El fenómeno climático El Niño 2026/27 amenaza con jaquear la cadena logística que abastece de arena silícea a la Cuenca Neuquina. Un informe elaborado por el consultor Roberto Lino Blanco advierte que las lluvias extraordinarias previstas para el Litoral ponen en riesgo el suministro desde Entre Ríos, origen de más del 80% de la arena utilizada en la fractura hidráulica.
Las proyecciones de la NOAA y del Servicio Meteorológico Nacional asignan un 81% de probabilidad a un evento muy fuerte entre octubre y diciembre, con continuidad hasta la primavera boreal de 2027. Para Argentina, el pico se ubicaría entre noviembre y febrero, coincidiendo con el período de mayor actividad en Vaca Muerta.
El punto crítico está en Ibicuy y Diamante, donde se extrae la arena de mayor pureza y esfericidad. Según Blanco, “esta arena no es sustituible en el plazo que estamos discutiendo, hay que proteger la infraestructura que la saca de ahí”. Las arenas de cercanía desarrolladas por operadoras representan apenas el 14% del consumo total.
La humedad es otro cuello de botella. El material sale de planta con 12% de humedad y las plantas de secado están dimensionadas para ese nivel. Un ingreso con mayor humedad implica más consumo energético y menos capacidad diaria, justo cuando crece la demanda.
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Cada pozo no convencional requiere entre 11.000 y 15.000 toneladas de arena, y más del 70% del costo final corresponde a logística. Actualmente circulan entre 2.000 y 3.000 camiones diarios, con una flota dedicada de 4.000–4.300 unidades. El recorrido desde Entre Ríos a Neuquén debería completarse en 48 horas, pero hoy demanda 70–75 horas por demoras operativas y climáticas.
La Ruta Provincial 45, principal salida de Ibicuy, soporta más de 350 camiones batea diarios. Aunque fue intervenida en 2024 con un plan de bacheo de $5.000 millones, requiere una repavimentación integral estimada en USD 40–50 millones. Blanco resume: “Para el verano que viene, la RP 45 es la que es”.
El consumo de arena pasó de 5,5 millones de toneladas en 2025 y podría alcanzar 8,4 millones en 2027, con proyección de 12 millones hacia 2030. Los acopios en Añelo cubren apenas ocho o nueve días de operación, lo que deja al sistema sin margen de maniobra frente a disrupciones.
Como alternativa estructural, el informe propone la “Ruta de la Arena”, un corredor multimodal con salida fluvial en Campana y destino en San Antonio (Río Negro), reduciendo a la mitad el tramo terrestre. Sin embargo, Blanco advierte que no estará operativo para enero de 2027. Para el corto plazo, recomienda compactar plateas de acopio, mejorar drenajes, medir humedad en carga y establecer stocks de seguridad en cuenca.
El Gobierno de Javier Milei publicó el listado oficial de 45 empresas y ejecutivos sancionados por participar en la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La medida busca trasladar la disputa de soberanía al terreno económico y desincentivar la explotación unilateral de recursos en el Atlántico Sur.
Las sanciones alcanzan a compañías británicas, canadienses, israelíes, estadounidenses, danesas, suecas, sudafricanas y neerlandesas. Entre las principales figuran Navitas Petroleum, Rockhopper Exploration, JHI Associates, Borders & Southern y Noble Corporation, además de fondos de inversión y proveedores estratégicos.
El documento oficial las califica como “ilegítimas licenciatarias”, al considerar que operan sin autorización de Buenos Aires en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina. Las restricciones incluyen prohibiciones para operar en el país, limitaciones financieras, impedimentos para participar en licitaciones y restricciones migratorias para personas físicas.
Dentro del grupo vinculado a Navitas Petroleum, se sancionó a accionistas como Harel Insurance, Migdal, Phoenix Holdings y Meitav Investment House, además de ejecutivos israelíes como Gideon Tadmor Cohen y Jonathan Sternberg.
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Por su parte, Rockhopper Exploration quedó alcanzada junto a accionistas como Noked Capital, Aedos Advisers, Exodus Management Israel y Ion Fund Management, además de directivos británicos Samuel Moody y William Rees Perry.
También se incluyó a Borders & Southern, con accionistas en Reino Unido y Canadá, y a JHