongar el conflicto durante 2026 y 2027.
En el transcurso del juicio, Burford logró ganancias significativas en momentos clave: en 2016 vendió el 1% del éxito potencial de la demanda por US$4 millones, en 2017 realizó otra venta parcial por US$40 millones, y en 2024 colocó un 35% de las acciones, acumulando alrededor de US$236 millones en total, tras haber invertido inicialmente US$15 millones para adquirir los derechos de la causa en Madrid.
Esta diferencia representa una ganancia estimada en US$221 millones, aunque es modesta comparada con los US$20.000 millones que podría haber obtenido si la Cámara de Apelaciones no hubiera fallado a favor de Argentina. No obstante, los inversores que compraron esas acciones podrían enfrentar pérdidas significativas, reflejando la alta volatilidad y riesgo del mercado en estas disputas legales.
El núcleo del reclamo de Burford se basa en que la renacionalización de YPF en 2012 se realizó sin cumplir con la Oferta Pública de Adquisición (OPA) establecida en el estatuto de 1993, cuando la petrolera fue privatizada durante la presidencia de Menem. Según este estatuto, cualquier adquisición mayoritaria debía incluir una oferta por la totalidad de las acciones en el mercado, compromiso que Burford alega no se respetó.
Burford es reconocido por su estrategia de comprar derechos de litigios internacionales para luego financiar y esperar pacientemente los fallos judiciales favorables, como ocurrió con esta causa que inició en 2013 y ya lleva casi 13 años. Sin embargo, la espera podría extenderse aún más si la Corte Suprema de Estados Unidos decide revisar el caso, aunque las probabilidades de éxito son bajas.
La demanda original de Burford apunta a los daños sufridos por accionistas tras el pago a Repsol por la reestatización del 49% de YPF. Burford adquirió los derechos para litigar de empresas españolas vinculadas al grupo Petersen, que en ese momento estaban en concurso y luego en quiebra en España. Posteriormente, en 2016, Burford compró una participación mayoritaria en un caso similar presentado contra Argentina y YPF.
La reestatización de YPF fue justificada por la necesidad de que la petrolera fuera dirigida por una empresa argentina, especialmente ante el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta, mientras que Repsol había invertido más en Libia que en Argentina. En 2012, se pagaron US$6.000 millones a Repsol, pero no se aplicó la OPA ni se continuó con la distribución de dividendos, lo que afectó a los accionistas del Grupo Petersen y desencadenó su concurso en Madrid.
Desde entonces, el Grupo Petersen quedó desvinculado de la causa, que Burford adquirió en 2015 a través de una subsidiaria para ocultar su identidad, ampliando la inversión en los años siguientes. La disputa sigue abierta y se espera que la batalla jurídica continúe con un fuerte impacto económico y político en los próximos años.
Transportistas, sindicatos y organizaciones sociales de Bolivia anunciaron movilizaciones debido al alza del precio de los combustibles, tras el fin de la subvención gubernamental al diésel, decretada el 19 de septiembre último, y que repercute en las tarifas del transporte y en los precios de los productos.
La decisión, anunciada por el presidente boliviano, Rodrigo Paz Pereira, la medianoche del viernes a través del Decreto Supremo 5716, puso fin al esquema subsidiado y estableció un nuevo precio de referencia para el diésel.
De acuerdo con el Gobierno, la medida forma parte de un programa para enfrentar la crisis económica, reducir el peso fiscal de los combustibles y mejorar el abastecimiento, después de meses de escasez.
La Central Obrera Boliviana (COB) rechazó la medida, que sectores sociales comienzan a calificar como “dieselazo”, y convocó a un ampliado nacional de emergencia para definir posibles acciones.
La central sindical sostuvo en un pronunciamiento que la decisión representa un duro golpe a la economía popular, vulnera la estabilidad de las familias trabajadoras y desencadenará un proceso inflacionario que afectará directamente el costo de la canasta básica y los medios de vida de los trabajadores.
La central afirmó que “en uso de sus atribuciones orgánicas y estatutarias, convoca de manera inmediata a un ampliado nacional de emergencia, con la participación de todas las Confederaciones, Federaciones Nacionales, Centrales Obreras Departamentales (COD’s) y Regionales (COR’s) para evaluar la coyuntura, escuchar la posición orgánica de los sectores afiliados y definir las medidas de lucha que correspondan”.
El transporte fue uno de los primeros sectores donde el impacto de la medida se hizo visible, pues el incremento del combustible elevó los costos de operación de camiones y autobuses, y podría tener repercusiones en los pasajes y fletes.
El Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas (Stigas) cuestionó el proyecto del gobierno de Javier Milei, que busca modificar el régimen y denunció que los usuarios perderían el descuento territorial, aunque continuarían aportando al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas.
El polémico proyecto, que podría ser aprobado esta semana en el Senado de la Nación, plantea eliminar el beneficio territorial automático que actualmente permite a los usuarios de nuestra ciudad y otras regiones incorporadas al régimen en 2021, acceder a descuentos del 30% o 50% en sus facturas de gas. En su lugar, la bonificación quedaría condicionada a los ingresos y al patrimonio de cada hogar.
Desde Stigas Costa Atlántica expresaron su rechazo a la modificación y pusieron el foco en una situación contradictoria: Mar del Plata y otras localidades de la Costa Atlántica continuarían pagando el recargo sobre el gas consumido destinado a financiar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas.
“La región continuaría realizando aportes para sostener el fondo, mientras que solamente determinados hogares podrían acceder a una bonificación si cumplen con los requisitos económicos y patrimoniales establecidos por el Gobierno”, explicó Ezequiel Serra, secretario general del Stigas.
En ese marco, el dirigente planteó que la decisión del Ejecutivo –que contaría con el apoyo de los senadores- “pretenden transformar un derecho colectivo, reconocido por las condiciones climáticas de nuestra región, en una ayuda condicionada”.
Serra remarcó además que el nuevo esquema no sería equivalente al actual, ya que la bonificación dejaría de aplicarse de manera general y alcanzaría únicamente al componente correspondiente al gas consumido.
En este marco, Stigas advirtió que la eliminación del beneficio tendría un impacto significativo sobre las facturas de los usuarios de Mar del Plata y la región, especialmente durante los meses de bajas temperaturas. “La Costa Atlántica es Zona Fría y vamos a defender este derecho. Todavía no es ley y todavía estamos a tiempo de impedirlo”, concluyó Serra.
Argentina y Estados Unidos avanzarán en la firma de un acuerdo de financiamiento superior a los US$6.000 millones destinado a impulsar proyectos estratégicos de infraestructura y energía. El entendimiento será formalizado en Nueva York, en el marco de la participación de la delegación argentina en la Asamblea General de las Naciones Unidas, y contempla recursos para iniciativas vinculadas a la expansión exportadora del sector energético.
Entre los proyectos que aparecen como principales beneficiarios figura Argentina LNG, la iniciativa impulsada por YPF junto a ENI y XRG, orientada a transformar los recursos gasíferos de Vaca Muerta en una plataforma de exportación de gas natural licuado hacia los mercados internacionales.
El financiamiento contará con respaldo del Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (Exim Bank) y la participación de inversores privados. Según la información difundida, los recursos estarán dirigidos a obras de infraestructura energética y a desarrollos destinados a ampliar la capacidad de producción, transporte y exportación de gas.
La presentación oficial estará encabezada por el canciller Pablo Quirno y el subsecretario de Estado estadounidense Christopher Landau, quienes expondrán los alcances de una iniciativa que busca profundizar la cooperación económica y energética entre ambos países.
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Dentro de la estrategia exportadora argentina, el proyecto Argentina LNG ocupa un lugar central. La iniciativa presentó recientemente su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y proyecta una inversión acumulada cercana a los US$51.000 millones a lo largo de todas sus etapas de desarrollo.
A nivel operativo, el plan contempla una integración completa de la cadena de valor del gas. La propuesta incluye producción en Neuquén, infraestructura de transporte, instalaciones de procesamiento, sistemas de separación de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción que operarían frente a las costas de Río Negro, en el Golfo San Matías.
Desde la perspectiva industrial, las dos unidades flotantes previstas aportarían una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales de GNL. El objetivo es convertir una parte significativa de la producción de Vaca Muerta en una oferta exportable capaz de abastecer mercados internacionales con demanda creciente de gas natural licuado.
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Según las estimaciones difundidas por los desarrolladores, el proyecto podría generar exportaciones cercanas a los US$10.000 millones por año durante dos décadas. De concretarse esos volúmenes, Argentina LNG pasaría a convertirse en uno de los principales complejos exportadores de energía de América Latina.
De cara a la etapa de construcción, una parte sustancial de las inversiones sería estructurada mediante esquemas de Project Finance, mecanismo habitualmente utilizado en emprendimientos de gran escala energética. En ese contexto, el acuerdo de financiamiento que negocian Argentina y Estados Unidos representa un paso relevante para fortalecer la estructura financiera de uno de los proyectos más ambiciosos vinculados al futuro exportador del gas argentino.
Vaca Muerta continúa consolidando un espacio de articulación entre producción, tecnología, ciencia y gestión ambiental para abordar uno de los principales desafíos asociados al crecimiento de la actividad hidrocarburífera: la reducción de las emisiones de metano.
Más de 450 profesionales participaron de las dos jornadas de Vaca Muerta Metano Near Zero 2026, que se desarrollaron en el Centro de Convenciones Domuyo y en el Polo Científico Tecnológico de Neuquén.
La primera jornada reunió a unos 250 asistentes y contó con la participación de equipos técnicos provinciales, empresas operadoras, organismos internacionales y referentes académicos. El segundo día, con alrededor de 200 participantes, estuvo especialmente enfocado en la capacitación técnica sobre medición, detección, verificación y reparación de emisiones.
La apertura estuvo encabezada por el gobernador Rolando Figueroa, junto con la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; el secretario de Ambiente y Recursos Naturales, Hipólito Salvatori; y el subsecretario de Cambio Climático, Santiago Nogueira.
Figueroa destacó que “estamos a favor de la productividad, del desarrollo y de la seguridad energética, pero siempre con el cuidado del ambiente”.
En el mismo sentido, Leticia Esteves expresó: “Entendemos que la actividad hidrocarburífera va a seguir creciendo y que Vaca Muerta alcanzará su máximo potencial en los próximos años. Pero ese crecimiento no puede ser en detrimento del cuidado y la preservación de nuestros recursos naturales y del ambiente”.
Por su parte, Hipólito Salvatori remarcó que “reducir pérdidas, medir con mayor precisión y generar información verificable fortalece al mismo tiempo la gestión ambiental y la calidad de nuestra producción”.
A su vez, Santiago Nogueira sintetizó el objetivo de la política provincial: “Nuestro objetivo es muy concreto: desacoplar la curva de crecimiento de la producción de las emisiones de metano”.
Uno de los ejes del encuentro fue reunir a los distintos actores que intervienen en la producción de hidrocarburos y en la gestión ambiental. Empresas productoras, organismos reguladores, especialistas en medición, verificadores, universidades y organismos internacionales compartieron herramientas y experiencias.
Durante la primera jornada participaron YPF, Total Austral, Shell, VISTA y Pampa Energía, que presentaron experiencias vinculadas con descarbonización, eficiencia operativa y gestión del metano.
Las exposiciones permitieron mostrar cómo la reducción de emisiones se vincula también con la eficiencia de los procesos productivos. La detección temprana de pérdidas, la medición precisa y el aprovechamiento del gas forman parte de las estrategias para mejorar el desempeño ambiental de las operaciones.
La incorporación de herramientas de monitoreo internacional fue otro de los aspectos destacados de las jornadas. La participación del Observatorio Internacional de Emisiones de Metano de Naciones Unidas –IMEO– permitió conocer avances en monitoreo satelital y sistemas de información destinados a detectar y dar seguimiento a eventos de emisión.
Florencia Carreras presentó el funcionamiento de MARS –Methane Alert and Response System–, una herramienta que permite detectar grandes eventos de emisión mediante satélites, notificar a gobiernos y operadores y realizar un seguimiento de las respuestas implementadas.
Durante la segunda jornada, Erin Tullos, de The University of Texas at Austin, abordó los distintos métodos y escalas disponibles para medir emisiones y destacó la importancia de conocer la calidad y la incertidumbre asociada a los datos obtenidos.
En tanto, James Turitto, de Clean Air Task Force, trabajó sobre los programas de detección y reparación de fugas –LDAR– y el uso de cámaras OGI. Su exposición recorrió las distintas etapas del proceso, desde la inspección y detección hasta la reparación, reinspección y comprobación de los resultados.
La calidad de la información reportada también ocupó un lugar central. Desde el Organismo Argentino de Acreditación, Gina Monticelli explicó el rol de la acreditación para garantizar la competencia técnica e imparcialidad de los organismos encargados de validar y verificar información ambiental.
La articulación entre el sector público, la industria, el ámbito científico y los organismos internacionales fortalece las capacidades necesarias para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta con mayor trazabilidad y datos de mejor calidad, al mismo tiempo que se avanza en reducciones de emisiones que puedan ser demostradas y verificadas.
Vaca Muerta Metano Near Zero 2026 concluyó con dos jornadas de formación e intercambio técnico orientadas a consolidar herramientas para medir, gestionar y reducir las emisiones de metano asociadas a la producción energética de la provincia.
El Gobierno de Río Negro continúa en Punta Colorada los controles sobre el ducto offshore de VMOS y acompaña esta etapa de la obra verificando su calidad constructiva y ambiental, antes de su futura conexión con el sistema de carga en altamar.
Las inspecciones provinciales forman parte del seguimiento permanente de una infraestructura que conectará el oleoducto terrestre con las instalaciones marítimas desde las cuales se realizará la carga de petróleo en grandes buques.
En esta instancia, los equipos técnicos controlan especialmente las soldaduras que unirán los distintos tramos de cañería submarina. La fiscalización comprende los procedimientos utilizados, la calificación de los soldadores, el registro de cada unión y los ensayos realizados para comprobar la calidad de los trabajos.
En Allen estará uno de los puntos centrales de operación del sistema. Desde allí se impulsará el petróleo a través del oleoducto hasta la terminal de Punta Colorada. Una vez que la infraestructura se encuentre lista, el crudo demorará aproximadamente 48 horas en completar ese trayecto. Desde la costa, el circuito continúa bajo tierra y luego bajo el mar.
Para atravesar el sector costero se utiliza una técnica denominada Perforación Horizontal Dirigida, que permite colocar la tubería por debajo de la playa y del fondo marino sin realizar una zanja abierta sobre la superficie.
De esta manera, la cañería aparece bajo el agua a unos 700 a 750 metros de la costa y desde allí comienza el tramo que se extenderá hacia las instalaciones de carga ubicadas mar adentro.
Cómo se coloca un oleoducto en el fondo del mar
La tarea se realiza desde un buque especializado. Sobre la embarcación se van uniendo mediante soldadura sucesivos tramos de cañería de 38 pulgadas, que cuentan además con un revestimiento especial de hormigón.
Mientras el buque avanza, la tubería desciende progresivamente hasta apoyarse sobre el lecho marino. El sistema de instalación genera una curva suave entre la embarcación y el fondo, similar a una letra “S”, razón por la cual este procedimiento se conoce internacionalmente como S-lay.
Es justamente sobre estas uniones donde se concentra parte del seguimiento técnico provincial, porque cada soldadura integra una infraestructura que posteriormente será sometida a diferentes verificaciones antes de entrar en operación.
La conexión final con los buques
El ducto offshore tendrá aproximadamente siete kilómetros y llegará hasta estructuras submarinas conocidas como PLEM. Allí se distribuye y controla el flujo antes de continuar hacia las dos monoboyas que integrarán el sistema de exportación.
Las monoboyas funcionarán como grandes puntos de conexión flotantes entre el oleoducto y los buques.
Aunque se observarán flotando en superficie, permanecerán sujetas al fondo mediante cadenas y anclas. Cuando un petrolero llega para cargar, se amarra a la monoboya y recibe el crudo a través de un sistema de mangueras flotantes.
El diseño permite además que el buque pueda girar alrededor del punto de amarre y orientarse naturalmente según el viento, las corrientes y el oleaje, contribuyendo a mantener condiciones operativas estables durante la transferencia.
La expansión de la actividad hidrocarburífera y minera está impulsando la adopción de nuevas herramientas tecnológicas destinadas a mejorar la seguridad operativa. En ese contexto, empresas vinculadas a Vaca Muerta comenzaron a incorporar sistemas de video telemática que combinan inteligencia artificial, cámaras embarcadas y datos vehiculares para detectar situaciones de riesgo antes de que deriven en accidentes.
A medida que aumenta la producción energética, también crece el movimiento logístico asociado a la actividad. La circulación permanente de camiones, camionetas y equipos especializados incrementa la exposición a riesgos vinculados a largas distancias, condiciones cambiantes de los caminos y jornadas con extensos desplazamientos.
Frente a este escenario, la seguridad vial pasó a ocupar un lugar central dentro de la estrategia operativa de las compañías. El objetivo ya no se limita al cumplimiento de protocolos, sino que apunta a prevenir incidentes mediante el monitoreo permanente de factores de riesgo.
La tecnología implementada combina cámaras embarcadas con sistemas de telemetría e inteligencia artificial capaces de analizar comportamientos de conducción en tiempo real. Entre las principales variables evaluadas aparecen las distracciones, la fatiga y las maniobras potencialmente peligrosas que pueden derivar en accidentes.
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Desde Geotab, uno de los proveedores especializados en este segmento, sostienen que el crecimiento acelerado de sectores como petróleo, gas y minería obliga a incorporar herramientas más sofisticadas para gestionar riesgos operativos. Bajo esta visión, la seguridad comienza a ser entendida como una variable estratégica para la continuidad de los negocios.
Además de la prevención vial, la información recopilada durante los recorridos aporta valor para la administración integral de las flotas. Los datos permiten identificar patrones de conducción, optimizar recorridos, programar capacitaciones específicas y anticipar tareas de mantenimiento antes de que aparezcan fallas operativas.
Otro aspecto destacado por las empresas es el enfoque preventivo de estas soluciones. La intención consiste en utilizar la inteligencia artificial como una herramienta de asistencia para los conductores y no únicamente como un sistema de control, favoreciendo correcciones tempranas que reduzcan la probabilidad de incidentes.
En operaciones vinculadas al petróleo, al gas y a la minería, un accidente puede generar consecuencias que trascienden al vehículo involucrado. La afectación de equipos, trabajadores, contratistas o corredores logísticos impacta directamente sobre la continuidad operativa y puede traducirse en costos significativos para las compañías.
De cara a los próximos años, la combinación de inteligencia artificial, análisis de datos y gestión predictiva aparece como una de las principales tendencias en materia de seguridad industrial. Con una actividad cada vez más intensa en Vaca Muerta y en los complejos mineros del país, estas herramientas empiezan a consolidarse como un componente clave para sostener la productividad y reducir riesgos en operaciones de gran escala.
Vista Energy volvió a los mercados internacionales de capitales y captó US$400 millones mediante una ampliación de una emisión de obligaciones negociables bajo ley de Nueva York. Los fondos estarán destinados a profundizar el plan de crecimiento de la compañía en Vaca Muerta, en una operación que elevó a US$900 millones el monto total de la serie con vencimiento en 2038.
Como resultado de la colocación, la petrolera fijó el precio de los nuevos títulos en el 99,473% de su valor nominal, con una tasa de interés de 7,875% y un rendimiento final de 7,95%. El cierre de la operación está previsto para el 9 de octubre y representa una nueva demostración de acceso al financiamiento internacional por parte de una de las compañías más activas del shale argentino.
En términos financieros, la transacción constituye una ampliación de los US$500 millones emitidos previamente bajo las mismas condiciones de tasa y vencimiento. Una vez completada la operación, el capital total pendiente de la serie 2038 alcanzará los US$900 millones, fortaleciendo la estructura de financiamiento de largo plazo de la empresa.
Pese a un escenario internacional marcado por tasas más elevadas en Estados Unidos, Vista logró volver al mercado prácticamente en las mismas condiciones que en la emisión original. Según informó la compañía, la demanda de los inversores permitió reducir el spread desde aproximadamente 3,5% hasta 3%, una señal favorable para futuras colocaciones corporativas vinculadas al sector energético argentino.
El destino de los fondos refleja la prioridad estratégica de la empresa: acelerar el desarrollo de activos en Vaca Muerta. La compañía busca incrementar su ritmo de expansión en uno de los principales reservorios no convencionales del mundo, donde viene aumentando sostenidamente su producción de petróleo y gas.
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Dentro de ese contexto de crecimiento, Vista alcanzó durante el segundo trimestre de 2026 una producción de 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día. El volumen representó un incremento de 32% respecto del mismo período del año anterior, consolidando la tendencia expansiva que la compañía viene exhibiendo en los últimos ejercicios.
Desde la óptica de los resultados financieros, la empresa reportó un EBITDA ajustado de US$805 millones y un flujo de caja libre de US$491 millones, excluyendo las erogaciones vinculadas a la adquisición de los activos de Equinor. Al mismo tiempo, el ratio de apalancamiento neto cerró en 1,41 veces EBITDA ajustado, un nivel que mantiene márgenes para continuar financiando crecimiento.
Otro aspecto relevante es que la emisión forma parte del programa global de obligaciones negociables de Vista Energy Argentina autorizado por hasta US$4.000 millones. Esta herramienta amplía la flexibilidad financiera de la compañía y le permite acceder a nuevas fuentes de capital para acompañar futuros desarrollos productivos.
De cara a los próximos años, la nueva colocación refuerza la posición de Vista como uno de los principales operadores independientes de Vaca Muerta. El acceso sostenido al mercado internacional de deuda aparece como un factor clave para sostener inversiones, ampliar producción y ganar escala en una cuenca donde la competencia por acelerar desarrollos continúa intensificándose.
La minería continúa consolidándose como uno de los principales motores económicos de Jujuy. Así lo aseguró el presidente de Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse), Ezequiel Lello Ivacevich, quien destacó el fuerte crecimiento de las exportaciones provinciales y el avance de proyectos vinculados al litio, la plata y el cobre, en un contexto de expansión de la actividad minera en el norte argentino.
De acuerdo con el titular de Jemse, la provincia registró un incremento cercano al 100% en sus exportaciones mineras, desempeño que le permitió posicionarse entre los distritos con mayor peso dentro del sector. El crecimiento, explicó, está impulsado principalmente por la producción de litio, el aporte de la minería metalífera y las perspectivas asociadas a futuros desarrollos cupríferos.
En ese marco, Jujuy logró ubicarse como la tercera provincia exportadora en minería, una posición que las autoridades relacionan con una estrategia sostenida en materia de seguridad jurídica, integración de proveedores locales y cumplimiento de estándares ambientales para acompañar el crecimiento de la industria.
Actualmente, la estructura productiva provincial combina operaciones metalíferas tradicionales con proyectos vinculados a minerales críticos para la transición energética. Entre los emprendimientos en producción figuran Mina Providencia, Pirquitas y Aguilar, que aportan principalmente plata, plomo y zinc al esquema exportador jujeño.
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Por otro lado, los proyectos de litio Exar y Sales de Jujuy continúan siendo las iniciativas industriales de mayor escala dentro de la provincia. Su desarrollo permitió fortalecer la participación jujeña en uno de los segmentos de mayor crecimiento dentro de la minería argentina, impulsado por la demanda internacional asociada a la fabricación de baterías y tecnologías de almacenamiento energético.
A la producción ya consolidada se suma el proyecto de cobre Martín Bronce, una iniciativa promovida por capitales locales que busca ampliar la presencia provincial en un mineral que gana relevancia dentro de los mercados globales. Paralelamente, numerosos proyectos exploratorios avanzan en distintas etapas y podrían transformarse en nuevas inversiones de relevancia durante los próximos años.
Desde la visión oficial, el impacto de la minería trasciende ampliamente la discusión sobre regalías. Las autoridades sostienen que la actividad genera empleo directo e indirecto, fortalece cadenas de proveedores y dinamiza las economías regionales a través del consumo y la circulación de ingresos vinculados a los trabajadores del sector.
En materia de infraestructura, uno de los principales desafíos identificados por la provincia es la mejora de la Ruta Nacional 52. El corredor es considerado estratégico para la logística minera porque conecta buena parte de los proyectos emplazados en la Puna y resulta clave para sostener el crecimiento futuro de la actividad.
De cara a los próximos años, gran parte de las expectativas se concentran en la llegada de nuevas inversiones. Entre ellas aparece el proyecto Jama, impulsado por la empresa china CNGR y asociado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Su eventual aprobación podría representar un nuevo impulso para la expansión de la minería jujeña y reforzar el perfil exportador que la provincia viene consolidando en los últimos años.
La cuestión energética volvió a sumarse al diferendo por la soberanía de las Islas Malvinas luego de que la Argentina formalizara una protesta diplomática contra el Reino Unido por nuevas decisiones vinculadas a la explotación de hidrocarburos offshore. La presentación fue realizada durante la Asamblea General de las Naciones Unidas, donde la Cancillería expresó su rechazo a la ampliación de licencias productivas y al ingreso de nuevos participantes en áreas que considera parte de la Plataforma Continental Argentina.
En el centro del reclamo aparece la autorización otorgada para que Navitas Petroleum Atlantic Limited adquiera participación en la licencia PL001, además de la extensión de permisos de producción impulsada por las autoridades británicas de las islas. Según la posición oficial argentina, esas actividades se desarrollan en un espacio sujeto a una disputa de soberanía aún pendiente de resolución.
Desde la óptica del Palacio San Martín, la exploración y explotación unilateral de recursos naturales en la zona resulta incompatible con el derecho internacional y afecta derechos soberanos argentinos. La postura ratifica una línea diplomática sostenida históricamente por los distintos gobiernos nacionales respecto del aprovechamiento de recursos naturales en el Atlántico Sur.
Como fundamento jurídico, la Cancillería citó la resolución 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas, instrumento que insta a ambas partes a evitar modificaciones unilaterales mientras continúe sin resolverse la controversia territorial. Bajo esa interpretación, la ampliación de licencias offshore profundiza un conflicto que permanece abierto desde hace décadas.
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A su vez, el Gobierno recordó la vigencia de la resolución 2065 y de otros pronunciamientos internacionales que promueven la reanudación de negociaciones bilaterales. Para la administración nacional, el avance sobre recursos hidrocarburíferos sin consenso entre las partes dificulta la construcción de un escenario favorable para una solución negociada.
Desde la perspectiva del sector energético, el episodio vuelve a poner de relieve el valor estratégico de los recursos offshore del Atlántico Sur. Aunque el comunicado oficial no incorpora estimaciones de reservas, inversiones o producción, el interés por las licencias demuestra la relevancia económica que conserva la cuenca marítima vinculada a las islas.
En ese contexto, las autoridades nacionales adelantaron que utilizarán herramientas diplomáticas, administrativas, económicas, judiciales y legales para defender los derechos argentinos sobre Malvinas, Georgias del Sur, Sandwich del Sur y los espacios marítimos circundantes. La advertencia incluye la posibilidad de impulsar acciones contra empresas que operen bajo licencias consideradas ilegítimas por la Argentina.
Mientras la Asamblea General de la ONU concentra buena parte de la actividad diplomática internacional, el reclamo por los recursos hidrocarburíferos vuelve a ocupar un lugar destacado dentro de la agenda exterior argentina. El caso refleja cómo la disputa por la soberanía continúa entrelazándose con intereses energéticos estratégicos que podrían influir en las relaciones entre ambos países durante los próximos años.
La expansión de Vaca Muerta hacia el sur de Malargüe comenzará a atravesar un momento decisivo a partir de octubre, cuando se inicie una nueva campaña de perforación destinada a validar el potencial económico de la formación no convencional en Mendoza. El proceso tendrá como principales operadores a YPF, la UTE conformada por Quintana Energy y TSB, y Tango Energy, compañías que proyectan inversiones potenciales superiores a los US$ 2.400 millones si los resultados técnicos confirman las expectativas actuales.
En primer término, YPF prevé perforar tres pozos en el área CN VII/A durante octubre y avanzar posteriormente con nuevas perforaciones en 2027. La inversión estimada para esta etapa rondaría los US$ 65 millones y forma parte de la estrategia de expansión de la actividad no convencional hacia nuevas áreas fuera del núcleo tradicional de desarrollo neuquino.
Paralelamente, la alianza integrada por Quintana Energy y TSB pondrá en marcha un programa piloto en el bloque Cañadón Amarillo mediante la perforación de dos pozos horizontales. El desembolso inicial alcanzará los US$ 44 millones, aunque los planes de largo plazo contemplan inversiones adicionales por hasta US$ 1.350 millones en caso de validarse la productividad esperada del área.
Desde la perspectiva geológica, los estudios de sísmica 3D realizados en Cañadón Amarillo constituyen uno de los factores que impulsaron el avance hacia la etapa de perforación. La información obtenida permitió reducir incertidumbre exploratoria y reforzó la hipótesis de que la formación mantiene características comparables con sectores productivos desarrollados de Vaca Muerta.
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Otro de los proyectos que concentra atención es el de Tango Energy, empresa surgida tras la reestructuración de Aconcagua y respaldada por Trafigura y Vista Energy. La compañía proyecta perforar un pozo exploratorio en Payún Oeste para luego evaluar una fase de desarrollo de hasta 150 pozos que demandaría alrededor de US$ 1.000 millones y permitiría alcanzar una producción de entre 15.000 y 20.000 barriles diarios.
En términos estratégicos, Mendoza busca capitalizar una ventaja relevante: alberga aproximadamente el 30% de la extensión total de Vaca Muerta. A esa condición se suma una política provincial orientada a captar inversiones mediante licitación continua de áreas y nuevos instrumentos regulatorios destinados a mejorar la competitividad de los proyectos hidrocarburíferos.
Actualmente, la provincia produce cerca de 50.000 barriles diarios, volumen que representa poco más del 5% del total nacional. Por ese motivo, una confirmación comercial de los proyectos impulsados por YPF, Quintana Energy-TSB y Tango Energy tendría capacidad para modificar significativamente el perfil productivo mendocino durante los próximos años.
No obstante, las empresas coinciden en que todavía existen desafíos operativos importantes. Los costos de perforación continúan ubicándose por encima de los registrados en Neuquén debido a limitaciones logísticas e infraestructura pendiente de adecuación. El resultado de los primeros pozos será, en consecuencia, el principal indicador para determinar si la denominada Vaca Muerta mendocina puede consolidarse como una nueva frontera de crecimiento para la industria energética argentina.
La compañía prevé presentar antes de fin de año el proyecto al RIGI y apunta a poner en marcha hacia 2030 un nuevo tren productivo. La ampliación permitirá más que duplicar la capacidad de producción de fertilizantes nitrogenados y demandará unos 3.000 trabajadores durante la construcción.
Profertil prepara uno de los proyectos industriales de mayor magnitud vinculados al complejo petroquímico y agroindustrial argentino. La compañía tiene previsto presentar antes de fin de año ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) su proyecto para ampliar la planta de fertilizantes que posee en Bahía Blanca, con una inversión estimada en US$2.000 millones y un plazo de construcción de aproximadamente cuatro años.
Si se cumplen los tiempos previstos, la nueva instalación comenzaría a operar hacia fines de 2030 y permitirá dar un fuerte salto en la capacidad productiva de la compañía. El proyecto contempla incorporar un nuevo tren de producción que elevará la elaboración de fertilizantes nitrogenados de las actuales 1,32 millones de toneladas anuales a 2,83 millones, lo que implica sumar más de 1,5 millones de toneladas de capacidad.
La magnitud de la inversión coloca a la iniciativa entre los grandes proyectos industriales que buscan aprovechar las nuevas condiciones de inversión y producción que ofrece la Argentina. La presentación al RIGI será un paso clave para avanzar con una obra que, además de ampliar la capacidad de Profertil, tendrá impacto sobre distintos eslabones de la cadena energética, industrial y agropecuaria.
La compañía ya comenzó a preparar el terreno para el proyecto. Hasta el momento destinó más de US$35 millones a tareas de ingeniería, reacondicionamiento del muelle e instalaciones vinculadas con la futura ampliación. Al mismo tiempo, conformó un equipo de alrededor de 50 profesionales que trabaja específicamente en el desarrollo de la iniciativa.
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Durante la etapa de construcción, el proyecto demandaría además unos 3.000 trabajadores, una cifra significativa frente a la estructura actual de Profertil, que cuenta con más de 1.000 empleados. La obra generaría así una demanda importante de mano de obra y de servicios asociados a la construcción, la ingeniería y la actividad industrial.
Pero detrás de la ampliación hay un componente estratégico que va mucho más allá de aumentar la producción de una planta. El proyecto está directamente vinculado con la disponibilidad de gas natural, una materia prima fundamental para la elaboración de urea y amoníaco, dos productos centrales dentro de la industria de fertilizantes.
En ese sentido, la expansión de Profertil también profundiza el vínculo entre Vaca Muerta y el complejo agroindustrial argentino. La producción creciente de gas en la formación neuquina permite disponer de una mayor oferta de uno de los principales insumos necesarios para la fabricación de fertilizantes, mientras que una ampliación de la capacidad industrial genera a su vez una nueva demanda doméstica de gas.
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Actualmente, Profertil consume alrededor de 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas. Con la ampliación, esa demanda estará directamente relacionada con el crecimiento de la capacidad productiva de la planta. De esta manera, el proyecto plantea una conexión cada vez más estrecha entre la producción energética, la industria petroquímica y las necesidades del sector agropecuario.
El desarrollo también se produce en paralelo con otra iniciativa de gran escala. Pampa Energía proyecta una planta con capacidad para producir alrededor de 2,1 millones de toneladas anuales de fertilizantes. Si ambos proyectos avanzan de acuerdo con los planes previstos, la capacidad argentina de producción podría acercarse a las 5 millones de toneladas anuales a partir de 2030.
El dato es relevante porque los fertilizantes ocupan un lugar central dentro de la estructura de costos del sector agrícola. Una mayor producción local permitiría cubrir una proporción más importante de la demanda interna y reducir la necesidad de recurrir a productos importados.
A su vez, si la producción nacional supera las necesidades del mercado doméstico, podrían aparecer excedentes con potencial exportador. En ese escenario, la Argentina no solo podría avanzar hacia una mayor sustitución de importaciones, sino también desarrollar una nueva fuente de exportaciones industriales vinculadas con el complejo energético y agropecuario.
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La lógica del proyecto apunta justamente a aprovechar las ventajas que surgen cuando distintas cadenas productivas comienzan a integrarse. El gas de Vaca Muerta puede convertirse en materia prima para una industria que, a su vez, abastece de fertilizantes al campo argentino. El agro, por su parte, es uno de los principales sectores generadores de exportaciones del país.
Si el cronograma se mantiene, hacia fines de 2030 Profertil contará con una capacidad productiva de 2,83 millones de toneladas anuales de fertilizantes nitrogenados. Sumada a los proyectos que prepara el resto de la industria, la ampliación podría modificar de manera significativa el mapa de producción de fertilizantes de la Argentina y reforzar el vínculo entre el gas de Vaca Muerta y una de las actividades económicas más importantes del país: el campo.
La posibilidad de movilizar otros US$ 10.000 millones hacia el sector energético argentino concentró uno de los principales debates del Panel de Líderes de Energyear Argentina 2026, donde representantes del sector público y privado analizaron qué condiciones son necesarias para transformar el potencial de los proyectos en inversiones efectivas.
El encuentro reunió a María Tettamanti, secretaria de Energía de la Nación; Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Alejandro Quiroga López, de Enel Argentina; y Maximiliano Westen, de YPF. La discusión se concentró principalmente en la previsibilidad regulatoria, la infraestructura, el financiamiento y la estabilidad contractual.
Uno de los consensos alcanzados fue que los proyectos energéticos requieren reglas estables durante horizontes considerablemente más extensos que los ciclos políticos. En ese sentido, María Tettamanti sostuvo que la inversión en infraestructura energética necesita marcos regulatorios previsibles que otorguen certeza a desarrolladores, financiadores y operadores durante toda la vida útil de los activos.
A nivel regulatorio, la secretaria de Energía reiteró la orientación oficial hacia un esquema basado en señales de precios asociadas a costos reales, subsidios focalizados y una mayor competencia dentro de los distintos segmentos del mercado energético. La exposición se produjo en el marco del debate sobre los mecanismos necesarios para sostener proyectos de largo plazo.
La expansión de la infraestructura de transporte eléctrico apareció como otra de las cuestiones centrales. El crecimiento de las energías renovables y de los proyectos de almacenamiento requiere ampliar simultáneamente la capacidad de la red para evitar restricciones que limiten nuevas inversiones. Entre las obras señaladas como prioritarias figuran Vivoratá-Abasto, Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca y diversas ampliaciones desde Mendoza hacia el norte del país.
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Desde la visión empresarial, Martín Genesio, Bernardo Andrews y Alejandro Quiroga López coincidieron en que la reducción del riesgo país, la estabilidad normativa y la continuidad de los marcos regulatorios constituyen factores determinantes para la llegada de capital. El planteo no estuvo centrado exclusivamente en disminuir regulaciones, sino en garantizar reglas conocidas y mecanismos que permitan estimar ingresos, costos y exposición financiera antes de comprometer inversiones.
En paralelo, otro de los temas abordados fue el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Los participantes destacaron que los inversores evalúan especialmente la estabilidad de los instrumentos regulatorios durante toda la vida de los proyectos, una condición considerada relevante para activos con períodos de recuperación que pueden superar las dos décadas.
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La cuestión financiera también quedó vinculada directamente con la calidad de los contratos disponibles. Durante el panel se remarcó que los bancos necesitan proyectos capaces de demostrar flujos previsibles y una adecuada distribución de riesgos asociados a construcción, operación, moneda y eventuales cambios regulatorios. En ese contexto, se señaló que muchos contratos del mercado eléctrico presentan plazos significativamente inferiores a la vida útil de los activos que buscan financiar.
Dentro de la agenda más amplia de Energyear también se analizó el avance del almacenamiento energético. Uno de los ejemplos citados fue AlmaSADI, proceso en el que se adjudicaron 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos luego de recibir 235 ofertas por un total de 8.338 MW. La diferencia entre la capacidad ofertada y la adjudicada reflejó el interés existente por el mercado argentino, aunque también la necesidad de convertir ese interés en proyectos efectivamente financiados y operativos.
Como resultado, el debate dejó planteada una conclusión compartida entre funcionarios y empresas: la disponibilidad de recursos energéticos y oportunidades de desarrollo debe complementarse con infraestructura suficiente, menor incertidumbre y condiciones regulatorias y contractuales capaces de sostener inversiones durante todo el ciclo de vida de los proyectos.
Los precios internacionales del petróleo profundizaron este miércoles su corrección y extendieron a seis ruedas consecutivas la secuencia bajista iniciada a mediados de septiembre. Los futuros del Brent retrocedieron 1,1% hasta USD 98,16 por barril, mientras que el WTI cayó 1,67% y cerró en USD 89,01, ambos en mínimos de aproximadamente dos semanas.
La baja se produjo en un contexto de mejora de las perspectivas de abastecimiento global. El mercado incorporó nuevas señales de recuperación de los flujos de crudo desde Medio Oriente luego de que Arabia Saudita reanudara las operaciones de su oleoducto Este-Oeste hacia el Mar Rojo, una infraestructura estratégica para evitar el paso por el estrecho de Ormuz.
A ese factor se sumó un cambio en la percepción de riesgo geopolítico. Aunque el presidente Donald Trump mantuvo una retórica dura hacia Irán, también confirmó contactos realizados por sus enviados Steve Witkoff y Jared Kushner con mediadores iraníes para explorar una salida al conflicto que mantiene alterados los mercados energéticos desde hace varios meses.
Dentro de ese escenario, el Brent perforó nuevamente el umbral de los USD 100 por barril, una referencia seguida de cerca por los operadores internacionales. La corrección actual refleja que el mercado comenzó a valorar una menor presión sobre la oferta física de crudo. Esta constituye una lectura técnica derivada del comportamiento observado en los precios.
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Por otra parte, la reapertura del sistema saudí aporta capacidad logística adicional para movilizar petróleo hacia el puerto de Yanbu. Según los reportes relevados, el conducto permite redirigir alrededor de 4 millones de barriles diarios, un volumen equivalente a aproximadamente el 4% del suministro mundial.
Al mismo tiempo, Irak informó exportaciones superiores a los 3 millones de barriles diarios y comunicó su intención de incrementar los despachos a través de Turquía, sumando nuevas señales de mayor disponibilidad de crudo en la región.
Para la cadena de valor energética argentina, la evolución del Brent mantiene relevancia directa porque funciona como referencia para la evaluación económica de proyectos exportadores y para numerosos planes de inversión vinculados al desarrollo hidrocarburífero. La caída observada durante la última semana redujo parte de la prima de riesgo geopolítico incorporada durante septiembre.
Finalmente, el comportamiento reciente del mercado expone la sensibilidad de los precios ante cambios en las expectativas de suministro. En esta oportunidad, la recuperación de infraestructura crítica y la reapertura de canales diplomáticos tuvieron una incidencia mayor en la formación de precios que la persistencia de la tensión política entre Washington y Teherán.
La Universidad Nacional de Lanús (UNLa) realizará el próximo 25 de septiembre el Congreso Internacional de Transporte, Movilidad y Logística, una jornada abierta a la comunidad que reunirá a representantes de organismos públicos, empresas, especialistas, investigadores y profesionales vinculados al transporte y la cadena de suministro.
Con más de 30 trabajos de investigación previstos, la actividad combinará exposiciones institucionales con presentaciones académicas vinculadas al transporte, la movilidad y la logística. La apertura formal estará a cargo del rector Daniel Bozzani.
Para la audiencia vinculada al desarrollo energético, uno de los aspectos más relevantes será la presencia de temas asociados al Ferrocarril NorPatagónico y Vaca Muerta, dos componentes que adquieren importancia creciente a medida que aumenta la necesidad de infraestructura para movilizar insumos, equipamiento y producción.
Entre los objetivos planteados por la organización aparece el fortalecimiento de los vínculos entre universidad, sector productivo y organismos públicos mediante el intercambio de experiencias y conocimientos aplicados al transporte y la logística.
A nivel temático, el programa estará organizado en bloques dedicados al sistema ferroviario, la gestión pública del transporte, la planificación logística y la operación de cadenas de suministro. También se abordarán cuestiones relacionadas con mantenimiento de infraestructura, automatización y seguridad operacional.
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En el plano académico, se presentarán investigaciones sobre gemelos digitales para detección temprana de fallas, simulación ferroviaria, sistemas de levitación magnética y nuevas tecnologías de tracción orientadas a mejorar la eficiencia operativa.
Otro eje de trabajo estará enfocado en infraestructura y desarrollo territorial. Allí se debatirán alternativas para la recuperación de trazas ferroviarias, nuevas conexiones metropolitanas y estudios sobre la implementación de carreteras ferroviarias en Argentina.
Desde una perspectiva económica, las exposiciones incluirán análisis sobre el impacto de la desinversión en la red vial nacional y estimaciones vinculadas al potencial del transporte ferroviario de cargas, una variable relevante para sectores productivos intensivos en logística.
En materia de sostenibilidad, los trabajos previstos abordarán eficiencia energética, evaluación socioambiental y alternativas para optimizar el consumo de energía en sistemas ferroviarios.
Respecto de la innovación tecnológica, uno de los bloques estará dedicado a investigaciones sobre accesibilidad, microsimulación e inteligencia artificial aplicada a procesos logísticos, herramientas que buscan mejorar la planificación y productividad de las cadenas de transporte.
Más allá del programa académico, el encuentro se proyecta como un espacio de articulación entre universidad, empresas, organismos públicos y comunidad científica. La incorporación de temas vinculados con Vaca Muerta, transporte ferroviario e inteligencia artificial amplía además su interés para proveedores, operadores logísticos y compañías de servicios asociadas al sector energético.
Rolando Figueroa presentó la campaña «1.000 días, 1.000 razones, 1.000 obras” en Neuquén.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, lanzó este martes la campaña «1.000 días, 1.000 razones, 1.000 obras», un balance de gestión para «rendir cuentas» de los primeros mil días de su mandato y trazar una hoja de ruta sobre cómo se proyecta la provincia al 2030. A pocos meses de ingresar en el tiempo de descuento electoral, el mandatario pidió «no naturalizar» lo realizado hasta el momento y aseguró que «no sucede en ningún otro lugar de la Argentina».
La presentación la encabezó durante el mediodía en Casa de Gobierno junto a todo su gabinete, una postal que no se veía desde hace tiempo. Figueroa expuso las principales acciones de su gobierno en términos de orden fiscal e infraestructura, principalmente, y afirmó «se cambió el paradigma de monetización del subsuelo».
Repasó los aportes que las empresas de Vaca Muerta están haciendo en las becas educativas que creó la Provincia, los acuerdos para financiar la pavimentación de rutas en el corredor petrolero y los bonos de acceso e infraestructura que esta gestión empezó a exigir para otorgar nuevas concesiones no convencionales.
«Hay que saber manejar la provincia de manera eficiente, hay que sentirla», sostuvo.
Figueroa puso como principal eje de su gestión la utilización de los recursos de la explotación hidrocarburífera para construir la infraestructura que sostenga el crecimiento y, al mismo tiempo, diversificar la matriz económica.
Y volvió a remarcar que Neuquén recibe el 13% de lo que genera cada barril de petróleo y que con ese porcentaje debe construir la «sustentabilidad social» que demanda la industria, mientras que una parte de esos recursos se distribuye entre el Estado nacional y otras provincias.
Apuntó que a la provincia llegan más de 70 nuevos habitantes por día, lo que dimensionó como alrededor de 30.000 en el año, el equivalente a «otro Chos Malal que se suma».
Relanzamiento sin candidato
«Para que Neuquén empiece a crecer, había que hacer 1.000 obras. Eso hicimos», fue el mensaje que transmitió el gobierno durante el acto y que se acompañó con videos institucionales en el que vecinos de toda la provincia valoraron obras de acceso al gas, asfalto y la construcción de escuelas en reemplazo de aulas tráiler.
«Escúchenme, vamos a tener en marcha 1.075 obras solo financiadas por el gobierno provincial», afirmó Figueroa, quien reclamó no naturalizar las cosas que se están haciendo en la provincia «que pareciera que son fáciles».
Frente a la consulta de EN/CLAVE, defendió que la campaña apuntará a explicar lo que está haciendo la gestión porque «es bueno que la sociedad sepa y rindamos cuentas». Pero negó que esté vinculado al relanzamiento de su gestión de cara al proceso electoral del 2027.
«No se está pensando en una elección, porque incluso todavía no tenemos candidato. Eso es una realidad», planteó.
Sobre su la continuidad de su gabinete para lo que resta de su mandato, actualmente compuesto por 11 ministros, dijo estar «muy contento» y lo describió como «una mezcla de juventud con experiencia».
«Los gabinetes van evolucionando, algunos muchos otros poco», afirmó y defendió que «son elegidos, son buenos», pero que deben también se debe evaluar quiénes están «apasionados» por el trabajo y quiénes hacen «la plancha mirando desde afuera».
En el acto hubo intendentes alineados al gobierno y funcionarios, aunque menor presencia de diputados y ningún representante de la oposición.
«Los desafíos son generacionales, no de un partido político. Nosotros invitamos a los otros partidos, ayúdennos todos. Para mí la la construcción de neuquinidad es con todos. El que se queda fuera es porque quiere quedarse fuera», afirmó Figueroa.
Y criticó que «los que están centrados hoy pensando en la política no juegan en el equipo». «Nosotros estamos jugando otra liga que es pensar en las próximas generaciones y lo otro viene por decantación y viene solo», evaluó.
El juzgado en lo Contencioso Administrativo N°1 de Bahía Blanca ordenó suspender el último aumento de tarifas autorizado por el gobierno bonaerense para La Plata y el interior de la provincia hasta tanto no se hagan las audiencias públicas para discutirlas que indica la ley.
La resolución, una cautelar firmada por el juez Agustín López Cóppola, alcanza a los usuarios abastecidos por las distribuidoras EDELAP (La Plata), EDES (sur de la provincia), EDEA (Costa Atlántica) y EDEN (norte del territorio) pero no menciona a las cooperativas que dan el servicio.
Se trata de incrementos dispuestos por la resolución 585/2026 del ministerio de Infraestructura, firmada por el ministro Gabriel Katodopis y el gobernador Axel Kicillof y que se activó a raíz de una presentación del Defensor del Pueblo de la Provincia, Guido Lorenzino.
El cuadro tarifario que ahora se suspender rigió desde el el 1° de agosto, con aumentos respecto del anterior sobre los componentes provinciales de la tarifa, principalmente el Valor Agregado de Distribución (VAD). Ahora, los usuarios deberán abstenerse de aplicarlo y, además, facturar según el esquema anterior.
El fallo también dispone que si las o los usuarios percibieron montos bajo los nuevos valores, las sumas cobradas deberán ser imputadas como un saldo a favor en la próxima factura.
La medida cautelar, dictada por el Juzgado Contencioso Administrativo N° 1 de Bahía Blanca, alcanza a las empresas distribuidoras EDELAP, EDES, EDEA y EDEN, que deberán abstenerse de aplicar incrementos si antes no existen audiencias públicas para discutir las nuevas tarifas.
El centro del cuestionamiento de Lorenzino es formal: las distribuidoras, argumentó, no realizaron las audiencias públicas para debatir los aumentos que marca la ley, que no son vinculantes pero sí son obligatorias.
Lorenzino dijo en ese sentido que “las empresas distribuidoras no pueden trasladar aumentos a las familias sin cumplir con la obligación legal de informar y debatir previamente con la sociedad”.
Al citar jurisprudencia provincial y nacional sobre el derecho a los usuarios y consumidores a una información adecuada y veraz, el magistrado recortó que “la Corte Suprema de Justicia de la Nación destacó la relevancia constitucional de la participación de los usuarios con carácter previo a la determinación de las tarifas”.
En ese sentido, recordó que la Corte dijo que en esta cuestión “la participación de los usuarios de un servicio público no se satisface con la mera notificación de una tarifa ya establecida” y señaló que “es imperativo constitucional garantizar la participación ciudadana en instancias públicas de discusión y debate susceptibles de ser ponderadas por la autoridad de aplicación al momento de la fijación del precio del servicio”.
Y, remarcó que “la participación de los usuarios con carácter previo a la determinación de la tarifa constituye un factor de previsibilidad, integrativo del derecho constitucional a una información adecuada y veraz y un elemento de legitimidad para el poder administrador, responsable en el caso de garantizar el derecho a la información pública, estrechamente vinculado al sistema republicano de gobierno”.
En este contexto, apuntó el juez, “si bien las adecuaciones tarifarias no resultan equiparables a una nueva Revisión Tarifaria Integral -donde la propia demandada no duda en la necesidad de realizar la audiencia pública- el prolongado período transcurrido desde la última instancia de participación de los usuarios se opone prima facie a las pautas jurisprudencias mencionadas”.
Además, advirtió que ante “el tiempo transcurrido y la jurisprudencia citada”, el informe oficial sobre que “los incrementos tarifarios conferidos hasta la fecha se encuentran por debajo de la polinómica de ajuste aprobada por el Anexo 149 de la Resolución MlySP N° 419/2017 que fue puesta a consideración de los usuarios en forma previa a su aprobación”, no modifica en nada la falta que apuntó la Defensoría.
De esa forma, el gobierno bonaerense había aludido a unas audiencias públicas de finales de 2016 en las ciudades de Olavarría y La Plata. Pero eso tampoco conformó al juez que señaló que desde entonces habían pasado casi diez años .
Mendoza suma nuevas áreas de exploración hidrocarburífera con la adjudicación de Río Atuel a Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR) y Atuel Exploración Sur a Hattrick Energy S.A.S., otorgadas mediante Licitación Pública Nacional e Internacional.
Entre ambas compañías comprometieron inversiones por USD 6,134 millones durante el primer período exploratorio, destinadas principalmente a estudios sísmicos, intervención de pozos y nuevas perforaciones.
Ambas áreas integraron el proceso licitatorio impulsado por la Provincia sobre 17 bloques hidrocarburíferos, y ya contaban con antecedentes de interés empresario. PCR había presentado una iniciativa privada para Río Atuel, posteriormente declarada de interés público, mientras que Hattrick había realizado un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000 que le otorgó derecho de preferencia en la licitación.
Para Río Atuel, PCR asumió un compromiso exploratorio de USD 3,593 millones sobre una superficie aproximada de 846,62 km². El programa incluye el reprocesamiento de información sísmica 2D y 3D, la perforación y terminación de un pozo exploratorio y trabajos de intervención sobre un pozo existente.
En Atuel Exploración Sur, Hattrick comprometió USD 2,541 millones para una superficie aproximada de 316 km². Los trabajos previstos comprenden el reprocesamiento de 300 kilómetros de sísmica 2D y 80 km² de sísmica 3D, además de la perforación y terminación de un pozo exploratorio de 1.500 metros de profundidad.
“Estas dos áreas ya habían despertado interés concreto antes de la licitación. Hattrick había realizado un acuerdo de evaluación técnica en Atuel Exploración Sur y PCR había presentado una iniciativa privada para Río Atuel. El proceso permitió transformar ese interés en programas concretos de exploración e inversión”, señaló la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Los permisos tendrán un primer período exploratorio de tres años. Una vez cumplidas las obligaciones de esa etapa, las empresas podrán solicitar un segundo período de dos años, que contempla como mínimo la perforación de un nuevo pozo exploratorio hasta alcanzar la profundidad del reservorio conocido más cercano.
En conjunto, las áreas adjudicadas abarcan más de 1.160 km² y se incorporan a la estrategia provincial de ampliar la exploración hidrocarburífera, generar nueva información sobre el potencial del subsuelo y atraer inversiones hacia áreas que todavía requieren estudios y perforaciones.
“El convencional mendocino tiene mucho camino por delante. Estas áreas demuestran que todavía hay geología por descubrir y empresas dispuestas a invertir para encontrarla. Volver a explorar es la manera de asegurar producción para las próximas décadas”, señaló el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
La exploración es la etapa que renueva las reservas y sostiene la producción en el largo plazo. Cada pozo exploratorio genera además información geológica que queda disponible para futuras licitaciones y amplía el conocimiento del subsuelo provincial.
Los trabajos permitirán obtener nueva información sobre las características geológicas y el potencial hidrocarburífero de Río Atuel y Atuel Exploración Sur. En caso de producirse un descubrimiento, las compañías deberán informar a la Provincia y cumplir con las instancias previstas antes de poder avanzar hacia una eventual concesión de explotación.
Las adjudicatarias deberán contar además con seguro ambiental y cumplir con las obligaciones de prevención y protección del ambiente. Entre otras exigencias, deberán presentar un Plan de Descarbonización que contemple medidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la huella de carbono asociada a las actividades.
La Provincia mantendrá las facultades de fiscalización y control durante todo el período exploratorio. Las empresas deberán facilitar el acceso de los inspectores a las áreas, aportar la documentación e información requerida y comunicar las contingencias que puedan producirse durante los trabajos. Los decretos prevén además sanciones ante incumplimientos de las obligaciones asumidas.
Con Río Atuel y Atuel Exploración Sur ya son nueve las áreas adjudicadas en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional, un resultado que confirma la eficacia del modelo de licitación continua implementado por la Provincia. El esquema permitió sostener el interés de operadores de distinto perfil a lo largo del tiempo y convertirlo en compromisos concretos de inversión, exploración y perforación.
“Nueve áreas adjudicadas demuestran que el modelo funciona. La licitación continua le da previsibilidad al inversor y le permite a la Provincia mantener abierta la puerta a nuevos proyectos de manera permanente. Ese es el rumbo de nuestra política hidrocarburífera: reglas claras, procesos transparentes y decisiones que se sostienen en el tiempo”, cerró la ministra Latorre.
La extensión de la red de gas natural y fibra óptica en el norte neuquino atraviesa una nueva etapa de ejecución, con buena parte de la infraestructura prevista ya construida y nuevos frentes de trabajo abiertos en el territorio.
Uno de ellos se encuentra entre Los Carrizos y Las Ovejas. La cañería correspondiente a este sector ya fue construida y actualmente atraviesa el proceso de habilitación, requisito previo para avanzar con la conversión de Las Ovejas al suministro de gas natural, tras ser abastecida durante años a través de una planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Además, está en marcha la terminación y puesta en funcionamiento de la estación reguladora de presión (ERP) 4 y la continuidad del trabajo hacia Manzano Amargo y Varvarco, sumada a la ejecución en simultaneo de la infraestructura troncal de fibra óptica prevista en la ampliación.
Estas obras forman parte del Plan Gas anunciado por el gobernador Rolando Figueroa, una estrategia que busca extender progresivamente el gas natural a todos los hogares de la provincia. El programa contempla más de 500 kilómetros de nuevas trazas durante los próximos seis años, además de ampliaciones de redes existentes y una “escalera energética” para brindar soluciones a las comunidades que todavía no cuentan con acceso al gas natural. En este esquema, los trabajos que se ejecutan en el Alto Neuquén constituyen uno de los frentes que ya están permitiendo ampliar la cobertura y avanzar en la conexión de localidades y parajes alejados de las grandes redes.
Un informe de Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) revela que -a agosto de 2026- la primera etapa de la obra registró un avance certificado superior al 97 por ciento. Como resultado de ese proceso, ya cuentan con obras finalizadas Los Miches, Los Guañacos, Cayanta, Nahueve, Los Carrizos, Bella Vista, Lileo, Los Chacayes, Tierras Blancas y la comunidad Antiñir Pilquiñan.
Para dar respuesta a los pobladores de esas 10 comunidades, hubo que construir más de 91 kilómetros de cañería de gas, junto con más de 300 nichos y servicios. Las estaciones reguladoras ERP 1, ERP 2 y ERP 3, junto con la ERP 4 que continúa en ejecución, abastecerán a más de 1000 vecinos de la zona norte.
Del tendido de la red a la incorporación de nuevas localidades
Los trabajos que hoy se desarrollan son parte de un proceso iniciado en abril de 2025 con la construcción de la infraestructura troncal y la llegada de la red a localidades y parajes que históricamente estuvieron fuera del alcance de las grandes redes de distribución.
La primera etapa permitió avanzar sobre distintos sectores del Alto Neuquén y generar las condiciones para la incorporación progresiva de nuevos usuarios. Con ese objetivo, la obra continúa ahora con los frentes activos hacia Manzano Amargo y Varvarco, además de las tareas necesarias para completar la conversión de Las Ovejas.
El proyecto no se limita a la extensión de la red de gas. Desde su concepción integra infraestructura energética y digital para acompañar el desarrollo de las comunidades de la región. En el alcance inicial se instalaron más de 73 kilómetros de bitubo y se tendieron más de 67 kilómetros de fibra óptica. La ampliación contempla, además, otros 54,5 kilómetros de infraestructura troncal destinada a fortalecer la conectividad regional.
De esta manera, el despliegue de infraestructura apunta a generar condiciones de mayor integración territorial, tanto a través del acceso al gas natural como mediante una conectividad que pueda sostener servicios vinculados con la educación, la salud, la seguridad y la gestión pública.
En el marco del Plan Provincial de obra pública Galina, el Gobierno del Chubut a través de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación, llamó a Licitación Pública Nº 06/26 para la ejecución de la obra “Línea de Alta Tensión en 132 kV Garayalde – Camarones”, tramitada por Expediente Nº 2518-SIEyP-26. La apertura de ofertas se realizará el sábado 10 de octubre, a las 13 horas, en el Salón C.E.M.M. de la Municipalidad de Camarones.
La licitación comprende, bajo la modalidad llave en mano, 77 kilómetros de línea de 132 kV entre la Estación Transformadora Garayalde -sobre la Ruta Nacional Nº 3- y la Estación Transformadora de 132/33/13,2 kV en Camarones.
La traza se desarrollará dentro de la zona de camino de la Ruta Nacional Nº 3 y de la Ruta Provincial Nº 30, sobre unas 360 estructuras calculadas para resistir la agresión marina, con conductor de aluminio-acero de 300/50 mm² y un cable de guardia de 24 fibras ópticas que permitirá operar la línea a distancia.
El alcance incluye además la línea de media tensión en 13,2 kV que vinculará la estación con la red de distribución local, la alimentación eléctrica de la estación de bombeo del acueducto que abastece a la localidad —situada a 36 kilómetros— y siete subestaciones aéreas de rebaje que llevarán energía a los pobladores rurales de la Ruta Provincial Nº 30.
Al vincularse con la Estación Transformadora Garayalde, que integra el Sub-Sistema Sur-Este de la Provincia en 132 kV, Camarones se incorporará al Sistema Interconectado Nacional. Hoy la localidad se abastece con generación aislada: una central que quema gasoil las veinticuatro horas, a un costo muy superior al de la energía del sistema y sujeta a la logística del combustible.
El cambio significa un servicio más confiable, un menor costo para la Provincia y, sobre todo, potencia disponible: la condición que faltaba para que el puerto sume operaciones, para que la producción agregue valor en la localidad y para que Camarones pueda proyectar su crecimiento.
Los pliegos pueden consultarse y adquirirse en infraestructura.chubut.gov.ar/licitacion y en la Dirección General de Servicios Públicos, Av. 25 de Mayo Nº 96 de Rawson. Las propuestas se recibirán hasta el viernes 9 de octubre a las 14 horas. El presupuesto oficial es de $ 27.156.656.610,88 a valores de julio de 2026 y el plazo de ejecución, de 720 días corridos.
El Gobierno Provincial de Santa Cruz, a través de la Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, intervino ante un incidente ambiental de magnitud menor registrado el 17 de septiembre en el yacimiento El Escorial 1, operado por Pan American Energy (PAE), en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.
De acuerdo con el informe elaborado por la Subsecretaría de Contralor Ambiental – Zona Norte, el incidente se produjo durante tareas de acondicionamiento del camino principal, cuando una motoniveladora tomó contacto accidentalmente con una válvula soterrada correspondiente a una línea del Manifold 8. Como consecuencia, se produjo un derrame estimado en 0,5 metros cúbicos de fluido hidrocarburado, que afectó una superficie aproximada de 359 metros cuadrados.
Una vez detectado el incidente, la operadora procedió al cierre de la llave de la línea para eliminar la fuente activa del derrame, y realizó tareas de contención con maquinaria, con el objetivo de limitar la dispersión del material sobre el terreno. Actualmente se encuentran en ejecución las tareas de remoción del material afectado y saneamiento del área, a cargo de las empresas contratistas.
Desde la Autoridad de Aplicación provincial, se efectuó la constatación in situ de las condiciones del terreno y de las labores de contención, además del correspondiente registro administrativo del incidente y el seguimiento de las tareas de saneamiento. La intervención continuará hasta verificar la efectiva finalización de los trabajos, previstos durante la mañana del 19 de septiembre, plazo que queda sujeto a las condiciones operativas y al avance efectivo de los trabajos.
La Secretaría de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, mantiene el seguimiento de las operaciones y de las medidas implementadas por la empresa, en el marco de las facultades de control ambiental que corresponden a la Provincia.
El récord de 926.925 barriles diarios alcanzado en agosto marcó un triple hito: Vaca Muerta, Neuquén y Argentina lograron niveles históricos de producción. El salto de más de 26.000 barriles respecto a julio consolidó a la formación shale como motor del crecimiento energético nacional.
Según los registros de la Secretaría de Energía, Neuquén capitalizó el auge y elevó su producción a 685.316 barriles diarios, equivalente al 74% del total nacional. Este desempeño permitió compensar el declino natural de los pozos convencionales y acercó al país a la meta simbólica de 1 millón de barriles diarios antes de fin de año.
El incremento productivo también abre la puerta a mayores exportaciones. Con una demanda interna de refinerías cercana a los 500.000 barriles diarios, Argentina dispone de más de 420.000 barriles diarios exportables, reforzando su perfil como proveedor regional en un contexto de precios internacionales favorables.
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En el plano latinoamericano, el récord posiciona al país como cuarto productor de petróleo, disputando el tercer puesto con Guyana (950.000 barriles diarios). Brasil lidera con casi 4 millones de barriles diarios, seguido por México con 1,85 millones. Venezuela, con 900.000 barriles, quedó relegada al quinto lugar.
La producción de gas natural también tuvo un desempeño destacado, con 153,38 millones de m³ diarios en agosto. Sin embargo, se registró una baja del 2,8% interanual, atribuida a menor demanda industrial y temperaturas más templadas. Neuquén aportó el 75% del total, confirmando la concentración de la actividad en la cuenca.
El fenómeno marca un cambio estructural: mientras los campos convencionales continúan en declino, los desarrollos de Vaca Muertasostienen el crecimiento y preparan el terreno para los grandes proyectos de exportación de GNL y petróleo desde el puerto rionegrino que se inaugurará en enero de 2027.
El Gobierno de Neuquén avanza con tres frentes de obra en simultáneo en la región de Vaca Muerta, con el objetivo de mejorar la conectividad, la seguridad y las condiciones de circulación en corredores clave para la actividad energética y productiva.
En la intersección de las rutas provinciales 7 y 5 se ejecuta una nueva rotonda, parte de la pavimentación del primer tramo de la ruta 7 en el sector Cortaderas. La obra contempla 20 kilómetros iniciales dentro de una traza total de 116 km, que unirá Punta Carranza con la ruta nacional 40 en Auquinco.
La pavimentación permitirá reducir en alrededor de 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la Confluencia y el norte neuquino, fortaleciendo la conexión con el Alto Neuquén y mejorando la circulación en una zona vinculada al desarrollo energético y logístico.
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En paralelo, sobre la ruta provincial 5 hacia Rincón de los Sauces, se construye el nuevo puente sobre el arroyo Carranza. El proyecto incluye una estructura de 120 metros de longitud sobre el actual badén Norte, dos alcantarillas en el badén Sur y muros de ala para completar las obras de ingreso y salida.
Estas intervenciones se complementan con desvíos paralelos que garantizan la transitabilidad durante el proceso constructivo, asegurando la continuidad de un corredor estratégico para la actividad de Vaca Muerta, especialmente ante condiciones climáticas adversas.
La red vial neuquina se encuentra en plena expansión: mediante obras de pavimentación y repavimentación —inauguradas, ejecutadas o proyectadas— se intervienen 2.050 kilómetros de rutas en todo el territorio, con el objetivo de mejorar la accesibilidad, fortalecer la conectividad e integrar las distintas regiones de la provincia.
El gobernador Alfredo Cornejo abrió el Mendoza Energy Summit 2026 y anunció compromisos de inversión por más de US$ 1.000 millones en exploración hidrocarburífera. La provincia busca consolidarse como territorio energético, con nuevas perforaciones en Vaca Muerta y la recuperación de campos convencionales.
Según el balance oficial, el Plan Andes concentra US$ 950 millones en compromisos, mientras que las nueve áreas adjudicadas mediante licitación continua suman otros US$ 80 millones. En conjunto, Mendoza cuenta con más de 1.000 km² bajo exploración y compromisos de perforación.
El mandatario vinculó este proceso con la reorganización de áreas maduras que estaban en manos de YPF y con la incorporación de nuevos operadores. Entre las operaciones destacadas aparece la extensión del clúster de Malargüe a Venoil, con un compromiso de US$ 150 millones hasta 2037 para perforar nuevos pozos y aplicar técnicas de recuperación mejorada.
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Una de las principales apuestas está en el desarrollo no convencional. Mendoza posee territorio sobre la Cuenca Neuquina y promueve inversiones en el sector mendocino de Vaca Muerta. En octubre comenzará una nueva campaña de perforación con pozos de YPF y trabajos en Cañadón Amarillo, con una inversión inicial de US$ 44 millones que podría escalar hasta US$ 350 millones.
La estrategia hidrocarburífera estará acompañada por una reforma legal: el Ejecutivo presentó un proyecto para reemplazar la Ley 7.526 de Hidrocarburos (2006), incorporando desarrollos no convencionales, mayor flexibilidad en regalías e incentivos, y nuevas obligaciones ambientales.
El encuentro también incluyó la firma de adhesiones de PCR y Venoil Energía al Programa de Desarrollo de Proveedores, articulado con el Consejo Federal de Inversiones. El objetivo es que las pymes mendocinas aumenten su participación en la cadena de valor a medida que ingresen nuevas operadoras y avance la actividad en áreas convencionales y no convencionales.
Venoil Energía concretó la toma de control efectiva de las concesiones hidrocarburíferas Valle del Río Grande y Cerro Fortunoso, ubicadas en el departamento de Malargüe, al sur de la provincia de Mendoza. La operación marca el cierre del proceso de cesión impulsado por YPF en el denominado Plan Andes, mediante una transacción y traspaso operativo que demandará una inversión integral de US$ 150 millones a lo largo de diez años.
Los directivos de Venoil Energía destacaron mediante un comunicado el trabajo realizado por YPF a lo largo de la historia productiva de estas áreas. Asimismo, valoraron «la articulación técnica mantenida durante la transición para garantizar la continuidad del flujo productivo y cimentar esquemas de trabajo conjunto destinados al desarrollo energético local».
“Este take over representa un nuevo salto de escala para Venoil Energía. Nuestro propósito es consolidarnos a través del talento, la eficiencia y la confianza en nuestra cadena de valor”, expresó Gustavo Naves, presidente & CEO de Venoil Energía.
Puntualmente, la operación prevé un compromiso de inversión de US$ 91 millones, millones para ambas áreas -US$ 32,15 millones en Cerro Fortunoso y US$ 58,85 millones en Valle del Río Grande-, destinada a la reactivación de pozos inactivos, workovers, conversiones de pozos productores a inyectores, recuperación mejorada con polímeros e instalaciones de superficie.
El plan contempla además la perforación de nuevos pozos, la primera actividad de este tipo en las áreas en más de seis años: un dato que marca el cambio de estrategia respecto del período previo, en el que la operación se sostuvo sin incorporación de pozos nuevos. A ese compromiso se suman actividades contingentes por US$ 59 millones -que incluyen perforaciones adicionales-, lo que lleva el programa integral a US$ 150 millones.
Directivos de Venoil durante la firma del traspaso de las áreas.
El impacto en el portfolio y en el nivel de empleo
El traspaso de estos activos en el sur mendocino genera un fuerte impacto en la estructura laboral de la empresa. Venoil Energía, que hasta la fecha operaba en la cuenca Cuyana y en Santa Cruz con una nómina de 340 colaboradores, superará los 800 trabajadores tras la integración formal de las operaciones de Malargüe.
En términos de proyección productiva, la empresa estructuró un plan integral de inversiones de US$ 229 millones a desplegar en sus distintos activos en la Argentina. Del desembolso total presupuestado, US$ 206 millones estarán destinados a sus bloques hidrocarburíferos en Mendoza, mientras que los US$ 23 millones restantes se volcarán a sus activos en Santa Cruz.
Con la ampliación del portfolio y el incremento de su capacidad operativa en campos maduros, la compañía busca afianzar una estrategia de crecimiento sostenido. La apuesta apunta a revitalizar áreas tradicionales mediante la eficiencia técnica, la inyección de capital directivo y la generación de valor en las cuencas productivas del país.
La minería argentina atraviesa una etapa de expansión, con proyectos de minerales críticos y un marco regulatorio actualizado que impulsa nuevas inversiones. En ese contexto, el Grupo Volvo presentó en Argentina Mining Norte 2026 su propuesta para acompañar la demanda creciente de maquinaria y servicios especializados.
La compañía sueca participó con un stand de 240 m² en la XIX Convención Internacional sobre Oportunidades de Negocios en Exploración, Geología y Minería, realizada en Salta. Allí, Volvo Trucks exhibió un FMX MAX 8×4 R, mientras que Escandinavia del Plata, representante de Volvo Construction Equipment (VCE), mostró la excavadora EC400FL y asesoró sobre camiones articulados, cargadoras frontales y trituradoras móviles Sandvik.
“La presencia conjunta en el evento nos permitió mostrar de forma integrada las alternativas que el grupo ofrece para las operaciones mineras, y fortalecer el vínculo con clientes y profesionales de una actividad estratégica para el país”, explicó Marcos Fariña, coordinador Comercial en Volvo Trucks y Buses Argentina.
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La excavadora EC400FL, de aproximadamente 40 toneladas, fue el centro de la propuesta. Con una capacidad de cuchara de 2,65 m³ y potencia bruta de 339 hp, incorpora sistemas de guiado, control de profundidad y soluciones 3D mediante Dig Assist y Volvo Co-Pilot. “Es un equipo pensado para trabajos exigentes, que combina capacidad de excavación, estabilidad y eficiencia operacional”, señaló Matías García, director comercial de Escandinavia del Plata y VCE.
Más allá de las características técnicas, Volvo destacó la importancia de la gestión de flotas y el mantenimiento predictivo para optimizar el costo total de operación. “Uno de los principales desafíos es lograr mayor productividad de los activos y reducir tiempos improductivos”, agregó Fariña.
La minería se consolida como uno de los motores de crecimiento del negocio de Volvo en Argentina. Este año concretó operaciones de equipos de gran porte como L350H, L260K, EC750DL, EC950E, A60, A50 y A45, destinados a aplicaciones mineras exigentes. De cara a los próximos años, la compañía prevé que proyectos de cobre, litio y oro generen una expansión significativa de la demanda de equipos y servicios.
Los líquidos del gas obtenidos en Vaca Muerta se perfilan como una nueva fuente de divisas para la Argentina, con un potencial exportador superior a US$ 2.000 millones anuales. La estimación fue presentada por Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, en un encuentro con YPF, TGS, compradores regionales y funcionarios nacionales.
Actualmente, el país exporta 1,6 millones de toneladas de GLP por año, lo que en 2025 generó unos US$ 700 millones. De concretarse los proyectos previstos, la producción podría alcanzar 4,8 millones de toneladas en 2030 y dejar un excedente exportable de entre 3 y 3,4 millones de toneladas.
Uno de los desarrollos más relevantes corresponde a Compañía Mega (YPF, Petrobras y Dow), que ingresó al RIGI con una primera etapa de US$ 365 millones dentro de un programa que podría llegar a US$ 650 millones. La ampliación permitirá elevar la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias.
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La iniciativa de mayor escala es la de Transportadora de Gas del Sur (TGS), con una inversión superior a US$ 3.000 millones y un plazo de ejecución de 45 meses. El complejo conectará la producción de Tratayén (Neuquén) con General Cerri y Bahía Blanca, con capacidad para procesar hasta 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Según su CEO, Oscar Sardi, cerca del 85% corresponderá a propano y butano, lo que permitiría exportaciones por unos US$ 1.200 millones anuales.
El mapa de proyectos podría ampliarse con una tercera iniciativa en Río Negro, asociada al desarrollo del GNL, que permitiría recuperar propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías.
La demanda internacional aparece como un factor decisivo. Brasil ya importa el 49% de su GLP desde Argentina, mientras que Chile e India incrementan sus compras. Según Julio Faldin (Argus), el 60% de la demanda global está concentrada en Asia-Pacífico, región que definió como “el imán del mundo”. Proyecciones de YPF estiman que el país podría ubicarse en el séptimo puesto mundial hacia 2031.
La Ruta 151 tiene 150 kilómetros que atraviesan Río Negro y es la principal vía para el transporte de arena para Vaca Muerta proveniente de Entre Ríos.
Tras obtener el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151 por parte de Vialidad Nacional, Río Negro se dispone a comenzar rápidamente con las obras en los puntos clave para la circulación y la entrada a Vaca Muerta. En una conversación que mantuvo en El Fondo del Pozo, el gobernador Alberto Weretilneck anunció que, tras un acuerdo hecho con Oldelval y un endeudamiento por US$ 60 millones, en noviembre comenzarán a reparar los puntos más críticos y detalló cómo piensa financiar el resto de los tramos que pasan por la provincia.
“El manejo de las rutas no fue una decisión fácil, pero la verdad es que del 50% del Impuesto a los Combustibles que pagamos todos, se va a Buenos Aires y no vemos nada”, recriminó el mandatario en relación al convenio que logró con la gestión de Javier Milei y que le permitió obtener el traspaso de las trazas por 20 años. Afirmó que ante la falta de expectativas de que el Gobierno nacional retome o gestione nuevos trabajos sobre las rutas que atraviesan la provincia, impulsaron la cesión de la jurisdicción.
“No solo que no las construyeron, sino que además las abandonaron y las rutas están hoy en estado crítico. No podemos someter a la provincia y a los rionegrinos al abandono, a fallecer en las rutas y a tener el nivel de accidentología que tenemos. Por eso lo que hicimos fue hacernos cargo”, afirmó durante la entrevista.
En materia de financiamiento, a diferencia de la estrategia de Neuquén de solicitar regalías anticipadas a las operadoras, detalló que Río Negro estructurará un esquema financiero por etapas. “La primera parte va a ser a costo de la provincia, la segunda parte va a tener que pagarla la industria y quienes usen las rutas”, precisó Weretilneck. La urgencia inicial se cubrirá con recursos provinciales: los primeros 10.000 millones de pesos aportados a partir del bono que otorgará Oldelval por el proyecto Duplicar Norte, sumados a un crédito de 60 millones de dólares gestionado ante Fonplata.
Weretilneck confirmó que -tras la aprobación del convenio por parte de la Legislatura rionegrina- la provincia comenzará rápidamente con las tareas de bacheo sobre la Ruta 151 a la altura de Catriel, el punto que presenta mayor deterioro y que resulta vital para el tránsito de arena hacia Vaca Muerta.
La segunda fase está prevista para comenzar entre enero y marzo, y estará orientada a finalizar obras abandonadas por Nación, como la rotonda de Chichinales, el puente ferroviario y el Puente 83 en Cipolletti. En tanto, proyectan hacia 2027/28 un sistema vial integrado entre Cervantes y el río Neuquén para responder a la nueva dinámica del tránsito pesado que requiere la industria petrolera.
Weretilneck confirmó que para este esquema prevén concesionar las rutas y establecer el cobro de peajes: “El sistema vial integrado va a tener que ser concesionado para que las propias empresas puedan llevar adelante las obras, la gestión y el cobro de peaje. Creo que no hay otra alternativa”, planteó.
Nuevos bonos para infraestructura
El mandatario se refirió también a los acuerdos firmados con la industria para obtener fondos destinados a fortalecer la economía local y desarrollar infraestructura. En este sentido, abordó el “bono VMOS” -equivalente a unos US$ 1.000 millones que serán otorgados a 13 años- y que en un principio había generado roces con el consorcio que exportará crudo desde Punta Colorada. Ante esto, afirmó que ya trabajan para implementar un esquema similar con el proyecto Argentina LNG, la propuesta de Southern Energy (SESA) y el plan de Transportadora de Gas del Sur (TGS) para exportar Líquidos de Gas Natural (LGNs) y que atravesará territorio rionegrino.
“Queremos que con Vaca Muerta Argentina sea un país exportador mundial de gas y petróleo, y Río Negro está dispuesta a cumplir el rol de ser el lugar donde se alberga el hub exportador más importante de América Latina. Para eso tienen que entender nuestras condiciones. Nosotros dejamos en claro que no buscábamos beneficios de la industria para el Estado, sino de la industria para la comunidad en su conjunto. Este concepto es el que prima”, afirmó.
Señaló que la provincia garantizó el consenso social para que todos estos proyectos puedan concretarse y expresó que “hay algo muy importante que es el andamiaje general que Río Negro plantea. Nos propusimos ser una provincia previsible de aquí a toda la vida útil de estos proyectos, porque la industria necesita confianza y estabilidad fundamentalmente, pero todos estos proyectos generan impacto y la idea de estos bonos es mitigar ese impacto, porque si no no tendríamos elementos para hacerlo”, sostuvo.
Empleo, capacitación y proveedores: una carrera a contrarreloj
YPF impulsa el desarrollo de proveedores en la localidad de Sierra Grande.
Weretilneck afirmó, por otro lado, que estos grandes proyectos despiertan expectativas en la comunidad y señaló que hoy hay una carrera a contrarreloj para poder dotar a la provincia de empleo capacitado y una red de proveedores que aún no está desarrollada.
“Somos muy estrictos con el cumplimiento de nuestras leyes como el 80% de empleo rionegrino. Esto tiene dos objetivos: primero, que nuestros vecinos se sientan protagonistas de lo que está pasando y segundo, no generar expectativas de que vengan de otras provincias a radicarse y después no tengan trabajo. Pero además, buscamos que la mayor cantidad de proveedores de estos megaproyectos sean de nuestras empresas”, sostuvo.
En este sentido, explicó que Río Negro es una provincia agrícola, ganadera, pesquera, minera en desarrollo y turística, y sostuvo que “nuestros empresarios, nuestros pequeños y medianos industriales y nuestra matriz del sector privado está pensada para otra cosa: para la pera, la manzana, la cereza, el maíz, la alfalfa, la ganadería, la pesca y el turismo. Prepararlos para un nivel de exigencia como el que tiene la industria del gas y el petróleo es difícil. A veces cuesta porque este tipo de proyectos traen sus proveedores de otros lugares”.
Weretilneck sostuvo que lograr esto requiere un nivel alto de exigencia para que las pymes puedan alcanzar los estándares que solicita la industria hidrocarburífera y generar un entramado industrial y una asociatividad entre empresas: “Esto forma parte del trabajo acelerado que venimos haciendo en el último año y medio: capacitar al personal, hacer cumplir la ley del 80/20, formar las cámaras empresariales, asociar a nuestras cámaras con las grandes empresas que vienen y ahí vamos”, concluyó.
Parque eólico en Bahía Blanca, sur de la provincia de Buenos Aires, con un 21 de septiembre de alerta naranja y fuertes vientos.
El día de la primavera 2026 llegó con alerta naranja e intensos vientos en una amplia zona del país, con eje en el centro bonaerense y la costa atlántica, y una producción de energías renovables que se mantuvo destacada durante buena parte de la mañana y la tarde: la demanda de energía eléctrica de Argentina fue cubierta en cerca de un 40% por fuentes renovables, un valor destacado para un día hábil (el récord, del 19 de octubre de 2025, había sido de 44%, pero domingo, día de menor demanda).
Así lo reportó Cammesa en su seguimiento en línea de la generación renovable. Pasadas las 14:00, la generación eólica y fotovoltaica rondaba los 6.500 MW -alrededor de 4.200 MW eólicos y 2.300 MW solares-, sobre una demanda total de casi 17.000 MW. Sumando bioenergía e hidráulica de baja potencia, el total renovable llegó a cubrir el 40% de esa demanda, según la métrica de Ley 26.190. Hacia las 18:00, la cobertura de la demanda con renovables bajó al 30%.
Alertas naranjas y energía eólica
El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) emitió alertas naranjas por vientos en el día de la primavera en provincias del norte, centro del país. En provincia de Buenos Aires, en cuyos centro y sur se encuentra buena parte de la capacidad eólica instalada del país, fue por vientos de entre 50 y 70 km/h con ráfagas de hasta 90.
El nivel naranja, según la propia definición del organismo, implica “fenómenos meteorológicos peligrosos para la sociedad, la vida, los bienes y el medio ambiente” y recomienda extremar precauciones: asegurar objetos que puedan desplazarse, evitar actividades al aire libre y estar atento a la caída de ramas o estructuras sueltas. Es el segundo nivel más alto del sistema de alertas tempranas del SMN, por debajo solo del rojo, reservado para fenómenos excepcionales con riesgo de emergencia o desastre.
Como informó EconoJournal, un mapeo de aerogeneradores de Argentina de la empresa Alpes Energy señalaba a abril 2026 la operación de 1.249 aerogeneradores en total en nueve provincias, distribuidos en 72 parques eólicos y 4.558 MW de potencia habilitada. Dentro de ese total, Buenos Aires va a la cabeza: tiene 513 aerogeneradores, mientras que las provincias patagónicas con producción eólica, Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz suman, entre todas, 558 equipos.
La capacidad de los equipos crece por el número de aerogeneradores y porque los nuevos equipos son más potentes. Tienen rotores de mayor diámetro y torres capaces de aprovechar mejor el viento.
En Buenos Aires hay parques eólicos en Bahía Blanca, Tornquist, Villarino, Tandil y Olavarría, entre otros partidos que hoy estuvieron bajo alerta naranja por vientos y aportaron energía al sistema eléctrico. Una matriz eólica que, en un 21 de septiembre particularmente ventoso, se hizo notar.
El precio del crudo Brent cayó por debajo de los US$98 el 22 de septiembre de 2026, en medio de las pruebas de Arabia Saudita para reactivar el oleoducto Este-Oeste, una infraestructura con capacidad de hasta 7 millones de barriles diarios. La expectativa de que el flujo vuelva a operar redujo la presión sobre los mercados, que venían tensionados por la guerra en Medio Oriente.
La reactivación del oleoducto, cerrado tras ataques con drones a principios de mes, se complementa con la reapertura del puerto de Yanbu en el Mar Rojo, desde donde se prevé retomar exportaciones hacia Asia. Este movimiento busca ofrecer una alternativa al estrecho de Ormuz, afectado por el bloqueo estadounidense y los ataques iraníes.
Las señales diplomáticas también influyeron en la caída de precios. Según la agencia japonesa Kyodo, un funcionario iraní anónimo afirmó que Teherán propuso reabrir Ormuz en siete días si se levantaba el bloqueo de EE.UU. La Guardia Revolucionaria iraní sostuvo que está dispuesta a negociar si ello redunda en el interés nacional.
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En paralelo, el presidente Donald Trump tiene previsto dirigirse a la Asamblea General de la ONU en Nueva York, con posibilidad de reunirse con su homólogo iraní Masoud Pezeshkian. La comunidad internacional sigue de cerca estas conversaciones, que podrían definir el futuro de los flujos energéticos en la región.
El mercado petrolero acumula una revalorización superior al 60% en 2026, impulsada por la guerra en Medio Oriente y los ataques ucranianos contra refinerías rusas. La caída por debajo de los US$98 refleja un alivio parcial, aunque los analistas advierten que un fracaso diplomático podría devolver el Brent a niveles de US$105–110.
El escenario confirma que la infraestructura saudí y las negociaciones sobre Ormuz son factores decisivos para la estabilidad del mercado energético global, donde cada movimiento logístico o diplomático impacta directamente en precios y expectativas.
El conflicto bélico entre Estados Unidos, Israel e Irán está reconfigurando el mercado mundial de gas natural licuado (GNL). Importadores y productores aceleran la diversificación de proveedores y rutas de abastecimiento para reducir la dependencia de Medio Oriente, región que quedó en el centro de la crisis tras el impacto sobre las exportaciones del Golfo. El tema dominó la conferencia Gastech 2026.
Ejecutivos del sector remarcaron que tanto gobiernos como compañías energéticas buscan contratos con nuevos proveedores y acuerdos de suministro en distintas regiones. “Muchos gobiernos están pensando no solo en la diversificación de los proveedores, sino también en la diversificación de las rutas de suministro”, explicó Sue-Ern Tan, directora del centro de cooperación regional de la Agencia Internacional de Energía (AIE) en Singapur.
La reconfiguración ya se refleja en Asia. La estatal tailandesa PTT comenzó a explorar suministros desde Omán, América del Norte y África Occidental, y firmó un contrato de largo plazo con Equinor. Bangladesh, por su parte, evalúa incorporar cargamentos desde Indonesia, Australia y China, tras haber dependido casi exclusivamente del GNL qatarí. Empresas como PetroChina y GAIL debieron recurrir al mercado spot para reemplazar cargamentos afectados, aunque con precios más altos.
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El impacto inicial fue menor de lo esperado. Según Shell, la pérdida de 36 millones de toneladas métricas de suministro procedente de Medio Oriente se redujo a un déficit neto de apenas 5 millones de toneladas, equivalente al 1–1,5% del suministro mundial, gracias a nuevas capacidades que entraron en operación este año. La incorporación anual de entre 70 y 80 metaneros aporta mayor flexibilidad logística para redireccionar cargamentos.
Uno de los efectos del nuevo escenario es el renovado interés por productores emergentes. Argentina, junto con Timor Oriental y Tanzania, aparece con mayor protagonismo en el radar internacional. El desarrollo de Vaca Muerta y los proyectos para exportar GNL desde la costa atlántica mejoran las perspectivas del país en un mercado que busca diversificar riesgos geopolíticos y asegurar contratos de largo plazo.
Las petroleras también ajustan su estrategia. “Las empresas del sector upstream ahora se centran en la resiliencia de la cartera, la diversificación de las fuentes de suministro y la seguridad de toda la cadena”, sostuvo Takayuki Ueda, director ejecutivo de la japonesa Inpex, que mantiene como prioridad el desarrollo del yacimiento Abadi en Indonesia (9,5 millones de toneladas, con decisión final de inversión prevista para 2027) y evalúa expandirse en América.
El secretario general del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz, Rafael Güenchenen, respaldó las gestiones del senador nacional José María Carambia para que YPF retome operaciones en la Zona Norte de la provincia. “Queremos ver inversiones, equipos en marcha y más santacruceños trabajando”, afirmó el dirigente gremial.
Durante el encuentro, ambos dirigentes analizaron la situación de la industria y las dificultades que atraviesa la cuenca. Carambia anticipó que llevará el planteo ante las autoridades de la compañía, mientras que Güenchenen confirmó que el Sindicato acompañará las gestiones. El potencial no convencional de Santa Cruz, con D-129, Neocomiano y Palermo Aike como principales activos, es el argumento central para convocar nuevamente a la mayor operadora del país.
El secretario gremial advirtió que las últimas decisiones del Gobierno provincial están frenando operaciones que el Sindicato trabajó durante meses para recuperar. “Cada equipo que no puede subir deja trabajadores sin actividad y demora una recuperación que apenas empieza”, señaló.
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Por su parte, Carambia reconoció el esfuerzo de los trabajadores y cuestionó al Gobierno de Claudio Vidal: “Su gestión dejó que se fueran empresas y se perdieran puestos de trabajo, y ahora toma decisiones que frenan equipos cuando empezábamos a recuperarlos. Un movimiento de suelo no reemplaza una política hidrocarburífera”.
El respaldo sindical y político busca que YPF retorne a la Zona Norte y participe de una nueva etapa de inversiones. “Tenemos que sentarnos con YPF y mostrarle qué puede desarrollar en la Zona Norte. Santa Cruz tiene recursos y trabajadores preparados. Si queremos más producción y empleo dentro de veinte años, hay que empezar a abrir esas conversaciones ahora”, sostuvo el senador.
La apuesta conjunta apunta a destrabar operaciones, recuperar equipos y abrir el camino para que el no convencional se convierta en motor de producción y empleo en Santa Cruz, con YPF como protagonista.
Con una inversión de 150 millones de dólares, Venoil Energía concretó la toma efectiva del 100 por ciento de las concesiones de las áreas Valle del Río Grande y Cerro Fortunoso, completándose así la cesión en el marco del Plan Andes, encarado por YPF respecto de las áreas convencionales.
Venoil Energía destacó el trabajo realizado por YPF a lo largo de la historia productiva de estas áreas y la articulación desarrollada durante el proceso de transición como base para dar continuidad operativa y proyectar una nueva etapa de desarrollo. La compañía remarcó además la importancia de seguir construyendo vínculos de colaboración que contribuyan al desarrollo energético del país.
El Presidente & CEO de Venoil Energía, Gustavo Naves, expresó que “este take over representa un nuevo salto de escala para la compañía. Nuestro propósito es consolidarnos a través del talento, la eficiencia y la confianza en nuestra cadena de valor”.
Con operaciones en Mendoza y Santa Cruz, Venoil Energía cuenta actualmente con 340 colaboradores. A partir de la incorporación de las operaciones de Malargüe, la compañía alcanzará una dotación mayor a 800 colaboradores, acompañando una nueva etapa de crecimiento y expansión operativa.
En paralelo, Venoil Energía proyecta un plan de inversiones de 229 millones de dólares para sus operaciones en Argentina, de los cuales 206 millones de dólares corresponden a Mendoza y 23 millones de dólares a Santa Cruz.
Con estas inversiones y la ampliación de su escala operativa, Venoil Energía consolida una estrategia de crecimiento sostenido, generación de valor y compromiso con el desarrollo energético de Argentina, destacó la compañía.
Rolando Figueroa cerró otro semestre con superávit en Neuquén. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén mantuvo el superávit de sus cuentas en el segundo semestre del año, empujado por el crecimiento de las regalías de Vaca Muerta y una contención del gasto por debajo de los ingresos corrientes. La fórmula de equilibrio fiscal con obras que Rolando Figueroa implementó desde su llegada al poder en 2023 será parte de la estrategia discursiva para la campaña del año que viene en la diferenciación con la gestión de La Libertad Avanza.
La Provincia cerró la primera mitad del año con una ejecución de recursos por ahora mejor de la que había presupuestado. Esto se dio, principalmente, por efecto de la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente y su correspondiente impacto en las regalías y la recaudación de Ingresos Brutos.
Según los datos que difundió el ministerio de Economía de Neuquén, los ingresos corrientes del primer semestre superaron los 4 billones de pesos, de los cuales 1,7 billones correspondieron a regalías. Las de petróleo explicaron más del 76%, las de gas un 18% y las hidroeléctricas completaron el resto.
La segunda fuente de ingresos fue la recaudación provincial, que alcanzó los 1,1 billones a partir del cobro de Ingresos Brutos, Sellos e Impuesto Inmobiliario.
El gobierno destacó que más del 84% de los ingresos corrientes de Neuquén son de origen provincial y que la mayor incidencia de los recursos propios está vinculada al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
La coparticipación nacional y los envíos por leyes especiales, en cambio, fueron apenas de 0,6 billones. El escaso reparto que recibe la provincia del gobierno central es uno de los reclamos que viene haciendo Figueroa, en particular ahora que Neuquén aporta un 5% del Producto Bruto Interno (PBI) del país.
Los gastos, por debajo
En el apartado de los gastos, los corrientes totalizaron 3,4 billones de pesos a junio de este año, con un peso preponderante del gasto salarial, que se llevó 2,4 billones (más del 70%). Neuquén tiene un acuerdo con los gremios estatales por los cuales los sueldos de los 70.000 trabajadores provinciales se actualizaron trimestralmente por inflación.
Otra partida en importancia fue la de transferencias, donde los municipios se llevaron 0,5 billones por el reparto de la coparticipación provincial y otros aportes discrecionales del Poder Ejecutivo.
La secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, explicó que el aumento del precio del barril fue lo que permitió compensar parte del impacto de la inflación que viene siendo superior a la prevista en el presupuesto. «Todas las consultoras están estimando que la inflación anual va a estar arriba del 30%», afirmó en declaraciones oficiales.
Pero detalló que, durante los primeros siete meses del año, los ingresos corrientes de la provincia crecieron 18% en términos reales, mientras que los gastos corrientes aumentaron un 7,8%.
Esta diferencia fue la que le permitió a la gestión obtener un resultado económico de 0,5 billones de pesos (583.588 millones) en el primer semestre y mantener el equilibro que es una de las vías que elige Figueroa para diferenciarse de las administraciones anteriores.
El ritmo de la obra pública
En la primera mitad del año, el gobierno también pudo sostener el ritmo de inversión en obra pública, aunque todavía lejos de lo que presupuestó para todo el 2026.
Según los datos publicados por Economía, la Inversión Real Directa alcanzó los 396.079 millones de pesos, cuando la previsión a alcanzar a fin de año es de 1,1 billones.
Es posible que en el monto influya la veda climática que paraliza buena parte de los trabajos en las zonas de la cordillera durante el invierno. Además de las que se retomarán con el comienzo de la primavera, habrá otras que se activarán con licitaciones nuevas como las del corredor petrolero de Vaca Muerta que se acordaron con las empresas operadoras.
El resultado financiero del período alcanzó los 137.377 millones y el planteo de la gestión de Figueroa fue que se busca «sostener el crecimiento sin resignar el orden fiscal». Es la fórmula de superávit, pero con obras, con la que viene distinguiendo su gobierno del que encabeza Javier Milei.
Los funcionarios de Economía ahora están elaborando el proyecto de Presupuesto 2027 que se presentará el 31 de octubre con las variables que presentó el presidente en el Congreso: una inflación anual del 18%, dólar a fin de año de 1.847 pesos y un crecimiento del PBI del 4%.
A eso le añadirá la estimación de producción de gas y petróleo para el año y una previsión respecto de los precios, lo que permitirá estimar las regalías a recibir el año que viene.
El bloqueo del Estrecho de Ormuz ya se llevó 36 millones de toneladas de GNL de procedencia medioriental y empujó a los importadores asiáticos a reescribir sus contratos. Qatar, el mayor exportador mundial, admitió que la crisis retrasa la ampliación de North Field.
El mercado global de gas natural licuado atraviesa un reacomodamiento que dejó de ser coyuntural. Con el Estrecho de Ormuz prácticamente cerrado desde el inicio del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, los grandes compradores dejaron de apoyarse en un único proveedor y salieron a asegurarse volúmenes por fuera del Golfo.
Shell le puso número a la disrupción. La pérdida neta de oferta en lo que va del año ronda los 5 millones de toneladas, cerca del 1% al 1,5% del total mundial. Detrás de esa cifra hay un boquete más grande: unos 36 millones de toneladas de suministro medioriental que desaparecieron del mercado, compensadas apenas en parte por capacidad nueva que entró en otras regiones.
Qatar quedó en el centro de la escena. Su CEO, Saad al-Kaabi, que además conduce la cartera energética del emirato, reconoció en el Qatar Economic Forum de Nueva York que el equipamiento necesario para ampliar la producción no logra llegar al país por el bloqueo marítimo. El primer tren de North Field East arrancaría en el primer semestre de 2027, aunque los siguientes quedaron atados a que se despeje Ormuz. North Field South se corrió a 2028. ¿La razón de fondo? Los ataques sobre Ras Laffan borraron el 17% de la capacidad qatarí de licuefacción, con dos trenes que van a necesitar tres años de reparación.
La foto del tráfico marítimo muestra la magnitud del cuello de botella. Según la firma de datos Kpler, un fin de semana reciente cruzaron apenas 12 buques de carga por el estrecho, contra 35 el fin de semana previo. Antes de la guerra pasaban alrededor de 125 grandes buques comerciales por día. Por ese corredor circulaba un quinto del petróleo y del GNL del planeta.
Frente a ese cuadro, la diversificación dejó de ser un discurso. La tailandesa PTT firmó un acuerdo de largo plazo con la noruega Equinor y sondea Omán, Norteamérica y África Occidental. Bangladesh, que dependía de Qatar para el grueso de sus compras, ahora mira hacia Indonesia, Australia y China. Desde Japón, el CEO de Inpex, Takayuki Ueda, insistió con la resiliencia de la cartera y avanza con el campo Abadi en Indonesia, de 9,5 millones de toneladas, con decisión final de inversión prevista para mediados de 2027.
Al tablero se sumaron jugadores nuevos. Timor Oriental proyecta dos plantas greenfield, mientras que referentes del sector señalaron a África Oriental, con el proyecto Rovuma de ExxonMobil y TotalEnergies, a Arabia Saudita y a las Américas como fuentes emergentes de abastecimiento.
La discusión energética argentina dejó de estar centrada en la disponibilidad de recursos y tecnología. Durante las dos jornadas de Energyear Argentina 2026, celebradas el 16 y 17 de septiembre en el Faena Art Center de Buenos Aires, los más de 50 disertantes identificaron tres restricciones medibles para la próxima etapa de crecimiento: capacidad de transporte eléctrico, contratos financiables y reglas capaces de reducir el riesgo durante toda la vida de los proyectos.
AlmaSADI entra en la fase más exigente: ejecutar
El almacenamiento fue el eje técnico del primer día. AlmaSADI adjudicó 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos después de recibir 235 ofertas por 8.338 MW. El volumen ofertado confirmó el interés privado, pero también mostró que la licitación fue apenas el comienzo: los adjudicatarios deben cerrar financiación, contratar equipos, resolver importaciones y logística, completar ingeniería e interconexión y cumplir plazos de entrada en operación.
Cinco grupos concentran los proyectos adjudicados (Genneia, DQD Energy, 360 Energy, Aluar e Intermepro). En el encuentro se analizaron calendarios que sitúan las primeras operaciones en 2027. Solar DQD expuso un objetivo de aproximadamente nueve meses entre adjudicación y puesta en servicio para sus primeros sistemas; ese cronograma obliga a coordinar en paralelo financiación, permisos, transporte e instalación de equipos de gran peso y volumen.
El precio adjudicado se ubicó entre U$S 7.632 y U$S 9.705 por MW-mes, con un promedio de U$S 8.427 por MW-mes. La discusión no se limitó al coste de las baterías. Incluyó el sistema de conversión de potencia, protección contra incendios, software de control, degradación, garantías, servicios de red y capacidad de operación bajo condiciones locales. También se señaló el impacto de la clasificación aduanera: el tratamiento vigente aplica una tasa estadística del 3 %, mientras el sector reclama que los equipos sean reconocidos como bienes de capital.
“No estamos hablando solamente de baterías. Hablamos de un sistema completo que debe integrarse a la red y operar con seguridad durante toda su vida útil.” sostuvo Icíar Vargas, de Everyray LATAM.
Para Energyear, el dato principal de AlmaSADI no es únicamente la potencia contratada, sino la transición desde una subasta competitiva hacia una prueba de ejecución. El desempeño de estos 20 proyectos determinará la confianza en futuras convocatorias de almacenamiento y la capacidad de utilizar BESS como complemento de las obras de red, no como sustituto permanente de la expansión estructural.
La transmisión pasa a ser el límite físico del crecimiento
La segunda jornada trasladó el debate desde la generación hacia la infraestructura. Los panelistas describieron una red diseñada para flujos unidireccionales que ahora debe integrar generación distribuida, almacenamiento, nuevos parques renovables y una demanda más electrificada. En ese marco, AMBA I fue presentada como la primera prueba relevante del esquema de expansión: una obra con capacidad cercana a 2.000 MW y un plazo estimado de cinco años, frente a los aproximadamente nueve meses en los que puede desplegarse un sistema BESS.
La diferencia de plazos explica por qué el almacenamiento puede aliviar restricciones inmediatas, pero no reemplaza corredores de alta tensión, estaciones transformadoras y nodos robustos. En el panel se identificaron como puntos críticos Rodríguez, Ezeiza, Abasto y Plomer; además, se planteó la necesidad de pensar corredores de muy alta capacidad y horizontes de planificación de hasta 50 años.
Neuquén aportó una escala concreta al problema. Agustina Barahona, directora ejecutiva del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), indicó que la provincia recibió más de 26.000 nuevos residentes en el último año y que aproximadamente 5.000 estaban en edad escolar.
Ese crecimiento demográfico se suma a la expansión productiva y a un territorio extenso, de baja densidad y sometido a condiciones climáticas exigentes. EPEN atiende, además, a unos 2.100 usuarios aislados mediante kits solares. “Tener el recurso no alcanza. Necesitamos las redes para recibir la energía, transportarla y distribuirla.” expresó Barahona.
La provincia produjo 7.700 GWh de energía hidroeléctrica en 2025 (el 25 % del total hidroeléctrico nacional, de acuerdo con las cifras presentadas) frente a un consumo provincial de alrededor de 2.200 GWh. La brecha ilustra una paradoja recurrente: disponer de recurso energético no garantiza capacidad de evacuación ni calidad de suministro local. En paralelo, EPEN proyecta inversiones superiores a U$S 500 millones durante los próximos 10 a 15 años, con nuevas conexiones al SADI, líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y recuperación de equipos.
La energía eólica espera red antes que recurso
Argentina opera 72 parques eólicos, 4.558 MW de potencia y 1.249 aerogeneradores, con factores de capacidad expuestos en el evento de entre el 40 % y el 50 % según la Cámara Argentina de Energías Renovable. El panel eólico coincidió en que el recurso y la tecnología no constituyen la barrera principal. La restricción es la capacidad de conexión, especialmente en Patagonia y en los corredores que deben llevar energía hacia los centros de consumo.
Entre las obras mencionadas estuvieron Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca y Vivoratá–Plomer. Los participantes advirtieron que sus plazos pueden extenderse entre cinco y diez años, mientras un parque eólico puede construirse en unos 18 meses. Esa asimetría puede dejar capital y proyectos en espera, incluso cuando existe demanda corporativa de energía renovable para reducir costes y emisiones.
También se mostraron experiencias de inversión privada asociadas a ampliaciones de transporte. PCR Energy informó 440 MW de prioridad de despacho vinculados a proyectos de capacitores (incluido un desarrollo de 210 MW en Olavarría) y otros 350 MW en el NOA. Aluar expuso la integración de 582 MW eólicos con su operación industrial, combinados con generación térmica e hidráulica para gestionar variabilidad y continuidad de suministro.
U$S 10.000 millones: la pregunta es el riesgo, no el recurso
El panel de líderes abordó una pregunta directa: cuál es hoy el principal obstáculo para que ingresen otros U$S 10.000 millones al sector energético argentino. La respuesta de la secretaria de Energía, María Tettamanti, concentró el diagnóstico compartido por desarrolladores y generadores: previsibilidad regulatoria, continuidad de las políticas y reducción de la incertidumbre durante toda la vida de las inversiones.
“Se necesitan normas claras que den previsibilidad a las inversiones, certeza para los proyectos y una reducción de la incertidumbre para las empresas”.
Tettamanti defendió un mercado con señales de precios que reflejen los costes, subsidios residenciales focalizados y una mayor competencia en los segmentos mayoristas. También señaló que la expansión de alta tensión deberá vincular su financiación con los beneficiarios de cada obra y con hitos verificables de avance.
Entre las prioridades se encuentran Vivoratá–Abasto, Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca y las ampliaciones desde Mendoza hacia el norte.
Martín Genesio, Bernardo Andrews y Alejandro Quiroga relacionaron la entrada de capital con la reducción del riesgo país, la estabilidad normativa y la capacidad de sostener marcos como el RIGI más allá de un ciclo político. El consenso no fue pedir ausencia de regulación, sino reglas conocidas, contratos ejecutables y mecanismos de actualización que permitan calcular ingresos, costes y exposición cambiaria.
Financiar exige contratos, garantías y una asignación precisa del riesgo
La mesa de financiación expuso una tensión habitual: los desarrolladores señalan falta de crédito y las entidades financieras responden que faltan proyectos bancables. La diferencia se resuelve en la estructura contractual. Antes de la entrada en operación, los financiadores exigen respaldo corporativo, garantías líquidas o compromisos de los patrocinadores; después, el repago puede apoyarse en los flujos del proyecto, cesiones de seguros, acciones de la sociedad vehículo y garantías sobre equipos.
Banco Galicia explicó que evalúa tanto el activo como la capacidad del patrocinador y que los retrasos suelen aparecer cuando el proyecto no cuenta con un equipo dedicado, cambia de socios o no tiene resueltas las reglas de importación, moneda y regulación. Durante el panel se indicó que los contratos térmicos tienden a plazos de alrededor de un año, mientras los renovables se sitúan habitualmente entre tres y cinco años. Para activos con vidas de 20 años o más, esa diferencia de duración aumenta el riesgo de refinanciación y limita el apalancamiento.
El Banco Internacional de Desarrollo (BID) informó que prepara un programa de garantías para proyectos de transmisión, con AMBA I como primera aplicación. El instrumento combinaría respaldo de liquidez frente a riesgos públicos asignados con asistencia técnica para licitación, modelización económica y financiera, revisión regulatoria y diálogo con el mercado. Su objetivo es reducir el coste de capital sin sustituir la debida diligencia técnica, social y ambiental.
Además del crédito bancario, se analizaron obligaciones negociables, préstamos puente, mercado de capitales y leasing para generación distribuida. Todos estos instrumentos dependen de la misma condición: un contrato capaz de sostener flujos previsibles y distribuir con claridad los riesgos de construcción, operación, moneda, contraparte y cambio regulatorio.
Energyear Argentina 2026 dejó una secuencia técnica clara
La capacidad renovable y el almacenamiento pueden contratarse y construirse con rapidez; la red requiere plazos mucho más largos; y la financiación sólo aparece cuando los contratos convierten la expectativa de ingresos en flujos defendibles. Por eso, la coordinación entre licitaciones de generación y BESS, planes de transmisión, permisos, importaciones y garantías financieras debe realizarse antes de adjudicar, no después.
El sector ya dispone de proyectos, fabricantes, desarrolladores y capital interesado. La siguiente fase exige prioridades de red cuantificadas, cronogramas públicos, reglas estables y responsabilidades asignadas. Si esos elementos se integran, AlmaSADI puede convertirse en una referencia de ejecución y AMBA I en un modelo replicable. Si avanzan por separado, la diferencia entre el tiempo de construcción de los activos y el de la infraestructura seguirá trasladándose a costos, congestión y energía que no puede llegar al consumo.
Sobre Energyear Argentina
Energyear Argentina reúne a autoridades, generadores, transportistas, distribuidores, desarrolladores, fabricantes, entidades financieras, asesores y grandes consumidores para analizar el desarrollo del mercado energético con foco en regulación, inversión, infraestructura, tecnología y ejecución de proyectos. Más información: https://energyear.com/argentina/
Los equipos arribaron el domingo pasado al Puerto de Zárate y posteriormente fueron trasladados por camión hasta Punta Alta.
La terminal de OTAMERICA en Puerto Rosales recibió los brazos de carga que serán destinados a la tercera posición de operación del nuevo muelle del Proyecto Rosa Negra. La incorporación de estos equipos constituye un nuevo avance en la ampliación de la infraestructura ubicada en el partido de Coronel Rosales, que apunta a incrementar su capacidad operativa, según precisaron desde la compañía.
Los equipos arribaron al Puerto de Zárate y posteriormente fueron trasladados por camión hasta Punta Alta. Fabricados por la empresa neerlandesa KANON, cada uno de los brazos de carga tiene una altura de 27 metros, un peso aproximado de 38 toneladas y una capacidad máxima de transferencia de 4.000 metros cúbicos por hora.
Los equipos serán trasladados por vía marítima hasta la plataforma mediante pontones. Este procedimiento forma parte de la secuencia prevista para su instalación en la nueva posición del muelle. El montaje está previsto para la próxima semana, sujeto a las condiciones climáticas necesarias para realizar las maniobras de izaje y posicionamiento.
Los trabajos estarán a cargo de la UTE integrada por Dyopsa, Trevi y Concretnor, mientras que la supervisión corresponderá a la empresa especializada AESA. También participará un técnico especialista de KANON.
Una nueva posición operativa
La llegada de los brazos de carga se produce durante la tercera etapa del Proyecto Rosa Negra, que contempla la incorporación de una posición adicional de operación al muelle existente.
Con esta ampliación, la infraestructura adoptará una configuración en forma de “T” y contará con capacidad para atender operaciones de buques de porte Panamax a Suezmax.
La incorporación de esta tercera posición forma parte de las obras previstas para ampliar la capacidad operativa de la terminal de Puerto Rosales y fortalecer la infraestructura asociada al movimiento de hidrocarburos.
El gobierno de la Provincia del Neuquén, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de los Sobres B de la Ronda N°1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
En esta instancia se conocieron las propuestas económicas de las empresas que habían superado la etapa técnica para hacerse cargo de las nuevas áreas de Vaca Muerta.
En total, se recibieron 20 ofertas de 10 empresas para ocho de las 15 áreas incluidas en la primera ronda.
La apertura permitió conocer cuánto está dispuesto a aportar cada oferente, el nivel de inversión exploratoria comprometida y las condiciones de regalías y participación. El resultado global arrojó un total de más de U$S 180 millones en bonos al Tesoro provincial y más de U$S 230 millones en inversiones exploratorias.
Las áreas incluidas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur , Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur.
Las propuestas económicas serán sometidas a una evaluación integral que contempla, entre otros aspectos, los trabajos exploratorios comprometidos, el bono de acceso al Tesoro, la regalía incremental y la participación de GyP en la Unión Transitoria, prevista entre el 10 % y el 20 %.
GyP comenzará durante los próximos días el análisis donde se verificará la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, su equivalencia en unidades de trabajo y aplicará los criterios de puntuación establecidos en el pliego.
Con ese análisis se elaborará un informe de preadjudicación, que posteriormente será elevado al Directorio de GyP para la resolución final.
Los usuarios de App YPF ya compraron un millón de acciones de YPF directamente desde la aplicación, a un mes del lanzamiento de la funcionalidad.
El resultado refleja la rápida adopción de una iniciativa que acerca el mercado de capitalesa más personas desde un entorno digital de uso cotidiano y marca un nuevo avance en la evolución del ecosistema digital de YPF.
Esta nueva funcionalidad se desarrolló a partir de la alianza estratégica entre YPF y Santander, orientada a incorporar progresivamente nuevas capacidades financieras y tecnológicas dentro de la aplicación. Así, YPF amplía los servicios disponibles para sus usuarios y mantiene la experiencia dentro de su propio ecosistema digital.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló “Que en tan solo un mes se haya alcanzado el millón de acciones compradas a través de App YPF es una muestra concreta del interés de los argentinos por ser parte de la compañía. Esta iniciativa nos permite acercar YPF a más argentinos y fortalecer el vínculo con quienes nos eligen día a día”.
Alejandro Butti, CEO de Santander Argentina, opinó que “Un millón de acciones negociadas en apenas un mes muestra la potencia del ecosistema de YPF y el enorme potencial de acercar nuevas soluciones financieras a millones de personas desde una experiencia que ya forma parte de su vida cotidiana. En Santander ponemos nuestra tecnología, infraestructura y experiencia financiera al servicio de esa visión. Esta es una alianza de largo plazo, que ya está generando resultados concretos y sobre la que vamos a seguir desarrollando nuevas soluciones para los usuarios de App YPF”.
La provincia de Neuquén concretó un nuevo paso en su estrategia para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta. A través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de los Sobres B de la Ronda N°1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
En esta instancia se conocieron las propuestas económicas de las empresas que habían superado la etapa técnica para hacerse cargo de las nuevas áreas de Vaca Muerta.
En total, se recibieron 20 ofertas de 10 empresas para ocho de las 15 áreas incluidas en la primera ronda. La apertura permitió conocer cuánto está dispuesto a aportar cada oferente, el nivel de inversión exploratoria comprometida y las condiciones de regalías y participación. El resultado global arrojó un total de más de US$180 millones en bonos al Tesoro provincial y más de US$230 millones en inversiones exploratorias.
Las áreas incluidas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur , Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur.
Las propuestas económicas serán sometidas a una evaluación integral que contempla, entre otros aspectos, los trabajos exploratorios comprometidos, el bono de acceso al Tesoro, la regalía incremental y la participación de GyP en la Unión Transitoria, prevista entre el 10% y el 20%.
GyP comenzará durante los próximos días el análisis donde se verificará la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, su equivalencia en unidades de trabajo y aplicará los criterios de puntuación establecidos en el pliego.
Con ese análisis se elaborará un informe de preadjudicación, que posteriormente será elevado al Directorio de GyP para la resolución final.
Toyota Argentina e YPF Luz continúan fortaleciendo la alianza estratégica que mantienen desde 2018 para el suministro de energía 100% renovable a la planta productiva de Toyota en Zárate. Gracias a este acuerdo, la automotriz ya utilizó energía renovable equivalente al consumo anual de más de 133.000 hogares argentinos.
Ahora, cuatro concesionarios oficiales de la marca se incorporan al esquema de abastecimiento renovable de YPF Luz, ampliando el alcance de esta iniciativa: Zento (Lanús, Adrogué y Canning), BHASSA (La Pampa), Allianz (San Luis) y Jorge Ferro (Ciudad de Buenos Aires). En total, el acuerdo alcanza seis puntos de venta y contempla la posibilidad de incorporar nuevos concesionarios en el futuro.
El contrato tendrá una vigencia de cinco años y prevé el suministro de aproximadamente 900 MWh anuales de energía renovable generada en los parques eólicos Los Teros y Manantiales Behr, y en el parque solar Zonda, todos operados por la compañía argentina líder en generación de energía eléctrica. Es el equivalente aproximado al consumo anual de 250 hogares argentinos y evita la emisión de 400 toneladas de gases de efecto invernadero, aproximadamente.
La incorporación de los concesionarios se suma al acuerdo vigente con Toyota Argentina, mediante el cual se abastece con energía renovable el 100% de la planta industrial de Zárate, la planta automotriz más grande de Argentina, con una producción anual de 180.000 vehículos, entre Hilux, SW4 y Hiace. Desde 2018, la planta lleva consumidos 479.100 MWh de energía renovable abastecida por YPF Luz.
Con esta iniciativa, Toyota Argentina avanza sobre uno de los desafíos más ambiciosos de sus Objetivos Ambientales Globales 2050: la reducción de las emisiones de CO₂ a lo largo de todo el ciclo de vida de sus productos. Ya no solo en la etapa de producción, sino también en etapas clave previas y posteriores a la fabricación de los vehículos.
En el inicio de la alianza entre YPF Luz y Toyota, la energía renovable abasteció la producción de vehículos en la planta de Zárate. Posteriormente, se extendió a distintos actores de la cadena de proveedores y, con esta nueva iniciativa, también alcanza la etapa de comercialización y servicios al cliente con soluciones energéticas confiables, competitivas y de largo plazo.
El Gobierno de Mendoza aprobó la extensión por diez años de las concesiones de explotación de hidrocarburos Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, transferidas de YPF a la empresa local Venoil. Esta prórroga, que mantiene vigentes los contratos hasta el 15 de noviembre de 2037, incluye un ambicioso plan de inversiones que podría superar los US$ 150 millones.
Del monto total, US$ 32,15 millones se destinarán a Cerro Fortunoso y US$ 58,85 millones a Valle del Río Grande. El programa abarca la reactivación de pozos inactivos, trabajos de mantenimiento (workovers), conversiones de pozos productores a inyectores, así como la implementación de técnicas de recuperación mejorada mediante polímeros y mejoras en las instalaciones de superficie.
Además, se contempla la perforación de nuevos pozos, una actividad que no se realizaba en estas áreas desde hace más de seis años. Según la Provincia, esta iniciativa busca complementar la producción actual con desarrollos nuevos para potenciar la extracción.
A estas inversiones se suman otros US$ 59 millones destinados a actividades contingentes, como perforaciones adicionales, sujetas a validación técnica y a criterios de desempeño supervisados por la Dirección de Hidrocarburos. De concretarse, el plan integral alcanzaría la cifra total de US$ 150 millones.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos, destacó la importancia de la medida: “Es una gran noticia que una empresa mendocina comience a operar estas áreas con los contratos ya extendidos. Empieza un proceso de revitalización con foco en aumentar la producción, perforar pozos donde hace años que no se perforaba y desarrollar proyectos de recuperación mejorada. En definitiva, generar valor y trabajo para los mendocinos”.
El decreto introduce un esquema de regalías variables para los hidrocarburos líquidos, con alícuotas que oscilan entre el 5% y el 16% según el precio en boca de pozo. Para el gas natural, la alícuota se estableció en un 12%. La Dirección General de Regalías de la Administración Tributaria Mendoza se encargará de validar y controlar el precio declarado.
Erio explicó que este mecanismo “permite compartir el riesgo ante la volatilidad de los precios internacionales. Si el precio del barril disminuye y la rentabilidad de las áreas se ve afectada, el porcentaje de regalías acompaña esa baja. Por el contrario, si el precio aumenta, la Provincia percibe un porcentaje mayor”.
El esquema aprobado también contempla estrictas obligaciones ambientales y el abandono de pozos. Mendoza mantendrá sus facultades de inspección y fiscalización durante todo el periodo concesional. Venoil deberá garantizar el acceso a áreas, instalaciones y documentación requerida, mantener vigente el seguro ambiental, llevar un registro actualizado de saneamiento de pasivos y ejecutar las tareas de remediación correspondientes.
Entre los compromisos específicos figura el abandono definitivo de 40 pozos con una inversión de US$ 12 millones. Además, se estableció un Programa Quinquenal de Evaluación de Pozos Inactivos, que abarcará el inventario de pozos no productivos restantes, con informes cuatrimestrales de avance. Las inversiones estarán respaldadas por una garantía de fiel cumplimiento.
Esta decisión forma parte de una serie de iniciativas de Mendoza para sostener y reactivar la actividad hidrocarburífera convencional. Recientemente, se adjudicaron las áreas El Manzano y Atamisqui por 25 años, con compromisos conjuntos de inversión por US$ 45,98 millones.
Venoil, además de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, obtuvo El Manzano con un plan de inversión de US$ 30 millones para los primeros diez años de concesión. Estas áreas están ubicadas en la Cuenca Neuquina, donde la compañía también opera Piedras Coloradas y Cacheuta, adquiridas en 2025 tras la cesión de concesiones de CGC a Venoil por parte del Ministerio de Energía y Ambiente.
Por su parte, Atamisqui, ubicada en la Cuenca Cuyana, fue adjudicada a Petróleos Sudamericanos, que comprometió una inversión de US$ 15 millones en igual plazo. En conjunto, los compromisos suman US$ 45 millones con programas de trabajo y cronogramas que ambas empresas deberán cumplir según las condiciones establecidas en sus ofertas.
En el marco de la Expo FIP se llevó a cabo la charla “Energía para el Mar Argentino: infraestructura, logística y desarrollo en el Atlántico Sur”, un encuentro que puso el foco en las oportunidades que presenta la actividad offshore en Mar del Plata y en los desafíos que deberá afrontar el puerto para acompañar su crecimiento.
De la jornada participaron Diego Lamacchia, representante del Clúster de Energía de Mar del Plata; Emiliano Burgos, de ABB Marine & Ports; y Gonzalo Flores, gerente de Geofísica de YPF. La moderación estuvo a cargo de la senadora provincial Cecilia Martínez.
Los tres expositores coincidieron en la importancia de que el puerto local fortalezca sus capacidades logísticas y se prepare para responder a las necesidades de una industria que requiere infraestructura especializada y personal capacitado.
Por un lado, Lamacchia destacó el impacto que el desarrollo offshore podría tener en la ciudad y en el resto del país. “Para el puerto de Mar del Plata va a implicar un desarrollo portuario, logístico, tecnológico, de empleo calificado y crecimiento regional, no solo en este puerto, sino todos los de Argentina”.
En esa línea remarcó que la ciudad ya demostró estar a la altura durante la campaña exploratoria del pozo Argerich, en el 2024. “Fueron casi 60 días y no hubo pérdida del buque. Para un pozo exploratorio, Mar del Plata estuvo a la altura. Para varios, hay que empezar a pensar un poco cómo incrementamos nuestras áreas de trabajo”, sostuvo.
Entre las necesidades que identificó para acompañar la expansión de la actividad, mencionó áreas de almacenamiento y ensamblaje, patios de fabricación, espacios de mantenimiento, muelles profundos y reforzados, capacidad de dragado, bases logísticas, astilleros de apoyo y sistemas de respuesta a emergencias. También subrayó el efecto multiplicador que la industria podría generar sobre el entramado productivo local.
Exploración, tecnología y una actividad de largo plazo
Por su parte, Gonzalo Flores explicó el potencial de la exploración offshore argentina y las dificultades que implica avanzar sobre zonas todavía poco conocidas: “El offshore argentino es la gran frontera subexplorada del mundo, el Atlántico Sur en general”.
El especialista comparó la actividad exploratoria de Argentina y Brasil, para graficar en qué lugar estamos. En nuestro país se perforaron 138 pozos exploratorios en el offshore, mientras que Brasil realizó alrededor de 2.000 en los últimos diez años. “Se trata de procesos largos que llevan mucho trabajo y tiempo”.
También indicó que en el sur argentino, en la Cuenca Austral, existe un sistema petrolero probado y zonas donde ya hay yacimientos en desarrollo. Hacia el norte, en cambio, el riesgo geológico es mayor y las empresas continúan trabajando para identificar posibles acumulaciones de hidrocarburos.
El gerente de Geofísica de YPF remarcó que el desarrollo de un descubrimiento requiere paciencia. “Una vez que uno hace el pozo, desde que encontrás hasta que tenés producción hay por lo menos 10 años. Por ahí falte tiempo, pero tenemos que estar preparados”, sentenció.
Por último, Emiliano Burgos habló de la innovación tecnológica y la sustentabilidad portuaria. Explicó que tanto los puertos como los buques están avanzando en la reducción de emisiones y destacó la incorporación de los sistemas híbridos en las embarcaciones, que pueden disminuir el impacto ambiental.
En esa línea mencionó el caso del Magellan Discover, un crucero de exploración en construcción en Chile, y subrayó la importancia de que los puertos puedan ofrecer conexiones eléctricas para que los barcos reduzcan el uso de sus motores durante sus estadías. “Como dijo el héroe cubano José Martí: ‘Hacer es la mejor manera de decir’”, cerró Burgos.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, señaló que “Nos oponemos a la privatización del sistema nuclear argentino en cualquiera de sus componentes: privatizar estas capacidades sería un error histórico y malvenderlas significaría dilapidar un patrimonio construido con el esfuerzo de todos los argentinos”.
Y añadió: “En momentos en que se está reconfigurando el orden mundial y crecen las disputas por la energía, la tecnología y los recursos estratégicos, la Argentina debería estar poniendo en valor sus capacidades nucleares, científicas, satelitales y aeroespaciales, no desmantelándolas ni perdiéndolas”.
Kicillof encabezó el 2° Encuentro de Política Nuclear y Soberanía Energética, un espacio donde referentes del sector debatieron perspectivas frente al proceso de desinversión y privatización que lleva adelante el Gobierno nacional. Fue en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno, junto al ministro de Gobierno, Carlos Bianco; el presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas, Roberto Salvarezza; y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.
En ese marco, Kicillof afirmó: “La Argentina desarrolló durante décadas capacidades nucleares que muy pocos países tienen: conocimiento, capital humano, trabajadores, científicos y tecnología de punta”. “Todo ese patrimonio es resultado de decisiones estratégicas y de enormes inversiones: por eso es tremendamente dañino interrumpir proyectos, perder investigadores y poner en riesgo activos que son fundamentales para la soberanía nacional”, agregó.
Del encuentro participaron técnicos, científicos, referentes sindicales y trabajadores vinculados al sector nuclear argentino, quienes realizaron un diagnóstico y analizaron perspectivas en base a tres ejes: el avance de la privatización de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA); la paralización del proyecto de Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM); y el ajuste en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Kicillof remarcó: “Desde la Provincia vamos a acompañar al sector, a defender lo que hoy está en riesgo y a denunciar las decisiones que ponen en peligro estas capacidades”. “Tenemos el desafío de trabajar hacia adelante: necesitamos construir un plan nuclear integrado a una planificación energética, productiva, científica y tecnológica, que permita reconstruir y seguir desarrollando las capacidades argentinas en un nuevo orden mundial”, concluyó.
Estuvieron también presentes el vicepresidente del Organismo de Control de Energía Eléctrica provincial (OCEBA), Roberto Daoud; el director provincial de Planeamiento Estratégico del Sistema de Innovación, Matías Mancini; el diputado nacional Hugo Yasky; su par Adriana Serquis; el vicepresidente de Asuntos Tecnológicos del CONICET, Alberto Baruj; el expresidente de Nucleoeléctrica Argentina S.A., José Luis Antunez; el investigador del CONICET, Andrés Kreiner; el presidente de la Comisión Nuclear Metalúrgica de ADIMRA, Ricardo Bernal Castro; el presidente de la Sala C del Tribunal de Tasaciones de la Nación (TTN), Daniel Eduardo Martín; el secretario general de la CTA-A de la provincia de Buenos Aires, Oscar de Isasi.
El presidente de Ucrania, Volodímir Zelenski, confirmó este domingo que las fuerzas ucranianas realizaron ataques de largo alcance durante la noche contra objetivos estratégicos en la región de Moscú. Según afirmó, entre los blancos alcanzados se encuentra una de las principales instalaciones de la industria petrolera rusa y un centro logístico vinculado al despliegue bélico de Moscú.
“En la región de Moscú esta noche nuestras respuestas de largo alcance tuvieron un impacto muy significativo”, publicó Zelenski en su cuenta de X. El mandatario sostuvo que los ataques afectaron estructuras que representan “miles de millones de dólares que sustentan la maquinaria de guerra”.
El presidente ucraniano no detalló el nivel de daños provocado en cada uno de los objetivos, pero identificó entre los sistemas utilizados a los drones FP-1, RZ-100, MICH-2000, Palianytsia, Vendetta, Liutyi, Bars, Sichen, Flamingo y Pelican.
El ataque tuvo como uno de sus principales blancos a la Refinería Petrolera de Moscú, ubicada en el distrito de Kapotnia. El alcalde de la capital rusa, Serguéi Sobianin, confirmó que una instalación del complejo resultó dañada, aunque aseguró que no hubo víctimas en ese lugar. Más de 400 personas debieron ser evacuadas de la zona.
Our long-range responses had a very significant impact in the Moscow region last night. One of Russia’s key oil industry facilities and the aggressor’s logistics facility were hit. These are billions of dollars that sustain the war machine. The systems used included FP-1, RZ-100,… pic.twitter.com/ka5mlDSgb7
— Volodymyr Zelenskyy / Володимир Зеленський (@ZelenskyyUa) September 20, 2026
El ataque se produjo entre las 3 y las 5 de la madrugada del domingo, durante el último día de las elecciones legislativas rusas. El gobernador de la región de Moscú, Andréi Vorobiov, informó que desde la medianoche fueron interceptados cerca de 250 drones en 17 distritos.
Las autoridades rusas confirmaron además la muerte de dos civiles: una mujer de 44 años y un hombre mayor, en distintos puntos de la región. También se registraron daños en edificios residenciales y otras instalaciones.
El alcalde Sobianin informó inicialmente que la defensa antiaérea había derribado al menos 186 drones sobre la capital y advirtió que el ataque continuaba. Posteriormente, distintos reportes oficiales elevaron la cantidad de aparatos interceptados en la región de Moscú.
En su mensaje, Zelenski también afirmó que Ucrania aplicó sanciones contra una instalación ubicada en la región de Vorónezh, aunque no precisó cuál fue la empresa afectada.
El presidente ucraniano vinculó los ataques con la posibilidad de avanzar hacia una desescalada del conflicto. “Moscú debe poner fin a su guerra brutal y optar por la paz”, sostuvo, y afirmó que existen medidas sobre la mesa vinculadas con la energía y la seguridad alimentaria.
“Lo que se necesita es voluntad política”, agregó Zelenski, quien volvió a agradecer a las fuerzas ucranianas que participaron de la operación y a quienes trabajan en el desarrollo de capacidades de ataque de largo alcance.
Más de US$ 410 millones se comprometieron en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén 2026, que busca adjudicar nuevas áreas de Vaca Muerta. La apertura de ofertas económicas dejó propuestas por US$ 180 millones en bonos para el Tesoro provincial y otros US$ 230 millones en inversiones exploratorias, consolidando el interés de las petroleras en expandir la frontera hidrocarburífera.
El proceso recibió 20 ofertas de 10 empresas por ocho de los 15 bloques incluidos originalmente en la convocatoria. Entre ellas, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) obtuvo el mayor puntaje en tres áreas, mientras que GeoPark, Patagonia Energy, Phoenix–Continental, JPM Energía y Selva María Oil quedaron al frente en una cada una.
En Corralera Noreste, GeoPark lideró con un bono de acceso de US$ 60,5 millones y US$ 34 millones de inversión exploratoria. En Corralera Noroeste, Patagonia Energy presentó una propuesta con US$ 22,1 millones de bono y US$ 78,7 millones de inversión. La alianza Phoenix Global Resources–Continental Resources se impuso en Corralera Sur, con US$ 7,1 millones de bono y US$ 18,9 millones de inversión.
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PCR, por su parte, quedó primera en Águila Mora Noreste, La Tropilla I y Santo Domingo II, con bonos de entre US$ 20,5 y 30,5 millones y compromisos de inversión de hasta US$ 19,3 millones. En Pampa de las Yeguas II NE, JPM Energía lideró con US$ 18,5 millones de bono y US$ 26,1 millones de inversión, mientras que Selva María Oil se impuso en Chasquivil Sur con una propuesta más modesta: US$ 1 millón de bono y US$ 16,8 millones de inversión.
Las ocho áreas que recibieron propuestas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur. GyP deberá ahora verificar la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, aplicar los criterios de puntuación y elevar las preadjudicaciones a su Directorio.
El gobernador Rolando Figueroa anticipó que la provincia apunta a completar las adjudicaciones durante octubre, mientras que en noviembre se lanzará la segunda ronda del Plan Exploratorio Neuquén, con nuevas áreas y bloques que regresen a manos de la provincia.
La petrolera YPF presentó en Plaza Huincul los detalles del Complejo Industrial Neuquén, pieza clave del proyecto Argentina LNG que desarrolla junto con Eni y XRG. La primera etapa contempla una inversión de US$ 51.000 millones y una capacidad de 12 millones de toneladas anuales, con operaciones previstas desde 2030.
El complejo se ubicará sobre un predio de 525 hectáreas, a 23 km al norte de Plaza Huincul y 50 km al sur de Añelo. Allí se instalará la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) en 54,9 ha, un sector de antorchas en 15,4 ha y unas 120 ha para instalaciones temporales de construcción. El esquema productivo prevé la perforación de 1.400 pozos, conectados mediante un sistema de recolección hacia las instalaciones de procesamiento.
La infraestructura industrial realizará separación de líquidos, acondicionamiento, deshidratación, compresión y tratamiento del gas, además del almacenamiento y manejo de condensados y agua de producción. El complejo tendrá capacidad de generación eléctrica en modo isla de 70 MW y podrá acondicionar entre 60 y 65 millones de m³ diarios de gas destinado a exportación.
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Desde Neuquén, la producción será transportada hacia Río Negro mediante un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, donde se concentrarán las instalaciones de fraccionamiento de líquidos y las facilidades marítimas de exportación. El proyecto permitirá obtener y comercializar GNL, condensado, etano y GLP, integrando distintas etapas de la cadena de valor del gas.
El impacto económico es de magnitud: se proyectan exportaciones por US$ 10.000 millones anuales durante dos décadas, un promedio de 20.000 empleos por año en construcción con picos de 40.000, y unos 8.000 empleos en operación. Además, proveedores argentinos podrían concentrar contrataciones por US$ 15.000 millones en bienes y servicios, con una participación superior al 80% de trabajadores locales.
El cronograma establece el inicio de obras en 2027, la construcción del complejo y los sistemas de transporte en 2028–2029, y la operación del primer FLNG en 2030 y del segundo en 2031. La decisión final de inversión para esta primera etapa está prevista para el cuarto trimestre de 2026.
La transportadora TGS anticipa una segunda etapa de su proyecto de líquidos de gas natural, la mayor inversión de su historia, incluso antes de colocar el primer caño. La iniciativa, estimada en US$ 3.000 millones, comenzaría a operar en 2030 y busca recuperar los líquidos del gas de la cuenca neuquina para transportarlos a lo largo de más de 570 kilómetros hasta una nueva planta de fraccionamiento en Bahía Blanca.
El complejo fue concebido con infraestructura modular, lo que permitirá incorporar nuevos equipos sin modificar la ingeniería original. La ruta contempla instalaciones en Tratayén (Neuquén), un poliducto de 20 pulgadas que atravesará Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, y la salida comercial desde la terminal de Puerto Galván. Durante la primera etapa, el ducto utilizará apenas un tercio de su capacidad total, dejando un margen operativo clave.
El CEO de la compañía, Oscar Sardi, señaló que la expansión podría ponerse en marcha incluso mientras se ejecuta la primera fase. El plan prevé sumar hasta cinco equipos de procesamiento adicionales y un nuevo tanque refrigerado, acompañando el acelerado crecimiento del gas asociado a la producción petrolera de Vaca Muerta.
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La posibilidad de transportar etano también está en análisis, en caso de que surja una demanda comercial que potencie al polo petroquímico bahiense. Esta opción abriría un nuevo frente de desarrollo industrial, vinculando la producción neuquina con la capacidad instalada de Bahía Blanca.
El proyecto se perfila como un motor de divisas y empleo: se estima que podría generar más de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones y crear alrededor de 4.000 puestos directos y 15.000 indirectos durante la construcción.
La ampliación anticipada refleja la magnitud del desafío energético argentino: transformar el potencial de Vaca Muerta en infraestructura concreta que asegure abastecimiento interno, competitividad industrial y capacidad exportadora.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana inauguró nuevas obras de refuerzo en la ciudad de Tandil, con una inversión superior a $36 millones. El proyecto permitirá garantizar la demanda futura de gas natural y sumar 8.600 nuevos usuarios, consolidando el crecimiento sostenido de la red y acompañando el desarrollo urbano e industrial de la región.
Los trabajos, ejecutados por la contratista Chimen Aike, incluyeron la construcción de 600 metros de ramal en cañería Ø8″ sobre la calle Portugal y 2.600 metros de ramal en cañería Ø6″ sobre Constitución y Canadá. También se incorporó una nueva Estación Reguladora de Presión en Pasaje Murature, Figueroa y Avenida del Valle, que aportará mayor confiabilidad operativa en momentos de alta exigencia del sistema.
El proyecto se enmarca en el Plan de Inversiones Obligatorias 2017–2022, comprometido en el marco de la Revisión Tarifaria Integral. Este programa contempla $7.000 millones en inversiones: $4.000 millones para expansión de transporte y distribución, $1.800 millones para seguridad y confiabilidad, y $1.200 millones para equipamiento y tecnología aplicada al servicio. La iniciativa busca modernizar la infraestructura gasífera y garantizar que el servicio acompañe el crecimiento poblacional y productivo.
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La estrategia de Camuzzi prevé que, al finalizar el plan, se habrán incorporado 634 kilómetros de nuevas cañerías, posibilitando que 350.000 nuevos usuarios accedan al servicio de gas natural. Actualmente, la empresa abastece a más de 1.360.000 usuarios en el interior de Buenos Aires y en La Pampa, a través de un sistema de 6.300 km de gasoductos y ramales y 21.900 km de redes de distribución. Estos números reflejan la magnitud de la operación y la necesidad de inversiones constantes para sostener la confiabilidad del servicio.
La inauguración en Tandil representa un paso clave dentro de la expansión de Camuzzi, que busca acompañar el crecimiento urbano e industrial de la región con infraestructura moderna y confiable. La obra no solo refuerza la capacidad de suministro, sino que también mejora la seguridad operativa, un aspecto central en un contexto de creciente demanda energética.
La compañía destacó que estas inversiones forman parte de un compromiso de largo plazo con las comunidades donde opera. El refuerzo de la red en Tandil se convierte en un ejemplo concreto de cómo la planificación y ejecución de obras estratégicas permiten ampliar el acceso al gas natural, un recurso esencial para hogares, comercios e industrias.
El avance de Vaca Muerta sobre territorio rionegrino ya exige infraestructura más allá de pozos y ductos. El Departamento Provincial de Aguas (DPA) definió tres puntos de captación de agua para abastecer los nuevos desarrollos hidrocarburíferos, en un esquema que busca ordenar y anticipar la logística de un insumo crítico.
Los sitios elegidos son el Canal Principal de Riego de Campo Grande, la zona norte del Lago Pellegrini y el río Colorado en la cola del embalse Casa de Piedra. La planificación contempla una demanda acumulada de 15,04 hectómetros cúbicos entre 2026 y 2031, equivalente a unos 15.040 millones de litros. El estudio oficial verificó que cada uno de los tres puntos podría, por sí solo, cubrir la totalidad de la demanda proyectada.
La resolución aclara que no se trata de una autorización automática: cada proyecto deberá ajustarse a condiciones técnicas y de disponibilidad específicas. Esto implica que las operadoras deberán coordinar con el DPA para definir volúmenes, tiempos y modalidades de extracción, evitando impactos negativos en el sistema hídrico provincial.
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La anticipación busca evitar que cada operadora construya sus propias tomas y sistemas de transporte. El esquema diseñado por el DPA apunta a infraestructura compartida y coordinada, con almacenamiento, conducción y entrega, reduciendo la proliferación de instalaciones independientes. Este modelo también permitirá ampliar la capacidad de abastecimiento a medida que aumente la demanda de la industria.
El agua es un insumo crítico en perforación y fractura hidráulica de pozos no convencionales. Por eso, la disponibilidad y logística de abastecimiento adquieren mayor relevancia a medida que aumenta la escala de desarrollo en áreas como Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde se prevé un crecimiento sostenido de la actividad.
La resolución también deja abierta la posibilidad de nuevas captaciones, aunque con carácter excepcional y bajo evaluación técnica. En esos casos, las operadoras deberán presentar estudios específicos y obtener la intervención del DPA, garantizando que cualquier decisión se ajuste a criterios de sustentabilidad y eficiencia.
Con esta medida, Río Negro comienza a ordenar uno de los componentes clave de infraestructura para acompañar la expansión de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca neuquina. La definición de puntos estratégicos de captación de agua se convierte en un paso fundamental para asegurar que el crecimiento de la actividad no convencional se desarrolle con planificación y coordinación, evitando conflictos por recursos y asegurando la sustentabilidad de largo plazo.
El sector minero argentino atraviesa un ciclo de expansión sin precedentes. En el primer semestre de 2026, las exportaciones alcanzaron US$4.472 millones, el mayor nivel registrado para ese período desde que existen estadísticas comparables. El crecimiento fue del 75% respecto a 2025 y del 156% frente a 2024, consolidando al sector como uno de los principales generadores de divisas.
El oro se mantuvo como el mineral más exportado, con un aporte del 61% del total. El litio ocupó el segundo lugar gracias a la puesta en marcha y ampliación de proyectos en la Puna (Jujuy, Salta y Catamarca), mientras que la plata se ubicó en el tercer puesto. Según la CAEM, los elevados precios internacionales explican el desempeño del oro y la plata, mientras que el litio refleja la expansión de operaciones locales.
El récord exportador coincidió con otro hito: la inversión extranjera directa (IED) en minería alcanzó US$24.849 millones en el primer trimestre de 2026, según el Banco Central, el máximo histórico para el sector.
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La CAEM detalló que este indicador incluye aportes de capital de casas matrices, utilidades reinvertidas y financiamiento de grupos empresariales. Se trata de capitales efectivamente colocados en la minería argentina, que refuerzan la capacidad productiva y aseguran continuidad de proyectos.
El doble récord —exportaciones e IED— refleja dos etapas de un mismo proceso: la maduración de inversiones en un contexto alcista de precios y el compromiso de nuevos capitales para apuntalar la producción futura, con especial énfasis en litio y cobre.
La combinación de precios internacionales favorables y llegada de capitales externos posiciona a la minería argentina en un ciclo de crecimiento que promete sostenerse en los próximos años.
El apagón que el sábado por la noche dejó sin electricidad a más de 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se originó por una falla en un interruptor de 220 kilovoltios (kV) de la estación transformadora Malaver, una instalación de Edenor ubicada en el partido bonaerense de San Martín.
La distribuidora confirmó públicamente que el origen del incidente estuvo en un interruptor de 220 kV de esa estación y señaló que continúa investigando las causas específicas que provocaron el desperfecto.
Según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes al tanto del incidente, el equipo involucrado fue el interruptor N° 64 de la estación Malaver. El evento habría tenido, además, una segunda anomalía que resultó determinante para explicar la magnitud que finalmente alcanzó el apagón: no habría actuado correctamente la protección por “discrepancia de polos”, un mecanismo diseñado precisamente para evitar que una falla de este tipo permanezca en la red.
Qué ocurrió en Malaver
Los interruptores utilizados en redes de 220 kV cuentan con tres polos, uno por cada una de las fases del sistema eléctrico. Ante determinadas fallas, esos equipos o sistemas de protección deben abrir para interrumpir el paso de corriente y aislar rápidamente el sector afectado.
Fuentes consultadas por este medio explicaron que uno de los polos del interruptor N° 64 quedó abierto mientras los restantes permanecieron cerrados. Esa condición dejó al sistema funcionando transitoriamente con una de las fases interrumpida y produjo un fuerte desequilibrio eléctrico.
En condiciones normales, las corrientes que circulan por las tres fases de un sistema trifásico se encuentran equilibradas. Cuando una de ellas queda abierta, ese equilibrio se rompe y puede aparecer lo que técnicamente se denomina corriente residual u homopolar, que en la operación cotidiana de las redes también suele identificarse como “corriente de neutro”.
Es decir, el problema inicial en el interruptor generó una condición eléctrica anormal que debía ser identificada y despejada rápidamente por los sistemas automáticos de protección.
La protección que debía actuar
Ahí aparece un segundo elemento central para entender lo ocurrido. Los interruptores de alta tensión cuentan con una protección denominada “discrepancia de polos”, cuya función es detectar cuando los tres polos del equipo no se encuentran en la misma posición.
Si, por ejemplo, dos polos permanecen cerrados y el tercero queda abierto, la protección detecta esa diferencia. Después de una temporización previamente configurada —para evitar actuar ante los pequeños desfases que pueden producirse durante una maniobra normal— el sistema debe enviar una orden de disparo para llevar el interruptor a una condición segura.
En general, eso implica ordenar la apertura de los tres polos y aislar eléctricamente el sector donde se produjo la anomalía.
Según indicaron a este medio fuentes conocedoras de lo sucedido, esa protección no habría funcionado como estaba previsto en Malaver. Por ese motivo, la condición de desequilibrio y la circulación de corriente de neutro permanecieron durante más tiempo del que debería haber tolerado el sistema.
Por qué la falla se propagó
La persistencia de esa condición anormal terminó provocando la actuación de otras protecciones de la red e impactó también sobre el sistema de generación. En una red eléctrica interconectada, la salida intempestiva de instalaciones de transmisión o generación puede modificar en pocos instantes los flujos de potencia y las condiciones eléctricas de instalaciones ubicadas a kilómetros del lugar donde se originó el incidente.
La secuencia exacta de actuación de cada protección es uno de los elementos que todavía deberán determinar los análisis técnicos del evento. Esos registros permiten reconstruir, con precisión de milisegundos, qué equipo falló primero, qué protecciones actuaron posteriormente y cómo se propagó la perturbación.
Casi 600.000 usuarios sin suministro
El alcance fue significativo. En el momento de mayor afectación se registraron 519.472 usuarios de Edenor y 78.125 de Edesur sin suministro, es decir, más de 600.000 usuarios entre ambas distribuidoras.
El apagón alcanzó numerosos barrios de la Ciudad de Buenos Aires y localidades del conurbano. En el área de Edenor se registraron cortes desde el norte del Gran Buenos Aires hasta barrios porteños como Belgrano, Palermo, Recoleta, Saavedra y Villa Urquiza.
La perturbación también alcanzó instalaciones que abastecen el área de concesión de Edesur. La distribuidora informó durante la noche del sábado que la interrupción que afectó a sus clientes había sido provocada por una falla externa a su propia red.
El suministro comenzó a recuperarse progresivamente durante la noche y quedó prácticamente normalizado antes de la medianoche.
La minería y la actividad petrolera en Argentina mostraron un crecimiento del 33% desde noviembre de 2023, pero ese avance no se reflejó en el mercado laboral. Según datos oficiales citados por Clarín y Noticias Argentinas, los sectores perdieron 7.613 empleos, evidenciando una brecha entre expansión productiva y generación de trabajo.
El dinamismo de Vaca Muerta y la explotación de litio impulsaron la producción, aunque con mayor productividad y menor demanda de personal. Fuentes de YPF atribuyeron la caída del empleo a la salida de campos maduros, mientras que las cuencas tradicionales de Santa Cruz y Chubut atraviesan un proceso de declive.
La reducción de puestos también alcanzó a otros sectores considerados estratégicos. Electricidad, gas y agua perdieron unos 600 empleos, la intermediación financiera 8.545 y las actividades inmobiliarias 21.878. En conjunto, estos rubros acumularon más de 26.000 empleos menos desde noviembre de 2023.
El agro fue la excepción: creció 155% y sumó 12.010 empleos, convirtiéndose en el único sector con expansión productiva acompañada de generación laboral.
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El retroceso del empleo registrado se reflejó en el conjunto del mercado laboral privado. Desde noviembre de 2023 se perdieron 246.300 puestos, con caídas fuertes en la industria (-88.500) y la construcción (-63.000). Según FIEL, entre 2024 y 2026 se destruyeron 600.000 empleos registrados, mientras que se generó un millón de empleos informales.
Analistas como Sol Pradás (Invecq) y Lucio Garay Méndez (EcoGo) señalaron que los sectores más dinámicos atraviesan un proceso de adaptación a nuevas condiciones tecnológicas y de infraestructura. La incorporación de inteligencia artificial y la búsqueda de mayor productividad explican parte de la reducción de personal.
La conclusión es clara: la minería y el petróleo crecieron en producción, pero no en empleo. La brecha entre expansión sectorial y caída laboral plantea un desafío para la política económica y para la capacidad de los sectores estratégicos de generar trabajo formal en Argentina.
Canadá exhibe un caso que revela cómo los tiempos regulatorios pueden convertirse en un límite económico. Pese a contar con tradición aurífera y proyectos avanzados, mantiene 15 emprendimientos con reservas definidas y estudios de factibilidad que aún no logran iniciar producción. Según mining.com, esos activos podrían generar 2,5 millones de onzas anuales, equivalentes a US$11.000 millones de facturación potencial por año.
El estudio de S&P Global muestra que el tiempo promedio entre descubrimiento y producción alcanza los 16 años, y que los proyectos con factibilidad pueden demorar hasta 30 años en comenzar a operar. El problema no es la demanda —el oro tiene un mercado globalizado— sino las demoras administrativas que postergan inversiones y nueva oferta.
La situación canadiense resulta clave para Argentina, donde el oro ya es el principal producto minero de exportación. En 2025, las ventas externas del sector sumaron US$6.073 millones, con el oro explicando el 67,4% del total. En provincias como San Juan y Santa Cruz, el mineral representó más del 80% de las exportaciones mineras.
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El Gobierno argentino busca evitar que nuevos proyectos queden atrapados en la burocracia. En junio de 2026, mediante el Decreto 482/2026, modificó la reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras para simplificar trámites, digitalizar procedimientos y reducir cargas administrativas. En agosto y septiembre se sumaron medidas para agilizar importaciones de maquinaria y crear un Registro de Inversiones Mineras.
Cada año adicional de demora implica mayores costos financieros, renegociación de contratos y exposición a cambios regulatorios o de mercado. En minería, el capital no espera indefinidamente, y las empresas comparan jurisdicciones por geología, infraestructura, impuestos y, cada vez más, por el tiempo necesario para pasar de exploración a producción.
El caso canadiense demuestra que incluso proyectos con reservas y factibilidad pueden quedar detenidos durante décadas. Para Argentina, la oportunidad está en transformar su ventaja geológica en producción efectiva, exportaciones y empleo, evitando que el tiempo administrativo se convierta en un freno económico.
La compañía minera argentina concretó una operación societaria que liberó dividendos retenidos y generó un potencial de revalorización del 113% en su acción. El movimiento resolvió un conflicto financiero que limitaba la distribución de utilidades y reactivó el interés de inversores en el sector, en un contexto donde la minería local busca consolidar su atractivo internacional.
La decisión fue informada como hecho relevante en el mercado de capitales y marca un cambio en la política de dividendos de la empresa. La liberación de fondos implica un flujo adicional para accionistas y abre la posibilidad de nuevas inversiones en proyectos mineros, especialmente en provincias con fuerte desarrollo de litio, oro y cobre.
El impacto inmediato se reflejó en la cotización bursátil, con un salto de más del 100% en el valor potencial de la acción. Este tipo de operaciones suele modificar la percepción de riesgo y mejorar el atractivo de compañías que operan en sectores intensivos en capital como la minería. En este caso, la resolución de un conflicto societario se tradujo en un aumento de confianza de los mercados.
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Por su parte, la medida también tiene implicancias para proveedores del sector. Un mayor flujo de capital puede derivar en expansión de proyectos, nuevas contrataciones y demanda adicional de bienes y servicios especializados. La cadena de valor minera se beneficia de manera indirecta, ya que la disponibilidad de dividendos refuerza la capacidad de financiamiento privado y acelera decisiones de inversión.
Dentro de la región, operaciones similares en Chile y Perú han generado revalorizaciones de entre 50% y 80% en acciones mineras, lo que ubica el caso argentino como uno de los más relevantes en el último año. La comparación internacional muestra que la magnitud del salto bursátil en Argentina supera la media regional y posiciona al país como un mercado con oportunidades de alto rendimiento.
En cuanto a la normativa, la decisión se enmarca en las reglas vigentes sobre distribución de dividendos y transparencia en el mercado de capitales, con supervisión de organismos reguladores. El destrabe financiero fortalece la posición de la empresa y consolida su atractivo para fondos de inversión internacionales, que evalúan ingresar en proyectos de gran escala.
La lectura sistémica indica que este movimiento societario no solo impacta en la cotización bursátil, sino que también refuerza la credibilidad del sector minero argentino frente a inversores globales. La combinación de dividendos liberados, potencial de valorización y contexto regional favorable convierte a esta operación en un hito para la minería nacional.
La Justicia federal profundizó la causa por actividades hidrocarburíferas en aguas próximas a las Islas Malvinas sin autorización argentina. El fiscal Carlos Stornelli incorporó a la investigación a Rockhopper Exploration PLC y sus subsidiarias, junto con Navitas Petroleum Development and Production Limited, que se suman a Desire Petroleum Limited, ya alcanzada por el expediente.
La denuncia inicial fue presentada por el canciller Pablo Quirno y tramita en el Juzgado Federal N°11. El proceso busca determinar responsabilidades por exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental argentina sin autorización nacional, en aplicación de la Ley 26.659.
La normativa prevé penas de 5 a 10 años de prisión para exploración sin autorización y de 10 a 15 años para extracción, transporte o almacenamiento, además de multas e inhabilitaciones.
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El fiscal solicitó exhortos al Reino Unido e Israel para obtener información sobre la composición societaria de las empresas y posibles vínculos comerciales con intereses británicos. La investigación también apunta a detectar infracciones ambientales, aduaneras o eventuales maniobras de lavado de activos.
La ampliación judicial se complementa con medidas administrativas del Gobierno nacional. A comienzos de septiembre se iniciaron procedimientos sobre 45 personas humanas y jurídicas por incumplimientos de la Ley 26.659 en la zona de Malvinas.
El caso refuerza la estrategia argentina de defensa de la soberanía energética y busca avanzar sobre la estructura societaria de las compañías involucradas, sus accionistas y eventuales vínculos comerciales para determinar responsabilidades.
«Europa insta a las empresas a electrificar sus procesos precisamente cuando la electricidad constituye una de sus mayores desventajas competitivas», aseguró Alexander Julius.
Budapest, Hungría — La asociación Eurometal, que representa al sector europeo de distribución e intermediación de acero, tubos y metales, lideró el pasado 7 de septiembre una marcha en Bruselas para la Competitividad Industrial. EconoJournal dialogó con Alexander Julius, presidente de la asociación, sobre el peso de los costos energéticos, la competencia de Estados Unidos y Asia, y el riesgo de que las nuevas inversiones industriales comiencen a localizarse fuera de Europa. “Los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores”, aseguró.
La asociación representa a unas 3.500 empresas -en su mayoría pequeñas y medianas- que generan alrededor de 100.000 empleos directos y suministran aproximadamente el 60% del acero que llega a más de un millón de clientes industriales y del sector de la construcción en Europa.
El precio del gas es una de las mayores preocupaciones de la entidad. El viernes cerró a 79 €/MWh, tensionando el mercado eléctrico, el cual ya arrastraba precios altos desde el año pasado. En 2025, el precio promedio de la electricidad para consumidores no domésticos de la Unión Europea, con un consumo anual de entre 500 y 2.000 MWh, se ubicó en 0,1837 €/kWh, según Eurostat. Si bien hubo una leve recuperación desde los 0,1987 €/kWh del segundo semestre del 2022 (año en el que comenzó la invasión rusa a Ucrania) el mercado eléctrico europeo está lejos de volver a la normalidad, teniendo en cuenta que durante el 2020 el precio rondaba los 0,125 €/kWh.
La Agencia Internacional de Energía (IEA) también advirtió que “los precios para las industrias de alto consumo energético en 2025 continuaron siendo, en promedio, aproximadamente el doble que en Estados Unidos y más del 50% superiores a los de China e India”. Esta pérdida de competitividad, con el precio de la energía como uno de los factores causantes, se convirtió en una de las principales preocupaciones de la industria europea.
Energía cara, importación, relocalización y el riesgo de perder inversiones
—¿Cuál es el estado actual de la industria europea del acero en términos de capacidad instalada y empleo?
—La producción de acero bruto en la UE cayó a un mínimo histórico de 125,8 millones de toneladas en 2025. Desde 2019, Europa ha perdido aproximadamente 34 millones de toneladas en términos de producción y utilización de la capacidad. En consecuencia, la utilización de la capacidad se mantiene muy por debajo del nivel requerido para una industria intensiva en capital, que por lo general necesita operar por encima del 85% aproximadamente para seguir siendo competitiva.
El impacto en el empleo suele producirse con cierto desfase temporal. Inicialmente, las empresas reducen los turnos y la jornada laboral, y aplazan la contratación y las inversiones. Los cierres y la pérdida definitiva de puestos de trabajo llegan más tarde. Por tanto, una baja utilización de la capacidad hoy en día constituye una señal de alerta importante sobre el empleo futuro.
—¿Los precios de la energía siguen restándole competitividad a la industria?
—Los precios han bajado desde un pico excepcional provocado por la crisis, pero descender desde niveles de emergencia no equivale a recuperar la competitividad internacional. Si bien los precios mayoristas europeos se han estabilizado, los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores. La factura industrial final también incluye los costos de red, impuestos, tasas y el costo del carbono. Además, Europa sigue dependiendo estructuralmente de los combustibles importados y expuesta a los precios mundiales del GNL.
Esta situación es especialmente grave porque la transición hacia una producción de acero baja en carbono requiere mucha más electricidad y, en algunos procesos de fabricación, hidrógeno renovable o bajo en carbono. Europa insta a las empresas a electrificar sus procesos precisamente cuando la electricidad constituye una de sus mayores desventajas competitivas. Si no se resuelve esta contradicción, las inversiones en descarbonización se retrasarán o se destinarán a otras regiones.
Julius, megáfono en mano, durante la marcha realizada el 7 de septiembre en Bruselas.
—¿Se están redirigiendo ya las inversiones fuera de Europa debido a los costos energéticos?
—Sí, aunque la deslocalización industrial rara vez se produce como un simple traslado de una fábrica completa. Por lo general, adopta la forma de cierre de capacidad europea, suspensión de inversiones en Europa y abastecimiento del mismo mercado desde un centro de producción de menor costo fuera de la UE. Un ejemplo claro es Vallourec, el fabricante francés de tubos de acero sin costura. La empresa cerró sus operaciones de laminación en Düsseldorf y Mülheim, Alemania, y trasladó la producción de los artículos que allí se fabricaban a su centro industrial en Brasil. El cierre afectó a unos 1.500 trabajadores, incluidos 835 empleados que posteriormente recibieron ayudas del Fondo Europeo de Adaptación a la Globalización. Vallourec declaró que abastecer a los mercados internacionales de petróleo y gas desde Brasil resultaba mucho más rentable que producir en Alemania.
Una tendencia más reciente —y potencialmente más perjudicial— es que las empresas mantienen su presencia en Europa, pero ubican la nueva capacidad de producción en otros lugares. ArcelorMittal, por ejemplo, decidió en 2025 no llevar a cabo las inversiones previstas en instalaciones de hierro de reducción directa (DRI) de bajas emisiones y hornos de arco eléctrico en Bremen y Eisenhüttenstadt, a pesar de la propuesta de ayudas públicas alemanas por valor de 1.300 millones de euros. La empresa aludió explícitamente a los precios de la electricidad y a la falta de un entorno económico y normativo viable.
Eurometal también ha mantenido un estrecho contacto con numerosos fabricantes de toda la cadena de valor europea del acero y los metales. En estos intercambios, las empresas nos han comunicado que han detenido o aplazado inversiones en la UE y que están considerando ubicar su futura capacidad fuera de Europa. La tendencia es inequívoca y profundamente preocupante.
—¿Qué rol tienen hoy los costos de electricidad y gas frente a la competencia con Estados Unidos, China o India?
—No existe un porcentaje único y significativo aplicable a todos los fabricantes o procesadores de acero. Lo relevante es que, incluso cuando la energía no representa el mayor costo individual, el sobreprecio europeo afecta a todas las fases de la cadena: fabricación del acero, laminado, tratamiento térmico, transformación, transporte y reciclaje. Dicho sobrecosto se acumula en el precio del producto final. En el caso de productos estandarizados que se comercializan internacionalmente y tienen márgenes reducidos, una desventaja de costos relativamente pequeña puede determinar dónde se adjudica un pedido o dónde se realiza una inversión. Europa no puede dar por sentado que la eficiencia medioambiental bastará por sí sola para compensar una base de costos estructuralmente más elevada.
Los costos del gasoil y del transporte también constituyen una parte importante del problema de competitividad. Los productos siderúrgicos y metálicos son pesados, y los distribuidores y procesadores europeos dependen en gran medida del transporte por carretera. Por tanto, la competitividad energética debe evaluarse teniendo en cuenta el costo industrial total —incluidos la electricidad, el gas natural y los combustibles para transporte— y no sólo los precios de la electricidad.
—¿Cuáles serían, entonces, los otros factores que explican la tendencia negativa para la industria?
—Se trata de un problema de competitividad acumulativa. La energía es una de las causas estructurales más importantes, especialmente en el caso del acero primario, los metales no ferrosos, el tratamiento térmico y otros procesos que consumen mucha energía. La débil demanda también es importante: los sectores europeos usuarios de acero se contrajeron nuevamente en 2025, y la demanda de acero se mantiene alrededor de 10 millones de toneladas por debajo de su nivel de 2019. Al mismo tiempo, las importaciones de productos transformados con uso intensivo de acero se duplicaron con creces entre 2010 y 2024, alcanzando más de ocho millones de toneladas.
La carga regulatoria de Europa es otro componente. Las empresas europeas enfrentan costos de carbono, informes de sostenibilidad, requisitos de productos y obligaciones administrativas cada vez mayores que muchos competidores extranjeros no enfrentan. Cada medida puede tener un objetivo legítimo, pero su costo combinado y la velocidad de implementación no se han evaluado adecuadamente. Por lo tanto, el problema no es energía versus regulación versus comercio. Es la combinación de altos precios de la energía, reglas asimétricas, importaciones a precios injustos, demanda débil y lentitud en la concesión de permisos lo que hace que la inversión en Europa sea cada vez más difícil.
—¿Cuál sería la solución a esta problemática para Eurometal? ¿Pueden los subsidios y las tarifas especiales restaurar la competitividad?
—Durante la manifestación de Eurometal en Bruselas nuestro mensaje fue precisamente que la industria europea no pide subsidios ni un trato especial. Pedimos unas condiciones de competencia equitativas que permitan a las empresas europeas competir en igualdad de condiciones. Los fabricantes europeos cumplen con algunas de las normas más exigentes del mundo en materia medioambiental, social, de contabilidad de carbono y de producto. Estos requisitos conllevan costos. Sin embargo, Europa sigue importando productos acabados y semielaborados de países donde los productores no siempre afrontan obligaciones, costos de carbono o requisitos de transparencia equivalentes. Esto genera un desequilibrio fundamental. Proteger el acero en su fase primaria resulta insuficiente si los productos transformados que contienen grandes cantidades de acero pueden entrar en Europa sin estar sujetos a obligaciones equivalentes en materia de carbono, trazabilidad y normativa. Lo que Europa necesita es un sistema energético estructuralmente competitivo y unas condiciones de comercio justo. Las medidas comerciales y las normas sobre el carbono deben abarcar los productos transformados pertinentes y evitar la elusión de la normativa.
El desafío hacia el próximo invierno
De cara al invierno 2026/2027, desde Eurometal advierten que el desafío ya no pasa únicamente por garantizar el abastecimiento energético, sino por asegurar que la industria pueda acceder a la energía a precios que le permitan competir internacionalmente. La asociación también puso el foco en acelerar las medidas destinadas a equiparar las condiciones entre los fabricantes europeos y los productos importados.
En ese sentido, Julius valoró la reciente posición adoptada por el Parlamento Europeo para ampliar el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) a determinados productos transformados intensivos en acero y aluminio, aunque advirtió que el calendario previsto -a partir del 2028- resulta demasiado lento frente a las decisiones de inversión que las empresas deben tomar actualmente.
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció la eliminación de los subsidios al gasoil (diesel) que aún permanecían vigentes para los pequeños consumidores. La medida tuvo un impacto directo en los precios en el surtidor, que durante el fin de semana treparon a casi dos dólares por litro de gasoil. El objetivo oficial es poner fin a los subsidios a los combustibles, cuyo costo asciende a US$ 55 millones semanales, explicados principalmente por el gasoil.
En concreto, el presidente boliviano firmó el viernes el decreto supremo 5716 que establece una nueva fórmula para el cálculo del precio del gasoil que se comercializa en las estaciones de servicio. El decreto reemplaza el precio fijo por un mecanismo de precio de paridad de importación, que suma al costo del diésel importado el transporte, el almacenamiento, la inspección, el financiamiento y los impuestos aduaneros.
La nueva fórmula arroja un precio inicial de 17,95 pesos bolivianos (1,83 dólares) por litro, un aumento de 83% con respecto al precio antes fijado en 9,80 bolivianos para el segmento minorista. El nuevo precio ya era abonado por el segmento mayorista (camioneros e industrias).
El regulador calculará y publicará todos los días hábiles el precio de referencia para las estaciones, tomando como precio de referencia de importación el Diésel ULSD Colonial 62 pipe fob cycle 1, Houston close, pipeline fob.
La fórmula establece una banda de tolerancia de +/- 5% sobre el precio de importación, habilitando subas o bajas en el precio de referencia para las estaciones de servicio si el precio de importación se desvía de esa banda.
Por la noche del viernes, Paz explicó por cadena nacional que la nueva fórmula representa el fin de los subsidios a este combustible. «Hemos tomado la decisión de que, desde hoy el diésel costará lo mismo que nos cuesta comprarlo fuera«, dijo el mandatario.
Sobre los subsidios a las naftas, el GLP y el gas natural, el ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, aseguró que por el momento la eliminación de subsidios únicamente alcanza al gasoil. Las naftas se comercializan a un precio fijado en 6,96 pesos bolivianos por litro.
El fin de los subsidios al gasoil también forma parte de la letra chica negociada con el Fondo Monetario Internacional (FMI) a cambio de un préstamo de US$ 1900 millones. El directorio del FMI ratificaría el préstamo el próximo 2 de octubre y liberaría una primera partida de US$ 250 millones.
Normalizar el abastecimiento de gasoil en Bolivia
La eliminación de los subsidios al gasoil forma parte de una serie de medidas que la administración de Rodrigo Paz viene aplicando progresivamente desde el inicio de su mandato para normalizar la importación y abastecimiento de combustibles en Bolivia. El país importa el 90% del gasoil que consume.
La primera medida fuerte llegó en diciembre con el descongelamiento de los precios de las naftas y gasoil. En ese momento el precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. Los precios estuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$ 1500 y US$ 2000 millones por año.
Sin embargo, esos aumentos fijados por decreto quedaron desactualizados cuando el Banco Central de Bolivia a fines de junio adoptó un régimen cambiario flexible en reemplazo del fijo que se mantuvo por 15 años. El dólar oficial dejó de cotizar a 6,96 bolivianos y ahora cotiza a valores diarios, ubicándose actualmente en 11 bolivianos por dólar.
La promesa de abandonar el sistema de subsidios a los combustibles que rige desde 2005 finalmente comenzó a materializarse el último viernes, con la nueva fórmula para ajustar los precios del gasoil en los surtidores para el segmento minorista.
Otra medida significativa se tomó a comienzos de septiembre con la publicación del decreto supremo 5701 que autorizó de manera excepcional a las refinerías del país a importar petróleo crudo para procesarlo y comercializar directamente sus combustibles derivados a precio de mercado, sin subsidio alguno.
BESS Nuevo Puerto, la central de almacenamiento de baterías es propiedad de Central Puerto.
El proyecto de baterías más grande de la primera tanda de la licitación AlmaGBA, BESS Nuevo Puerto, se suma próximamente al sistema eléctrico argentino. Con 150 MW, forma parte de la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía (BESS, por las siglas en inglés) para reforzar el suministro en los picos de consumo en el AMBA. Usa baterías de litio-ferrofosfato -LFP- y es propiedad de Central Puerto.
Según la última presentación a inversores de la compañía, actualizada el 17 de septiembre, BESS Nuevo Puerto, ubicado en el predio de la central homónima de Central Puerto, en el puerto de la Ciudad de Buenos Aires, utiliza baterías provistas por CATL (Contemporary Amperex Technology Co.), fabricante mundial del segmento, y está en un avance de obra de un 69 por ciento.
El contrato tiene una vigencia de 15 años, con Edenor como off-taker. La presentación explica cómo funciona en la práctica: es Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico, quien suministra la energía a cargar, sin costo adicional para la empresa ni arbitraje de precios de por medio.
El proyecto tiene una autonomía de cinco horas de descarga continua, lo que equivale a unos 750 MWh, según el comunicado de adjudicación de la empresa. La compañía prevé energizarla entre octubre y noviembre de 2026, con entrada en operación comercial en el último trimestre del año.
Nuevo Puerto es parte de la iniciativa AlmaGBA para reforzar los nodos más exigidos de las redes de Edenor y Edesur. De los 667 MW finalmente adjudicados entre siete empresas, Central Puerto se llevó las dos ofertas más competitivas: la de Nuevo Puerto y la de Costanera, su otro proyecto de baterías BESS de 55 MW. Según la última presentación a inversores, Costanera también usa baterías de litio-ferrofosfato de CATL y venderá su energía a Edesur.
Otros proyectos de baterías BESS que ingresan en 2026 y 2027
Cammesa informa en su web los principales ingresos previstos en almacenamiento de baterías (BESS) correspondientes a proyectos del programa AlmaGBA.
Según su programación, además de BESS Nuevo Puerto, cuyo ingreso está previsto para mediados de diciembre, otros tres proyectos de AlmaGBA tienen fecha de ingreso antes de fin de 2026: BESS Chingolo (Sullair, 24 MW); BESS Costanera (el otro proyecto de Central Puerto, 55 MW), y BESS Alma Sur (Central Dock Sud, 90 MW).
El sistema continúa incorporando capacidad durante 2027: entre otros, se informa el ingreso de BESS Parque y BESS Pilar (EDS3, 50 MW cada uno), BESS Brown y BESS Glew (Rowing, 22 MW cada uno), BESS Matheu (MSU, 150 MW —otro proyecto que empata a Nuevo Puerto como el más grande de todo AlmaGBA—), BESS Maschwitz (Genneia, 40 MW) y BESS San Fernando (Aluar, 30 MW).
Rolando Figueroa presentará un balance de sus primeros mil días de gobierno.
Lareforma electoral de Javier Milei dio su primer paso en el Senado. Esta semana, la comisión de Asuntos Constitucionales puso el proyecto por primera vez en debate y La Libertad Avanza defendió la necesidad de eliminar las PASO, uno de los desvelos políticos del presidente de cara al 2027. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, no tiene problemas con eso.
Dijo en más de una ocasión que las considera un «gasto innecesario» y que hasta le interesa despejar agosto del calendario para convocar las elecciones provinciales ese mes. Lo repitió el martes pese a que, como viene contando EN/CLAVE, hoy la balanza parece inclinarse más a los primeros meses del año que viene.
Pero la reforma del oficialismo apunta a algo más que las primarias. La jefa de la bancada libertaria, Patricia Bullrich, explicó en la comisión que, además de endurecer los pisos de afiliación para los partidos y flexibilizar el acceso al financiamiento privado, también busca incorporar en la Boleta Única de Papel la opción de votar por lista completa.
«Tienen un problema de instrumentación», reconoció el gobernador sobre los planes del oficialismo para habilitar a sus aliados a «colgarse» de la fórmula de Milei con sus propios sellos. Ni más ni menos que traer las listas colectoras de vuelta al sistema electoral nacional, pero algo complicado de incorporar con esta herramienta de votación.
Figueroa, por el momento, no repitió la posición contra la lista completa que había sido bandera de los provincialismos en el debate del 2024. Esta semana dijo solamente que el gobierno nacional tiene un «desafío», que es «cómo se conjugan dos sistemas totalmente diferentes».
No habría oposición per se a las colectoras que son un mecanismo extendido en Neuquén: las utilizó el gobernador en el 2023 para conjugar su alianza multipartidaria y todo indica que lo hará de nuevo en 2027.
Pero aún evita anticipar posición sobre la reforma electoral de los libertarios y lo mismo hizo Julieta Corroza en el Senado. La representante de La Neuquinidad fue convidada a la comisión porque se incorporaron los proyectos de Ficha Limpia en el paquete, entre ellos el suyo, pero adelantó que exigirá que los debates se separen. Considera que este último es el que le interesa a la gente, versus la reforma electoral que solo está en la agenda de los partidos.
Una advertencia y dos viajes
Figueroa remató su rodeo al tema asegurando que «falta tanto» para las elecciones que el gobierno provincial aún no entró en modo campaña. E inmediatamente dio una señal de lo contrario: un mensaje en clave que pareció activar uno de los principales argumentos para la apuesta reeleccionista del año que viene.
«Es mucho el desafío que tenemos por delante por lo que se está generando en Neuquén. Yo creo que tenemos que tomar conciencia de lo que estamos viviendo en la provincia y de cómo nos tenemos que cuidar. Y de cómo tenemos que cuidar nuestra forma de vida y nuestra forma de administrar las cosas», sostuvo.
Vuelve así el leitmotiv de la campaña legislativa del 2025 cuando La Neuquinidad salió a enfrentar a los partidos nacionales, principalmente, La Libertad Avanza, por las bancas del Congreso que se pusieron en juego.
Este martes, Figueroa encabezará un acto en Casa de Gobierno para presentar la campaña institucional «1.000 días. 1.000 razones. 1.000 obras» que buscará hacer un balance de los primeros mil días de gestión y un repaso de las obras que se están haciendo en toda la provincia. Casi una plataforma de campaña anticipada para salir a mostrar cómo es esa «forma de administrar las cosas» que sería grato preservar.
En los siguientes días, el gobernador viajará a participar en París de la Argentina Week invitado por el gobierno de Milei. A Neuquén se le asignó un lugar importante en la agenda por ser una de las provincias que más inversiones ha conseguido hasta ahora. Pero antes, Figueroa tendrá agenda propia en España y hasta visitará un centro de esquí en Francia con la intención de replicar mejoras en los cerros de la provincia.
El gobernador eligió concentrarse en esa agenda y evitó un viaje a China, algo que no hizo el intendente de Añelo, Fernando Banderet. Esta semana aterrizó en Shangai junto al dirigente de ATE y vicepresidente de CALF, Carlos Quintriqueo, desafiando las advertencias de la embajada de Estados Unidos sobre incorporar tecnología de Huawei en Vaca Muerta. El jefe comunal prepara junto a la cooperativa eléctrica una inversión en fibra óptica y un data center para unir la ciudad con el corredor petrolero.
Hubo algunas reacciones no del todo felices en algunos funcionarios del gobierno provincial. El intendente se mueve sin pedir permiso, tal como hizo con la presentación de la ley para pedir la autonomía de Añelo, por ahora sin movimiento en la Legislatura. De a poco se lo ve más en sintonía con el gremio petroleroque con Comunidad, aunque el apoyo mutuo en 2027 seguirá siendo el mismo.
Durante agosto, Vaca Muerta completó 2.262 etapas de fractura, lo que representa un aumento del 12,5% en comparación con julio. No obstante, esta cifra está un 18% por debajo del récord alcanzado en junio, cuando se registraron 2.760 etapas.
Cada etapa de fractura consiste en un tramo en un pozo horizontal donde se inyectan agua, arena y aditivos a alta presión para liberar petróleo y gas atrapados en la roca. Este indicador es fundamental para medir la actividad en la cuenca neuquina.
En agosto, YPF completó 998 etapas, lo que implica una caída del 6,5% respecto a julio y una disminución del 28,3% frente a junio. Esta caída representa la mayor reducción absoluta desde el pico de actividad. En contraste, las demás operadoras incrementaron su actividad un 34%, sumando 1.264 etapas, compensando así la baja de YPF.
La participación de YPF en agosto fue cercana al 44%, inferior al 47,5% que mantiene en el acumulado anual 2026.
En cuanto a los yacimientos más activos durante agosto, Lajas Este (operado por YPF) lideró con 549 etapas, más del doble que en julio. Le siguieron Bajada de Palo Oeste (Vista) con 253 etapas y La Amarga Chica (YPF) con 228 etapas, aunque esta última disminuyó su actividad a menos de la mitad respecto al mes anterior.
Otros yacimientos destacados fueron Los Toldos Este 2 (Tecpetrol), Loma Campana (YPF), Cruz de Lorena (Shell), Bajo del Choique (Pluspetrol), Bajada de Palo Este (Vista), Mata Mora Oeste (Phoenix) y Coirón Amargo Sur Este (PAE).
Algunos bloques que figuraban entre los más activos en julio no aparecieron en agosto, como La Caverna (YPF), que había aportado 189 etapas, Rincón de Aranda (Pampa Energía), Loma Jarillosa Este (GeoPark) y Chihuido de la Sierra Negra (YPF). En el caso de La Caverna, su acumulado anual se mantiene en 1.714 etapas, el mismo valor registrado al cierre de julio.
Con el aporte de agosto, el acumulado desde enero alcanzó las 19.230 etapas, superando en 7,9% las 17.814 etapas realizadas durante todo 2024, con cuatro meses aún por delante. Frente a los mismos ocho meses de 2025, la actividad muestra un aumento interanual del 17%, con 11 operadoras activas en la cuenca durante este año.
La Fundación Contactos Energéticos proyecta que para 2026 se alcancen cerca de 28.000 etapas. Para lograr este objetivo, la cuenca debe completar unas 8.770 etapas adicionales entre septiembre y diciembre, un promedio mensual cercano a 2.190, cifra que está por debajo de lo registrado en agosto.
El desempeño de septiembre será clave para determinar si YPF retoma el ritmo de junio o si la actividad continúa sostenida principalmente por el resto de las operadoras.
Una fábrica de films plásticos de Quilmes denunció aEdesurpor aumentos “irracionales” en los cargos eléctricos y logró una medida cautelar que impide la interrupción del suministro mientras se resuelve el conflicto judicial.
El Juzgado Federal de Quilmes, a cargo del juez Luis Antonio Armella, ordenó a la distribuidora Edesur que se abstenga de interrumpir, suspender o restringir el suministro eléctrico a la fábrica de films plásticos Protefilm.
La medida cautelar rige por un plazo de respuesta de dos días y se mantendrá hasta que se resuelva la cuestión de fondo sobre la validez de los cobros, previa presentación de una caución juratoria por parte de la firma.
La demanda fue iniciada por la pyme tras recibir facturas por un monto acumulado superior a los $174 millones, de los cuales $91.956.961,49 son correspondientes a agosto y $82.959.743,90 tiene vencimiento en septiembre.
Para evitar la suspensión del servicio tras la boleta de agosto, la compañía debió recurrir a la contratación de un préstamo bancario de $100 millones. Ante este escenario, la empresa solicitó la nulidad de ambos comprobantes y el reintegro de las sumas abonadas.
Al argumentar su posición, aseguró que “la electricidad constituye un insumo indispensable para su actividad industrial” y advirtió que “la continuidad de la producción depende directamente de contar con el suministro energético”.
En su presentación, la firma sostuvo que el incremento tarifario compromete seriamente su continuidad operativa, lo que pondría en riesgo la continuidad de 70 puestos de trabajo, y aseguró que afecta derechos constitucionales como la propiedad, la razonabilidad y la libertad de ejercer una actividad lícita.
Protefilm planteó que las subas desmedidas respondieron principalmente a los ítems ACPOT (Ajuste por Servicio de Potencia) y CESTAB (Cargo o Ajuste por Costo de Energía Consumida) del Mercado Eléctrico Mayorista.
Dichos conceptos registraron incrementos de entre el 150% y más del 300% en relación con períodos anteriores, igualando o superando en algunos casos el costo de la energía efectivamente consumida. Asimismo, la firma denunció la falta de documentación detallada por parte de Edesur y Cammesa sobre los parámetros aplicados para el cálculo de los importes.
Al resolver la medida, el magistrado consideró acreditada la verosimilitud del derecho y el peligro en la demora, señalando que los montos exigidos ponían en riesgo el patrimonio y el capital de trabajo de la firma. El juez advirtió que intimar al pago bajo amenaza de corte podía empujar a la empresa a un estado de cesación de pagos, concurso preventivo o quiebra.
Tras el fallo, el abogado de la pyme, Marcelo Szelagowski, sostuvo que la decisión judicial reconoce la relevancia del insumo energético en la estructura industrial y alertó que “bajo el argumento de una supuesta liberalización del mercado, se trasladan directamente a la industria los costos derivados de los problemas y desequilibrios del sistema energético, lo que pone en riesgo la continuidad de numerosas empresas“.
La petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) dispuso cambios en la operatoria de la histórica terminal que posee en el Puerto de Mar del Plata. La compañía confirmó que lleva adelante una “adecuación operativa” con el objetivo de optimizar su esquema logístico, aunque aclaró que la decisión no implica su salida del puerto marplatense.
“YPF está llevando adelante una adecuación operativa de su terminal de despacho en el Puerto de Mar del Plata con el objetivo de optimizar su esquema logístico. La decisión no implica una salida de YPF del Puerto de Mar del Plata”, señalaron fuentes de la empresa que tiene como CEO a Horacio Marín.
En ese sentido, desde la petrolera remarcaron que el abastecimiento de combustibles al sector pesquero continuará garantizado, con los mismos estándares de calidad, seguridad y confiabilidad. “La compañía mantiene su compromiso con sus clientes y con la actividad portuaria”, agregaron.
Algunos rumores sobre un posible retiro de YPF del Puerto de la ciudad habían generado preocupación en distintos sectores productivos. Sin embargo, desde la compañía estatal se limitaron a aclarar que se trata de una “adecuación operativa”.
Fuentes extraoficiales señalaron que la terminal se encuentra trabajando por debajo de su capacidad. Según indicaron, desde el año pasado dejó de despachar Infinia Diesel, una de las variedades de combustible de YPF, lo que habría reducido todavía más el nivel de actividad de las instalaciones.
“Es una terminal histórica, pero ya no es lo que supo ser hasta principios de los 2000. Es histórica, pero viene trabajando poco y nada. Está muy paralizada”, describieron fuentes con conocimiento de la operatoria.
Uno de los puntos que todavía no fue precisado oficialmente por YPF es qué ocurrirá con los trabajadores afectados por la reestructuración.
Desde la empresa no brindaron detalles sobre la situación del personal. No obstante, fuentes extraoficiales indicaron que se había ofrecido a los trabajadores la posibilidad de trasladarse a la terminal que YPF posee en La Plata.
El presidente Javier Mileirecorrió este viernes las instalaciones de Compañía Mega S.A. en Bahía Blanca, donde recibió detalles sobre el proyecto de expansión de la empresa incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Durante la jornada, el mandatario también sobrevoló los terrenos donde Pampa Energía construirá una planta de urea que, según las proyecciones oficiales, será la mayor de la región.
Durante su visita al complejo industrial, líder en el procesamiento de gas natural proveniente de Vaca Muerta, Milei conversó con operarios y participó de una presentación institucional sobre los planes de crecimiento de la compañía.
Mega prevé invertir US$ 365,4 millones para ampliar su capacidad productiva y potenciar la exportación de hidrocarburos, con un proyecto que permitirá incrementar en 27% su capacidad de procesamiento y generar 770 empleos directos e indirectos.
La iniciativa tendrá impacto en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, de acuerdo con la información difundida por el Gobierno. En paralelo, durante el traslado hacia la sede de Mega, el Presidente sobrevoló los terrenos contiguos a la Central Térmica Piedra Buena, donde Pampa Energía avanzará con la construcción de su nueva planta de urea, tras la aprobación de su adhesión al RIGI.
El proyecto de Pampa Energía contempla una inversión de US$ 2.700 millones y tendrá una capacidad de producción de 2,1 millones de toneladas de urea por año a partir de 2029.
La compañía prevé destinar parte de esa producción al mercado interno y el resto a la exportación, con una generación estimada de US$ 1.000 millones en divisas entre ventas externas y sustitución de importaciones.
Milei estuvo acompañado por la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el secretario de Comunicación y Medios, Fabián Fernández; y el diputado nacional Sebastián Pareja. También participaron de la recorrida Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
Luego de la actividad, la comitiva presidencial se trasladó al predio donde la empresa Louis Dreyfus Company construirá una planta de molienda para el procesamiento de semillas oleaginosas, con una inversión de US$ 400 millones, que tendrá una capacidad industrial de hasta 4.000 toneladas por día.
Dle evento participaron el gerente de Louis Dreyfus Company en Bahía Blanca, Juan Matías Kavaliunas; y el director de Asuntos Públicos, Luis Zubizarreta.
De acuerdo a lo que informó el oficialismo, la empresa, una de las principales comercializadoras y procesadoras de productos agrícolas a nivel mundial, “desarrollará el nuevo proyecto de procesamiento de semillas, principalmente de girasol y soja, en un predio de 12 hectáreas adyacente a la terminal portuaria de Bahía Blanca”.
A su vez, apuntó que “la nueva planta se convertirá en una de las instalaciones de molienda de semillas de girasol más grandes del mundo, con una producción estimada de 400 mil toneladas de aceite crudo de girasol y 75 mil toneladas de aceite crudo de soja por año”
“La inversión incluye la instalación de modernos equipos diseñados para el procesamiento eficiente de oleaginosas, incluidos sistemas de preparación para limpieza, descascarado, acondicionamiento y laminado. La planta también contará con un área integrada para la recepción de semillas y la carga de subproductos del procesamiento —harinas, pellets y aceites—, así como con sistemas cerrados de transporte de productos diseñados para operación continua y un mayor control de emisiones”, concluyó el comunicado.
Mientras los gobiernos de Argentina y Gran Bretaña siguen sin poder sentarse a discutir como dispuso la ONU la soberanía sobre las islas Malvinas, una diputada británica representante de los territorios de ultramar insistió este viernes con difundir el respaldo que su Gobierno le da a los habitantes que ocupan el archipiélago para explotar sus recursos naturales y rechazó “cualquier intento de politizar los mecanismos internacionales” contra los negocios en la zona.
La funcionaria inglesa es la subsecretaria parlamentaria de Territorios de Ultramar, Uma Kumaran, quien semanas atrás ya se había cruzado con un funcionario del Gobierno de Javier Milei por la falta de exactitud en registros históricos sobre las islas.
En un mensaje del Ministerio de Asuntos Exteriores, de la Commonwealth y de Desarrollo que compartió en las redes sociales, Kumaran apuntó que “el Reino Unido se alinea plenamente con la comunidad internacional y cualquier intento de politizar los mecanismos internacionales contra particulares por hacer negocios con las Islas Malvinas es ilegítimo”.
Se refirió a los decretos de Javier Milei que advirtieron a empresas de hidrocarburos o sus allegados que serán vetados de invertir en emprendimientos en la Argentina si persisten con las exploraciones ilegales en el territorio en disputa. En ese marco, la parlamentaria sostuvo que “estas acusaciones contra empresas y particulares son inaceptables y carecen de justificación legal”.
“El Reino Unido es claro: las Islas son británicas y la gente allí tiene derecho a desarrollar sus recursos naturales como considere conveniente”, añadió en su posteo, aunque para la legislación internacional y según lo resuelto por la ONU la población de habla inglesa en las Malvinas ha sido implantada y no la cobija el concepto de autodeterminación de los pueblos.
En ese sentido, la diputada que paradójicamente es hija de refugiados de la colonia de Sri Lanka consideró que “las decisiones sobre hidrocarburos son un asunto comercial para los isleños y las empresas involucradas y solo para ellos”.
La subsecretaria parlamentaria de estado señaló que en el mensaje compartido con el Ministerio de Asuntos Exteriores, de la Commonwealth y de Desarrollo consideran que el desarrollo de los recursos de las islas “forma parte integral de su derecho a la autodeterminación” que sigue bajo pretensión y no con sustento de legitimidad.
En las últimas semanas, “Argentina ha seguido amenazando a empresas y particulares que suministran bienes y servicios, directa e indirectamente, a las Islas Malvinas, incluso en el sector de los hidrocarburos”, añadió y remarcó que “el Gobierno del Reino Unido y nuestra red diplomática respaldan plenamente a esas empresas y personas. Cuentan con todo nuestro apoyo”.
“Esta no es la primera vez que un gobierno argentino profiere amenazas económicas contra los isleños, sin embargo, la economía de las Islas Malvinas continúa prosperando”, añadió el mensaje.
Y, reconoció que “existen enormes oportunidades para las empresas en las Islas” Malvinas para lo cual anuncian que van a trabajar “incansablemente con el Gobierno de las Islas para garantizar que se respeten sus deseos”.
En tanto, en Buenos Aires, el Gobierno envió el jueves al Congreso el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional, que entre otras cuestiones contempla sancionar a las empresas petroleras que operen en la zona de las Malvinas.
La Casa Rosada considera a esta iniciativa como “un hito en el proceso de recuperación de las islas” del Atlántico Sur. El texto de algo más de 40 páginas fue firmado por el presidente Milei, su jefe de Gabinete, Diego Santilli, y los ministros de Relaciones Exteriores y de Economía, Pablo Quirno y Luis Caputo.
También el martes el Gobierno expresó su “enérgico rechazo” a un manual que publicó el Reino Unido con la consigna “Haciendo negocios con las Islas Malvinas” y reiteró que esas actividades son “ilegítimas” dado que “ninguna guía gubernamental extranjera” puede estar por encima del derecho.
En ese comunicado, el Ejecutivo remarcó que la Argentina “reafirma categóricamente” que las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur “forman parte del territorio nacional y se encuentran ilegítimamente ocupadas” por la administración británica.
En la cuestión de las explotaciones petroleras en la cuenca de Malvinas, la Casa Rosada critica en especial a “las licenciatarias ilegítimas” Rockhopper Exploration Plc (de origen británico) y Navitas Petroleum Lp (israelí) sobre el proyecto “Sea Lion” (Leon Marino) en la zona norte del archipiélago.
La ampliación de la planta de Profertil tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.
La compañía Profertil, el mayor productor de fertilizantes del país, presentará el proyecto de ampliación de la planta de Bahía Blanca en el RIGI antes de fin de año. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes cercanas a la compañía. La expansión de Profertil demandará una inversión de alrededor de US$ 2.000 millones y generará una nueva demanda de gas de Vaca Muerta, la principal materia prima de la compañía para la producción de urea granulada y amoníaco.
El nuevo tren productivo que Profertil instalará en la planta de Ingeniero White le permitirá elevar la producción de 1.320.000 a 2.830.000 toneladas de fertilizantes nitrogenados por año. En los hechos, la ampliación de la planta tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.
La compañía, que desde diciembre del año pasado tiene como principal accionista a Adecoagro con un 90% y a la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) con el 10% restante, informó este viernes que en agosto produjo más de 120.700 toneladas de urea granulada, el mayor volumen registrado para ese mes en sus 25 años de historia.
Detalles del proyecto de ampliación
Para avanzar en la presentación del RIGI antes de que termine el año, la compañía conformó un equipo de 50 profesionales que trabajan exclusivamente en ese objetivo. El equipo lleva invertido más de US$ 35 millones en los avances de la ingeniería de base, las obras para reacondicionar el muelle (el proyecto de ampliación no necesita una terminal portuaria nueva) y las instalaciones en la planta, entre otras iniciativas, según pudo relevar EconoJournal.
Según las estimaciones que hacen en Profertil, la obra demandará alrededor de cuatro años. Creen que estaría operativa para fines de 2030. La compañía tiene reservado desde hace algunos años el espacio para construir el nuevo tren de producción dentro de las instalaciones en Ingeniero White, a ocho kilómetros del centro de Bahía Blanca.
La obra demandará alrededor de 3000 trabajadores. En la actualidad, Profertil opera con más de 1000 trabajadores y en algunos momentos particulares, como en una parada de planta, puede llegar a demandar 1500 personas.
La compañía presentó este lunes un hecho relevante en la Comisión Nacional de Valores (CNV) para crear una sucursal dedicada para conformar el Vehículo de Proyecto Único (VPU), una figura legal que exige el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Esa decisión la tomaron los directores Ignacio Bosch, Guillermo Sánchez, Emilio Gnecco y Mario Imbrosciano en la reunión de directorio del 31 de agosto donde aprobaron la formación de la sucursal dedicada. La semana pasada Profertil también presentó ante la CNV un cambio en el estatuto de la sociedad para sumar el proyecto de ampliación de la planta como parte de los objetivos de la compañía.
La obra de expansión de Profertil en Bahía Blanca demandará alrededor de 3000 trabajadores.
Sinergia con Vaca Muerta
Profertil produce urea granulada y también alcanza las 790.000 toneladas anuales de amoníaco. En la actualidad, demanda 2,5 millones de m3/día de gas natural. La urea es esencial para la producción de trigo, maíz y cebada, entre otros productos agropecuarios.
La expansión del complejo petroquímico de Bahía Blanca significa una nueva demanda de gas natural de Vaca Muerta en el mercado doméstico. Es una muestra de la sinergia que hay entre la producción de gas no convencional de la cuenca Neuquina y el sector agropecuario.
Con la ampliación de su planta, Profertil alcanzará una producción de 2,8 millones de toneladas por año de fertilizantes. Además, se suma el proyecto que la compañía Pampa Energía lanzó este año para producir 2,1 millones de toneladas anuales también en Bahía Blanca.
De este modo, la Argentina podría alcanzar casi 5 millones de toneladas por año de fertilizantes a partir de 2030. Un volumen suficiente de urea para abastecer el mercado interno, sustituir importaciones y lograr saldos exportables.
De izquierda a derecha: Gustavo Puzzolo (Conuar), Carlos Echeverry (Cluster CIAR), Nicolás Gandini, Juan Carlos Hallak (Facultad de Ciencias Económicas, UBA) y Nicolás D’Ángelo (Equipel).
Vaca Muerta se consolidó como una de las locomotoras de la economía argentina y se prepara para un nuevo salto de escala. La ampliación de la infraestructura de evacuación, el crecimiento esperado de la producción, las exportaciones de gas y los nuevos proyectos de inversión configuran un escenario de expansión para la industria petrolera. Sin embargo, este crecimiento no necesariamente garantiza que las empresas argentinas de la cadena de valor crezcan al mismo ritmo. Carlos Echeverry, del Cluster CIAR; Nicolás D’Ángelo, de Equipel; Gustavo Puzzolo, de Conuar; y el economista Juan Carlos Hallak, debatieron sobre el tema en el nuevo programa de Aguas Arriba, conducido por Nicolás Gandini.
Para Echeverry, el escenario actual tiene dos caras. Por un lado, sostuvo que las obras y las nuevas condiciones para exportar están resolviendo las limitaciones que hasta ahora condicionaban el crecimiento de la producción. Pero, al mismo tiempo, advirtió que las empresas proveedoras vienen atravesando años complejos y que actualmente enfrentan una competencia cada vez mayor.
Carlos Echeverry, del Cluster CIAR.
“Aguas adentro hubo un año y medio, dos, en que la actividad convencional y en campos maduros, con las 55 [áreas convencionales cedidas] del Plan Andes de YPF, paró a cero. Ahí muchas empresas casi se destruyeron, además de la baja actividad y gente disponible para todos lados”, planteó.
Además, problematizó la competencia a la que se enfrentan las empresas proveedoras: “Hoy la competencia en Neuquén es tremenda, la oferta supera cualquier demanda. Entonces, cosas específicas, como equipos de perforación o fractura, pueden seguir teniendo valor agregado y van a seguir creciendo. Todo lo demás va a crecer de forma moderada, con precios bajos y una competitividad feroz”.
A eso se suma el interés de empresas provenientes de otros sectores de la economía por ingresar a Vaca Muerta, atraídas por de los pocos segmentos que mantienen un fuerte dinamismo. “Muchas que vienen, entran, bajan los precios y luego se tienen que ir porque soportar un cashflow negativo durante mucho tiempo no es fácil”, señaló Echeverry.
D’Ángelo sumó otro cambio que obliga a las empresas a redefinir sus estrategias: la apertura de la economía.
“Lo que se dio hace muy corto plazo fue un cambio de condiciones realmente bestial. Veníamos de una economía 100% cerrada a una economía 100% abierta. Y todos nos tuvimos que acostumbrar a esta nueva forma de trabajo”.
En el caso de Equipel, la empresa de servicios vinculada al sector eléctrico de la cual D’Ángelo es director comercial, se alcanzó un acuerdo con Siemens para importar componentes de celdas de media tensión y completar localmente su adaptación a las necesidades del mercado argentino.
“Hoy hay que salir a ver al mundo, qué es lo que el mundo puede ofrecer, y cómo customizamos o adecuamos a las demandas locales lo que podemos traer del mundo. Yo creo que ahí está el agregado de valor”, explicó.
Nicolás D’Ángelo, de Equipel.
El acuerdo demandó cerca de dos años de trabajo y requirió que Equipel certificara sus capacidades ante la compañía internacional. “Son procesos largos, pero claramente son procesos que hoy por hoy no podemos dejar de lado. Si uno quiere crecer, creo que el crecimiento viene por ese lado”, agregó.
“Win-win”: asociarse para ganar escala
La asociatividad apareció como uno de los principales puntos de coincidencia entre los empresarios. Frente a este nuevo panorama de competitividad, la posibilidad de asociarse con otras compañías puede convertirse en una vía para acceder a capacidades que una pyme difícilmente pueda desarrollar por sí sola.
Para eso, el Cluster CIAR busca utilizar su estructura para vincular empresas que quieran ingresar al mercado neuquino.
“Vos necesitás venir o con una tecnología o con un servicio especial. Aprovechá todo lo que tenemos que ya estamos establecidos: cómo entrar en un yacimiento, las bases, los equipos, te proveemos gente, contratos. Con eso tenés entre 12 y 18 meses menos de caja negativa”, informó el empresario.
Gandini: —Lo que no sé es si culturalmente, y hasta a veces políticamente, existen las condiciones para que eso fluya. Tiene que haber mucha confianza entre el que está entrando y el que ya está. ¿Eso existe o no?
Echeverry: —No, hay que desarrollarlo, hay que mostrar. En la empresa tenemos 30 años de experiencia. La confianza se gana día a día y se pierde muy rápido. Entonces, sí es fundamental generar esa confianza. Ya tenemos algunas asociaciones para presentar, que las vamos a presentar ahora [en la expo AOG Patagonia de octubre]. No es fácil. Acá hay que generarlo, pero creo que es un win-win para ambas partes.
D’Ángelo coincidió: “Por ahí unos años atrás no estaba tan clara esta necesidad o ganas de querer asociarse, pero lo que yo veo hoy y charlo con colegas es mucha predisposición y buena voluntad de querer asociarse, generar un win-win básicamente”.
“Hoy estamos hablando de un salto de escala y muchas veces sabemos que para hacer frente a ese salto de escala o lo que es necesario abastecer no se puede hacer por sí solo”, agregó.
La colaboración también puede servir para desarrollar capacidades que actualmente no existen en escala suficiente en el país. Gustavo Puzzolo relató el caso de un producto de exportación que Conuar está desarrollando y para el cual necesitaba fundición de plomo a gran escala.
“No encontrábamos fundición de plomo a alta escala, había todo pequeña escala. Entonces armamos un equipo de ingeniería entre la Comisión Nacional de Energía Atómica, Conuar e Y-TEC, y fuimos a buscar dos empresas y las estamos desarrollando”, explicó.
Según indicó, en octubre está prevista la primera entrega de ese insumo. “Es la primera vez que se hace una fundición de plomo de ese nivel y de esa calidad”, sostuvo.
Gustavo Puzzolo, de Conuar.
La estrategia de Conuar, agregó, apunta además a internacionalizar su producción y arrastrar en ese proceso a otras empresas argentinas.
“Hoy creo que hay una gran oportunidad de internacionalizar la industria nacional, no solo mirando Vaca Muerta sino mirando la frontera”.
Echeverry aportó otra experiencia: en su anterior empresa trabajaron junto con Y-TEC y Tecpetrol para desarrollar localmente material disoluble que posteriormente también pudieron exportar. Para el empresario, combinar nuevas generaciones, capaces de incorporar rápidamente tecnologías, con trabajadores que acumulan décadas de conocimiento de la actividad, puede definir la competitividad de las compañías.
¿Qué lugar debería ocupar el Estado?
Respecto del papel del sector público, Hallak destacó las mejoras de productividad, eficiencia, calidad e internacionalización que están impulsando las propias empresas, pero consideró que falta una estrategia pública que acompañe ese proceso.
“Comparado con otras experiencias internacionales, ahí hay una ausencia total de instrumentos. Pero además de los instrumentos, que hay muchos, lo principal es la voluntad, la visión, la vocación, y eso está faltando”.
Para el economista, una política de desarrollo de proveedores no debería reducirse al compre nacional. De hecho, señaló que es uno de los instrumentos que menos le gustan si se aplica de manera aislada porque puede generar ineficiencias. En cambio, enumeró varias herramientas que puede utilizar el Estado.
“Ahí está la inteligencia de un Estado: en estar monitoreando la situación, tener los sistemas de información, tener los vínculos, el entendimiento de dónde apretar en cada momento para ir diciéndoles a las empresas y guiándolas hacia que hagan esfuerzos en desarrollar proveedores”, planteó.
D’Ángelo puso como contrapunto la experiencia de Neuquén. Destacó el funcionamiento de FECENE, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia de Neuquén, como espacio de articulación entre empresas, gobierno provincial y sindicatos.
“Se nuclea lo privado, lo público y lo sindical en una misma mesa. Entonces eso permite agilizar muchas discusiones o muchas situaciones que de otra manera llevarían muchísimo tiempo”, explicó.
Echeverry también apuntó a cuestiones más concretas que puede resolver el sector público, especialmente infraestructura y condiciones regulatorias. “Así como hizo la provincia de Neuquén con el tema de la logística, no solo la logística para sacar petróleo y crudo sino también para moverse, automáticamente genera riqueza: ahorra costo, ahorra tiempo”, sostuvo.
Hallak aclaró que considera positiva una mayor apertura después de años de fuertes restricciones, pero cuestionó la velocidad del proceso.
“Veníamos de una economía super cerrada y está muy bien para mí ir a una economía mucho más abierta, no hay duda. La discusión es sobre la velocidad, se abrió muy rápido mucho, se sacaron un montón de cosas -las SIRAs, el antidumping, el Valor Criterio, aranceles-, más el RIGI que también es una forma de apertura en lo que es traer insumos importados y maquinaria importada para este sector en particular”, informó el economista.
Hallak cuestionó específicamente la incorporación del upstream petrolero al RIGI porque, según sostuvo, las principales restricciones al crecimiento están cada vez más relacionadas con infraestructura y proveedores. “¿Vale la pena sacrificar recursos fiscales para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta? ¿O es mejor usar esa plata para construir los caminos, las capacitaciones? Es una decisión, es un trade off”.
Gandini le planteó entonces un contraargumento: después de la caída que experimentó la producción argentina alrededor del 2010, una política pública podría priorizar alcanzar rápidamente una producción de hasta dos millones de barriles diarios, aún resignando recursos fiscales, para aumentar las exportaciones y generar las divisas necesarias para la economía.
Hallak: —Pero esa urgencia por llegar a los dos millones, ¿es para que entren más dólares? Macroeconómicamente, que aumenten las exportaciones no es un fin en sí mismo. Ese aumento de exportaciones tan rápido lo estás viviendo en este momento. En estas condiciones te genera un tipo de cambio más bajo que te hace estancar al resto de la economía.
Gandini: —¿Eso hasta dónde no es por el propio diseño del esquema cambiario del Gobierno?
Hallak: —No está tan claro que sea por eso que el dólar esté tan bajo. Yo creo que en gran parte está bajo por estas exportaciones incrementales que están habiendo. No es un tema ideológico de sí o no, es de calibración, cómo vas manejando el tema. Ya está creciendo a un ritmo rapidísimo y lo va a hacer hagas lo que hagas, con o sin esta medida particular, que es el RIGI al upstream petrolero.
Juan Carlos Hallak, profesor de la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA.
Para el economista, el desafío está en qué ocurre alrededor de ese crecimiento: “La restricción general para que ese aumento de exportaciones se traduzca en un beneficio real tiene que ver más con que lo sepas aprovechar, con que eso te de el tiempo para que los proveedores se desarrollen, que se asocien, que mejores la productividad”.
Echeverry introdujo otra tensión desde la perspectiva de las empresas proveedoras: “El RIGI llega a las operadoras pero después todos los demás no tenemos toda esa ventaja impositiva”.
“Están en desventaja porque ustedes cuando tienen que importar tienen que pagar el arancel versus el competidor que paga un arancel más bajo afuera”, respondió Hallak.
Frente a un escenario con mayores oportunidades pero también más competencia, D’Ángelo planteó que las pymes deben encontrar un equilibrio entre invertir para crecer y evitar decisiones que puedan comprometer su sustentabilidad.
“Tenés que ser bastante cauto y analizarlo porque te puede llevar puesto”, señaló y presentó otra cara de la misma moneda: “Tampoco te podés quedar quieto porque cuando viene la ola, en vez de surfearla, te vas con ella”.
Para D’Ángelo, justamente allí puede aparecer una ventaja de las empresas de menor tamaño: “Tal vez esa es la ventaja que tenemos las pymes, somos empresas más ágiles”.
El desafío, sostuvo sobre el final del programa, será que esa agilidad pueda sostenerse cuando aumenten los volúmenes que demanda Vaca Muerta. “Crecer en cantidad es fácil, pero hay que tener toda una infraestructura detrás, hay que tener tecnología, y hoy más que nada hay que ser eficiente”, afirmó.
En el departamento Iglesia, en San Juan, se desplegará la traza de 63,6 kilómetros del Corredor Norte de Acceso para el proyecto minero Vicuña.
El consorcio integrado por Contreras Hermanos, Boetto y Buttigliengo (BBC) y Construmin obtuvo el contrato para la construcción del Corredor Norte de Acceso al proyecto de cobre Josemaría, el más importante que tendrá la Argentina en los próximos años. La obra, adjudicada por Vicuña Argentina tras un proceso competitivo que contempló la capacidad técnica, los antecedentes y la territorialidad, comprende un tramo de 63,6 kilómetros dentro del departamento Iglesia, San Juan.
Se trata del primer segmento del Corredor Norte, una traza clave para garantizar la conectividad y la logística operativa hacia la Fase 1 de Josemaría, por la que se trasladarán insumos y equipos hacia la alta cordillera.
El contrato prevé una inversión global de US$ 135.012.246,91 y contempla un plazo de ejecución de 27 meses. Los trabajos asignados al grupo contratista abarcan obras viales integrales, movimiento de suelos masivo, sistemas de drenaje, alcantarillado, estructuras complejas, puentes, señalización e instalaciones eléctricas, indispensables para la transitabilidad pesada en terrenos de exigencia topográfica.
Desarrollo local y experiencia en obras estratégicas
Uno de los aspectos más significativos de esta adjudicación es el peso estratégico otorgado al desarrollo de la cadena de valor local. La incorporación de la sanjuanina Construmin como socio territorial responde a un programa de vinculación previa entre firmas nacionales e industriales de la provincia de San Juan, orientado a potenciar la contratación regional, la transferencia de conocimiento y la generación de empleo directo.
Este esquema de trabajo se encuadra en los programas de valor social de la operadora minera, diseñados para articular la infraestructura vial con el crecimiento socioeconómico regional. La meta compartida es que la dinamización del empleo y los servicios asociados impacten de forma directa sobre las comunidades del departamento Iglesia y zonas aledañas durante los más de dos años de trabajo previstos.
Por el lado de la capacidad constructiva nacional, la participación de Contreras Hermanos aporta el respaldo de una firma con ocho décadas de trayectoria en grandes obras de infraestructura en la Argentina. La compañía aplica estándares operativos internacionales en proyectos de alta complejidad, registrando participaciones recientes en consorcios estratégicos como la ejecución de tramos clave del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).
Asimismo, la contratista mantiene una presencia operativa constante en los principales bloques no convencionales de la cuenca neuquina. En Vaca Muerta ejecuta obras de superficie y tendido de ductos en áreas de máxima productividad como La Amarga Chica y Bajada del Palo, prestando servicios para operadoras líderes de la industria hidrocarburífera como YPF y Vista.
La concreción de las Secciones A1 y A2 del Corredor Norte marca el inicio formal de la fase de infraestructura pesada para el cluster Vicuña. La consolidación de esta vía no solo garantizará la accesibilidad continua para la fase de construcción de Josemaría, sino que sienta las bases viales para una de las regiones con mayor potencial de extracción de cobre a escala global.
La playa de tanques de VMOS en Punta Colorada, la obra de US$ 3.000 millones que apalanca el debut bursátil local de las principales operadoras de shale.
El consorcio VMOS S.A. concretó con éxito su bautismo de fuego en el mercado de capitales doméstico al colocar su primera emisión corporativa por US$ 233,6 millones.
La transacción no solo reafirma el apetito del mercado por instrumentos vinculados al midstream de la Cuenca Neuquina, sino que se posicionó de inmediato como la segunda emisión de deuda corporativa en dólares más grande registrada en el mercado local en un debut institucional.
El proceso de licitación evidenció un notable interés por parte de inversores institucionales y privados, al recibir ofertas por más del doble del tramo base que la compañía planeaba colocar inicialmente, fijado en US$ 100 millones. Esta sobresuscripción fue calificada por el propio consorcio como un claro mensaje de respaldo del mercado al ritmo de desarrollo de Vaca Muerta y a la viabilidad de su infraestructura de despacho.
Con un plazo de vencimiento a 48 meses y un cupón fijado en el 6,25% anual, la estructura del bono corporativo permite complementar el esquema financiero del proyecto. La iniciativa requiere un desembolso global estimado en US$ 3.000 millones y se encuadra de forma estratégica dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar estabilidad regulatoria y económica.
El consorcio desarrollador de la obra está integrado por las principales operadoras con presencia en la Cuenca Neuquina: YPF —quien lidera la iniciativa—, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol, sumando además la participación institucional de la empresa estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
El complemento del histórico project finance internacional
El antecedente financiero inmediato que sustenta la envergadura de VMOS fue el histórico project finance internacional cerrado a mediados de 2025. En aquella instancia, el consorcio rubricó un préstamo sindicado por US$ 2.000 millones encabezado por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, constituyendo el mayor crédito comercial privado adjudicado para infraestructura en el país en los últimos años.
Las obras en ejecución comprenden el tendido de un oleoducto de 437 kilómetros de longitud entre Allen y la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de la provincia de Río Negro. El complejo incluye la construcción de una playa de tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos y un sistema de amarre con monoboyas en aguas profundas diseñado para operar con superpetroleros del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier).
En el plano operativo, el consorcio confirmó que los trabajos en territorio rionegrino alcanzaron un grado de avance físico del 80%. Este progreso consolidado contempla frentes críticos de ingeniería como las perforaciones dirigidas para el cruce del río Negro y los primeros acoples de las conducciones submarinas que alimentarán los puntos de embarque en el Atlántico.
De acuerdo con el cronograma del proyecto, la puesta en marcha progresiva del ducto transformará la logística hidrocarburífera nacional al elevar la capacidad de transporte de la cuenca de 650.000 a 1,2 millones de barriles diarios. Una vez operativo en su máximo potencial de exportación, de aproximadamente 550.000 barriles por día, VMOS se convertirá en un generador de divisas estimado entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones anuales.
El diputado y presidente del MPN, Gabriel Álamo, junto al gobernador Rolando Figueroa.
Gabriel Álamo es presidente del Movimiento Popular Neuquino desde hace nueve días y, como nuevo líder del partido que dominó la provincia de Neuquén durante seis décadas, ya tiene una misión: conducir a su estructura y a su militancia detrás de la reelección de Rolando Figueroa en el 2027. Y también una certeza: «Ante opciones nacionales, siempre primero una opción provincial».
Para el actual diputado y jefe de la bancada emepenista en la Legislatura, el adversario ideológico del gobierno provincial en los comicios del año que viene será La Libertad Avanza y aseguró que la prioridad del armado electoral debe apuntar a no poner en riesgo la «autonomía provincial» y la continuidad del crecimiento de Vaca Muerta.
En diálogo con EN/CLAVE, Álamo sostuvo que «todos los partidos que tienen una base provincialista, y en particular aquellos donde hay compañeros que hicieron su escuela y se formaron en el MPN, tienen que buscar los puntos de encuentro, no las diferencias, y acompañar».
El dirigente asumió la presidencia del partido el 9 de septiembre, tras proclamarse la única lista que se había presentado para disputar la interna. Lo acompaña en la conducción el histórico dirigente y funcionario de muchos gobiernos, Jorge Lara, quien quedó al frente de la Convención.
El MPN hoy conserva su sello en 33 intendencias y en la Legislatura, donde controla una bancada de 10 diputados, más numerosa incluso que la de Comunidad, el partido del gobernador.
Pero ese escenario podría cambiar a partir del 2027, si es que el nombre del partido que moldeó el desarrollo de la provincia desde su consolidación institucional en los años 60 no aparece en ninguna boleta.
Por ahora, a lo que hoy aparece como una certeza que los propios dirigentes afirman por lo bajo, Álamo prefiere no anticiparse. «Lo que estamos haciendo ahora es trabajar con los intendentes, con las seccionales para definir cuál es la herramienta más conveniente para que todo el músculo político del MPN que asumió y que está en gestión acompañe al gobernador», afirmó.
Estimó que esa decisión, que recaerá en la Convención que reúne a 52 representantes de todas las ciudades de la provincia, se tomaría cerca de fin de año.
Lo que se sabe es que Figueroa llevará a la elección del año que viene un esquema similar al que utilizó en el 2023, con listas colectoras de diversos extractos políticos que presentarán candidatos propios a la Legislatura pero se unificarán en la fórmula para la gobernación.
Sumar a los provincialismos
Gabriel Álamo, un profesor de matemáticas que encontró en la política «otra forma de trabajar para la gente», fue dos veces intendente de Aluminé y conoció al gobernador en 2008, cuando este ocupaba el cargo de secretario de Juventud y Deportes en el gobierno de Jorge Sobisch.
Definió que lo más importante del cambio de autoridades en el MPN es «poder materializar desde lo político lo que venimos haciendo desde lo institucional», es decir, que el respaldo que el partido dio desde la Legislatura y las intendencias a la gestión ahora se traduzca en un apoyo electoral.
«Entendemos que Rolando Figueroa representa las banderas de nuestro partido, las banderas que siempre nosotros militamos y defendimos», planteó el diputado, quien llamó a otros espacios provincialistas a encolumnarse detrás del proyecto reeleccionista.
En ese lote ya cuenta a Primero Neuquén, el partido del intendente Mariano Gaido, y a Fuerza Neuquina y Federal, el del líder petrolero Marcelo Rucci, entre otros.
«No podemos poner en riesgo la autonomía provincial, la defensa de los recursos y las banderas que hoy representa Rolando Figueroa. A mí me consta, justamente por recorrer la provincia, cómo las obras de infraestructura llegan a cada rincón de la provincia y se distribuyen en las distintas regiones. Llevar escuelas y gas a una comunidad mapuche es algo que siempre pensamos que debía suceder», aseguró.
«El partido no está terminado»
En las últimas semanas, hubo agrupaciones internas y algunos referentes del MPN como el exgobernador Jorge Sobisch que salieron a cuestionar el alineamiento del partido detrás de Rolando Figueroa e incluso plantearon dudas sobre la transparencia de la convocatoria a internas.
De ese estanque también salió a pescar el secretario general de ATE y titular de Más por Neuquén, Carlos Quintriqueo, quien convocó a los militantes desencantados a sumarse a su construcción política «sin renunciar a su identidad».
«Es un indicador de que el partido no está terminado ni mucho menos, porque hoy tiene 88.000 afiliados. Y puedo asegurar que, en el interior, el MPN sigue siendo un partido importante», sostuvo Álamo.
También analizó que, desde hace años, «los votos dejaron de ser trasladables» detrás de un dirigente.
El diputado y nuevo presidente del partido alertó que «cualquier expresión partidaria por fuera de una propuesta provincialista o cualquier expresión incluso individual, personalista, lo único que hace es dividir y poner en riesgo la autonomía de la provincia».
Los rivales y el objetivo 2030
Consultado por EN/CLAVE sobre quién considera que será el principal adversario de Rolando Figueroa en las elecciones del 2027, Gabriel Álamo enumeró, en primer lugar, a los partidos nacionales.
«Sin una administración provincial que tome las decisiones mirando la provincia, ponemos en riesgo todo lo construido. Y un partido nacional claramente tiene a los jefes políticos en el Obelisco», planteó.
«Tenemos que tener en cuenta eso: ante las opciones nacionales, primero una opción provincial encolumnada con Rolando Figueroa, que ya ha demostrado lo que ha hecho con la provincia y lo que tiene planificado. No podemos poner eso en riesgo», definió.
Desde lo ideológico, y a título personal, consideró que «claramente» será La Libertad Avanza. «Un gobierno provincial que distribuye sus recursos de manera equitativa, federal, con justicia social, está muy lejos de este gobierno nacional que prácticamente no mira hacia el interior», aseveró.
Y dio como ejemplo el traspaso de rutas nacionales «sin los recursos para mantenerlas».
En cuanto a la sucesión de un eventual segundo gobierno de Figueroa, el nuevo presidente del MPN analizó que el partido debe empezar a mirar «el 2030, el 2031 y ahí sí poder pensar en un candidato propio».
«Pero para eso falta mucho, hay que recorrer mucho, y también entiendo que el paradigma de la política está cambiando. Tenemos que seguir utilizando nuestra inteligencia y también escuchar mucho a la gente para ver qué es lo que le está pasando con los partidos y ahí viene la autocrítica que nosotros tenemos que hacer: ver cómo el MPN se reinventa para seguir hacia adelante», sostuvo.
VMOS S.A. anunció el resultado de su primera emisión en el mercado de bonos a 48 meses por un monto de U$S 233,6 millones. La tasa de interés fue del 6,25 % anual. Se trata de la segunda emisión más grande de deuda local corporativa en dólares en su debut en el mercado local.
El resultado de la licitación constituye una nueva señal del interés de los inversores por el desarrollo de Vaca Muerta ya que se recibieron ofertas por más del doble del monto que inicialmente se preveía de U$S 100 millones.
Esta transacción complementa el financiamiento internacional cerrado en 2025 por U$S 2.000 millones, que representó el Project finance más grande realizado en Argentina.
VMOS es un proyecto de infraestructura impulsado por las principales empresas productoras de shale del país que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina.
La obra ya alcanzó un avance del 80 %, consolidándose como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país, se indicó.
VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.
«Vender a 1000 millones o pretender menos por algo que evidentemente sale 6 o 7 veces más significa dilapidar patrimonio«, dijo Kicillof». Gentileza @Kicillofok.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, criticó el proceso de tasación de Nucleoeléctrica y la intención del gobierno nacional de privatizar el 44% de su paquete accionario. «Privatizarla es un error, malvenderla es un delito», disparó el gobernador este jueves durante el encuentro «Realidad del sector nuclear argentino» organizado por la provincia. Entre los participantes estuvo un integrante del Tribunal de Tasaciones de la Nación (TTN), que también cuestionó el método para tasar la empresa.
El gobierno nacional encargó la tasación de las centrales nucleares al Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). La expectativa oficial es recaudar cerca de 1000 millones de dólares por la venta del 44% del paquete accionario de Nucleoeléctrica (NASA). El proceso de privatización fue formalmente lanzado a través del decreto 695 de septiembre de 2025, anticipado por este medio, aunque no hubo mayores novedades desde entonces.
Críticas a la tasación y privatización de Nucleoeléctrica
Durante el encuentro con referentes y representantes gremiales del sector nuclear realizado en la Casa de Gobierno en La Plata, el presidente de la Sala C del TTN, Daniel Eduardo Martín, tomó la palabra para referirse a la tasación y la privatización parcial de las centrales nucleares.
Martín afirmó que el TTN es el único ente público facultado para tasar los activos del Estado en procesos de privatización e indicó que el organismo ya tasó el valor de las centrales nucleares en tres oportunidades.
Principalmente, cuestionó que entre las modificaciones a la Ley 24.065 de Energía Eléctrica introducidas el año pasado por la Secretaría de Energía mediante el DNU 450/25, en el artículo 75 se determinó que se deberá aplicar un único método de tasación de los activos a privatizar.
«Uno de los últimos artículos de la ley dice que para la privatización, el único método que se debe utilizar para tasar la empresa es el método de flujo de fondos descontado. La finalidad de este punto para mí es muy cuestionable, pero no tiene facultad la Secretaría de Energía de determinar un método de tasación. El único organismo rector de tasación es el Tribunal de tasación, y es el único que sabe qué método utilizar», disparó el ingeniero electromecánico y titular de la Sala C del TTN.
Martín argumentó que «el método de flujo de fondos tiene como destino, para este tipo de privatizaciones, bajar el valor de las empresas, utilizando el riesgo país y utilizando una tasa de descuento altísima. Para llegar a que NASA vale 1000 millones están utilizando una tasa de descuento del 14%, que es un despropósito para una empresa que todos los electrones que genera están vendidos al momento que los produce».
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Y agregó: «La empresa vale 13.000 millones de dólares. Llegamos a esta conclusión porque en los balances del 2025, la exposición que se hizo de las tres centrales nucleares, que son la base de Nucleoelectrica, está en el orden de los 6352 millones de dólares en el registro contable. Pero en la regla, el valor actual de la empresa es de 11.600 millones, sin contar el valor en construcción».
Kicillof coincidió con la lectura realizada por el representante del TTN. «Vender a 1000 millones o pretender menos por algo que evidentemente sale 6 o 7 veces más significa dilapidar un patrimonio que es de todos los argentinos«, dijo el gobernador de Buenos Aires. «La privatización de NASA es un negociado», concluyó.
Cuál fue la agenda del encuentro sobre el sector nuclear
La gobernación de Buenos Aires convocó a referentes y representantes gremiales del sector nuclear a un encuentro en La Plata para comenzar a dar forma a un «Plan Estratégico Nuclear». Entre los temas conversados figuraron la paralización del proyecto CAREM, la relevancia de sostener la línea tecnológica de uranio natural y agua pesada y la crisis salarial en los organismos públicos de ciencia y tecnología.
Además de Martín también expusieron la diputada nacional y ex presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Adriana Serquis, el ex presidente de Nucleoeléctrica, José Luis Antúnez, el referente gremial de APCNEA e investigador de CNEA, Ándres Kreiner, el subsecretario de Energía de la provincia, Gastón Ghioni, el presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) de la provincia, Roberto Salvarezza, y representantes de los gremios ATE y Luz y Fuerza, entre otros.
Desde la provincia están estudiando legalmente cómo puede evitar la privatización de la empresa, indicó Kicillof ante una consulta de EconoJournal y otros medios presentes. «Es una irresponsabilidad del gobierno de Javier Milei, lo que está en juego es el patrimonio de los argentinos y las capacidades del sector», señaló.
Recientemente, el Banco Provincia (Bapro) otorgó un crédito a INVAP para respaldar un contrato de actualización tecnológica del reactor NUR en Argelia. gobernador también destacó el apoyo que desde la provincia le están dando al sector científico y nuclear. «INVAP hace mucho tiempo que es cliente del Banco Provincia, es una política provincial apoyar la ciencia, la tecnología y particularmente a los sectores de punta como lo nuclear y satelital«, remarcó el gobernador.
El Senado argentino incluyó en la agenda parlamentaria de este jueves 17 de septiembre el tratamiento del proyecto de nueva ley de biocombustibles, que busca establecer un régimen con vigencia de 15 años y elevar los cortes obligatorios de biodiésel y bioetanol.
En las últimas horas se incorporaron modificaciones en el capítulo del biodiésel, entre ellas una definición más amplia de “grupo económico” que toma como referencia la situación societaria al 31 de diciembre de 2025. Este cambio generó reparos entre las empresas no integradas, que temen quedar clasificadas como integradas y perder acceso al segmento reservado.
El dictamen aprobado el 3 de septiembre por las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda había unificado siete proyectos y establecía un corte obligatorio de 10% de biodiésel en gasoil y 15% de bioetanol en naftas a los doce meses de sancionada la ley. En bioetanol, el esquema mantiene 6 puntos para caña de azúcar, 6 para maíz y 3 flexibles.
La tensión se concentró en el biodiésel, donde el esquema diferenciaba entre empresas integradas y no integradas. Tras nuevas negociaciones, se acordó elevar del 3% al 4% la participación mínima reservada a las no integradas hasta 2036, buscando mayor consenso político y sectorial.
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En paralelo, la nueva definición de grupo económico contempla criterios de control de votos, influencia dominante, vínculos económicos especiales y principio de realidad económica. Además, establece presunción cuando una empresa posee al menos el 25% del capital y constituye la primera minoría.
Otro aspecto del debate incluyó cuestionamientos sobre el alcance temporal de la disposición y su posible tensión con el principio de irretroactividad. Sin embargo, especialistas señalaron que el artículo 7° del Código Civil y Comercial permite retroactividad prevista por ley siempre que no afecte derechos constitucionales.
Finalmente, el proyecto busca fortalecer la producción sustentable y garantizar un marco regulatorio más equilibrado, con un esquema de transición que preserve espacios para las empresas no integradas y promueva mayor competencia en el mercado de biocombustibles.
Ziliotto: «En esta Argentina empezamos a discutir temas superados; este revisionismo no tiene que ver con resolver los problemas ni el futuro de la gente, sino con instalar una agenda distinta».
El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, cuestionó la decisión del presidente Javier Milei de otorgarle el 100% de las regalías de Los Nihuiles a Mendoza. «Es un decreto innecesario, inviable y descabellado», sostuvo a EconoJournal. La decisión del Poder Ejecutivo Nacional busca dejar sin efecto el marco normativo que regula el complejo hidroeléctrico sobre el río Atuel, pero en la últimas horas la justicia federal ordenó la suspensión del decreto presidencial al otorgarle una medida cautelar a la provincia.
El mandatario provincial se refirió en duros términos al DNU dictado por la administración central, el cual buscó derogar la normativa de 1973 que sentó las bases para la posterior transferencia de las obras del complejo hidroeléctrico a Mendoza en 1992.
Aquel esquema tripartito entre la Nación, Mendoza y La Pampa reconoció la interprovincialidad del río Atuel y garantizó la cesión del 50 % de las regalías por la generación de energía hidroeléctrica para la provincia pampeana, un derecho que hoy el Gobierno nacional pretende dejar sin efecto en la antesala de la privatización de los activos energéticos.
Durante un encuentro con la prensa en la Ciudad de Santa Rosa, Ziliotto expuso ante la consulta de EconoJournal la postura técnica y política de la provincia frente al avance de la administración nacional en la cuenca del Atuel. «Cualquier alumno de primer año de la Facultad de Derecho entiende que un acuerdo entre tres partes no se puede anular unilateralmente. Ese decreto deroga una norma que había sido avalada por un acuerdo tripartito», aseveró el mandatario.
«En aquella oportunidad La Pampa prestó el acuerdo para que la Nación le transfiera las obras del Nihuil a Mendoza, y esa provincia se comprometió a que La Pampa reciba las regalías», argumentó el gobernador pampeano.
El frente jurídico y la privatización hidroeléctrica
Al profundizar sobre el escenario normativo, el mandatario ratificó que la vigencia del pacto de 1992 es inalienable: «Es un decreto que desde lo jurídico es innecesario porque no tiene ningún tipo de validez, es el ABC del derecho: un acuerdo tripartito no puede ser derogado por una sola de las partes. Aparte, ese acuerdo fue homologado por la Corte Suprema de Justicia y fue avalado por la Legislatura de las dos provincias; un respaldo jurídico mayor no se le puede encontrar».
Ziliotto relacionó además la maniobra de la Casa Rosada con el proceso licitatorio para privatizar la generación hidroeléctrica: «Al sector que viene y va a ganar la licitación no le cambia pagar las regalías, lo único que dice el acuerdo es que son 50 y 50. Nosotros, hace alrededor de 30 días, cuando vimos que estaba en marcha el proceso, mandamos una nota a Mendoza como signataria para que tengan en cuenta el derecho que tiene La Pampa en base a ese convenio».
A fines de julio, la Secretaría de Energía de la Nación formalizó el llamado a licitación pública nacional e internacional para transferir al sector privado la concesión del Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles (Nihuiles I, II, III y IV). La licitación contempla además la venta del 100 % del paquete accionario de Hidroelectricidad Mendocina S.A. (HEMSA), en una licitación conjunta entre la nacional y la provincia para readecuar las instalaciones tras el vencimiento de los contratos y proyectar nuevas inversiones.
El complejo Los Nihuiles, sobre el río Atuel en el sur mendocino, cuenta con una capacidad instalada de 290 MW. Su esquema de regalías del 50 % fue acordado en 1992 y enfrenta una etapa de reconcesión.
Asimismo, el mandatario volvió a cargar contra el histórico incumplimiento ambiental por el caudal ecológico fijado para el río Atuel: «En el último fallo, que ya lleva seis años sin cumplir, la Corte dijo que La Pampa tiene que tener un ingreso de 3,2 metros cúbicos por segundo para comenzar a restituir el ambiente, porque el mayor daño es el ambiental. Hace seis años que Mendoza incumple la sentencia y hace seis años que la Corte no hace cumplir su fallo».
En el plano de los recursos hídricos y el desarrollo regional, Ziliotto trazó un paralelismo demográfico para ilustrar el impacto de la corta del río iniciada en 1947: mientras la localidad mendocina de General Alvear pasó de 3.000 a más de 50.000 habitantes en las últimas décadas, la pampeana Santa Isabel se mantuvo estancada en 3.000 pobladores.
«Nos cortaron un río hace casi 80 años. Si se aplica un uso eficiente en la administración del agua, se garantizaría el flujo para restituir el ecosistema sin afectar la producción«, aseveró el gobernador en referencia a los estudios técnicos desarrollados junto a las universidades nacionales.
En esa misma línea, el mandatario extendió el debate a la soberanía de las cuencas e interconectó la causa con la disputa en torno a la Ley de Glaciares: «La Pampa es un ejemplo de cómo se puede perjudicar a una provincia cuando las decisiones se toman mirando alrededor de la Casa Rosada, sin conocer la evolución de las economías regionales ni la tipología geográfica, ocurren estas cosas».
«Que un río nazca en una provincia no significa que sea de su exclusiva potestad; la jurisprudencia de la Argentina demostró hace rato que los ríos son interprovinciales», agregó. Pero Ziliotto valoró que el mismo juez federal de Santa Rosa que ahora avaló a la provincia por las regalías de Los NIhuiles fue quien le rechazó la cautelar contra la reforma de glaciares, medida que La Pampa apeló ante la Cámara Federal de Bahía Blanca.
Freno judicial a los alcances del decreto presidencial
La disputa se reabrió rápidamente por el fallo de la Justicia Federal con asiento en Santa Rosa que declaró la inaplicabilidad y suspendió con efecto inmediato los alcances del decreto presidencial. La medida cautelar le exige a la Nación retener y efectivar la liquidación del 50 % de las regalías hidroeléctricas en favor del tesoro pampeano y de los municipios de la cuenca afectable.
La resolución judicial ordenó darle traslado formal al Poder Ejecutivo Nacional por un plazo de tres días para que efectúe su descargo antes de dictar la sentencia sobre la medida de cautela, mientras la provincia prepara su demanda de fondo en la jurisdicción contencioso-administrativa, en un plazo de diez días.
«Acudimos a las instancias jurisdiccionales por estrategia judicial. No pedimos una cautelar a la Corte por una cuestión de tiempos; la jurisprudencia ya aprobó esta metodología para frenar los perjuicios económicos mientras se dirime la cuestión de fondo», detalló al expliacar que la competencia para litigios entre provincias y la Nación corresponde a la Corte Suprema.
El dictamen judicial, además de frenar el perjuicio económico inmediato sobre la percepción de regalías hidroeléctricas, rechazó las pretensiones de Mendoza de arrogarse el cobro íntegro del recurso en una presentacion previa ante la Corte Suprema. Con la cautelar concedida por el fuero federal, La Pampa buscará asegurar la intangibilidad de sus recursos coparticipables por generación en Los Nihuiles en tanto el máximo tribunal defina las cuestiones de fondo.
La empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abrió este miércoles los sobres B con las ofertas económicas de las compañías que compiten por ocho de los quince bloques licitados en la Ronda 1/2026, el primer proceso de este tipo en casi una década.
En las semanas previas, la comisión evaluadora solicitó balances y documentación complementaria a varios oferentes, con el objetivo de analizar su solvencia financiera y operativa. La medida apunta a garantizar que los compromisos de inversión puedan cumplirse, incluso si las propuestas económicas no encabezan el ranking de mérito.
Entre los participantes figuran pesos pesados como Continental Resources, controlada por Harold Hamm, y Phoenix Global Resources, que recientemente integró activos en Argentina junto a Continental. También se suman empresas con trayectoria como PCR, que busca desembarcar en Vaca Muerta, y GeoPark, la principal independiente de Colombia.
La nómina incluye además firmas de menor recorrido, como Ingeniería Multipiping, Aldyl Argentina —presidida por Julián Arostegui—, Bentia Energy del exministro Javier Iguacel, y Patagonia Resources, del grupo Neuss.
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En cuanto al mecanismo de adjudicación, el proceso se rige por una fórmula polinómica que pondera cuatro variables: el bono económico de acceso al área, el porcentaje de participación ofrecido a GyP, las regalías provinciales y el compromiso de inversión. La participación de GyP parte de un piso del 10% bajo modalidad carry, mientras que las regalías se ubican entre 12% y 18%.
La novedad es que GyP podría adjudicar bloques a empresas que no necesariamente queden primeras en el orden de mérito, priorizando aquellas con capacidad probada para ejecutar planes de inversión en áreas de frontera con mayor riesgo geológico.
Finalmente, desde el gobierno provincial se enfatizó: “Estamos buscando un socio de largo plazo que ponga en valor áreas inexploradas. No queremos ofertas especulativas que luego no puedan sostenerse en la práctica”.
La petrolera GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, con su oferta por el área Corralera Noreste.
El proceso comenzó el 19 de agosto con la evaluación de antecedentes técnicos y financieros, y el 16 de septiembre se realizó la apertura de ofertas económicas.
De acuerdo con los resultados comunicados por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la propuesta de GeoPark encabezó la evaluación provisional, aunque la adjudicación definitiva dependerá de un informe de preadjudicación y de la decisión final del Directorio de GyP.
En caso de confirmarse, la incorporación de Corralera Noreste profundizaría la presencia de GeoPark en Vaca Muerta, donde ya desarrolla hidrocarburos no convencionales mediante perforación horizontal y fracturamiento hidráulico (fracking).
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Al mismo tiempo, la compañía avanza en una estrategia de expansión regional. GeoPark anunció recientemente su entrada a Venezuela, donde junto con PDVSA desarrollará el campo Bare durante 25 años, consolidando su perfil como operador internacional de hidrocarburos.
La apuesta por Argentina refuerza la competencia en Vaca Muerta, una de las mayores reservas mundiales de gas y petróleo no convencional, y marca el interés de jugadores internacionales en ampliar su participación en rondas de exploración locales.
Finalmente, de confirmarse la adjudicación, GeoPark deberá iniciar trámites contractuales y administrativos para formalizar la operación, con compromisos de inversión y desarrollo tecnológico en la Cuenca Neuquina.
La firma Oro Brokers impulsa un ambicioso proyecto de conectividad que busca unir Añelo (Neuquén) con el Puerto de San Antonio Este (Río Negro) mediante un ramal ferroviario privado.
El objetivo es optimizar el transporte de insumos y productos derivados de la explotación no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta, resolviendo los cuellos de botella viales que afectan la eficiencia de la Cuenca Neuquina.
Con inicio de obras civiles previsto para el invierno de 2027 y operación comercial regular en 2029, el trazado contempla la modernización de ramales existentes y la construcción de nuevos tramos de alta resistencia técnica. La salida directa al Atlántico permitirá aliviar el tránsito pesado en rutas patagónicas y garantizar un acceso más competitivo a los mercados globales.
En materia financiera, la principal ventaja competitiva del proyecto radica en que la inversión será 100% privada, con financiamiento internacional asegurado mediante fideicomisos y la emisión de Obligaciones Negociables vinculadas al sector energético. Este esquema responde al repliegue presupuestario del Estado nacional y a la necesidad de soluciones autónomas para expandir infraestructura crítica.
Durante la primera etapa, el corredor férreo transportará 2,5 millones de toneladas anuales, principalmente arenas de fractura, caños e insumos químicos. Una segunda fase incorporará vagones cisterna para el despacho mayorista de crudo Medanito, clave para cumplir las metas de producción fijadas por las principales petroleras.
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El proyecto genera expectativas institucionales en las provincias de Río Negro y Neuquén. Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa coinciden en que la obra atraerá nuevos parques industriales de transferencia. Municipios patagónicos ya comenzaron a adecuar sus códigos de ordenamiento urbano para recibir talleres de mantenimiento ferroviario.
Asimismo, la iniciativa será defendida por el bloque de gobernadores patagónicos, que exigirán un marco de incentivos fiscales específicos ante los organismos nacionales de regulación ferroviaria.
Finalmente, el ramal ferroviario privado hacia Vaca Muerta marca una fase crítica en la logística energética argentina: transformar el potencial geológico en divisas genuinas dependerá de la velocidad de ejecución de estas obras civiles estructurales y de la audacia del capital privado frente al repliegue del gasto estatal.
La expansión de Vaca Muerta puso en evidencia un cuello de botella crítico: cómo trasladar millones de toneladas de arena de fractura desde Entre Ríos hasta Neuquén sin saturar las rutas nacionales.
El insumo, indispensable para cada etapa de fracking, recorre más de 1.200 kilómetros y hoy depende casi exclusivamente del transporte por camión.
En el corto plazo, la salida inmediata pasa por los camiones y bitrenes, que concentran 2.000 viajes diarios y proyectan 10.000 mensuales, de los cuales 5.000 corresponden solo a arena. Cada pozo demanda entre 10.000 y 15.000 toneladas, lo que implica 50 a 100 camiones por día. El estudio del Consejo Federal de Inversiones (CFI) estima que el flujo de camiones podría crecer entre 15% y 148% hacia 2029.
La alternativa de mayor escala es el ferrocarril, con un proyecto de US$500 millones en el corredor Bahía Blanca–Neuquén que multiplicaría por 60 la carga actual. Otra variante plantea un ramal de 220–250 kilómetros desde San Antonio hasta el nodo ferroviario, con una inversión de US$3.000 millones y varios años de obra. Los operadores privados reclaman concesiones de al menos 30 años para comprometer capital.
Por su parte, la hidrovía del Paraná aparece como la tercera opción, impulsada por el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger. El esquema prevé barcazas desde Ibicuy hasta San Antonio Oeste o Bahía Blanca, con acopio intermedio y conexión multimodal por tren o camión. Sin embargo, el estudio de factibilidad sobre los ríos Limay y Negro avanza lentamente y autoridades rionegrinas advierten que “cuesta imaginar” su implementación en las condiciones actuales.
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Algunos especialistas plantean esquemas combinados: trasladar arena por camión hasta puertos de Ibicuy y Campana, continuar por vía fluvial hasta San Antonio Oeste y completar el tramo final con tren y bitrenes. El CFI calcula que transportar arena por agua hasta Bahía Blanca y luego por camión hasta Añelo costaría US$62,7 por tonelada, cifra que bajaría si se usa San Antonio Este como puerto de referencia.
El debate sigue abierto: las rutas rionegrinas pueden ofrecer alivio parcial, el tren promete la solución de mayor escala hacia el final de la década y la hidrovía plantea el salto de productividad más grande, aunque con mayor incertidumbre. Mientras tanto, cada set de fractura dispone de apenas dos o tres días de stock de arena, un margen mínimo que convierte la logística en una variable capaz de condicionar el ritmo de todo el shale argentino.
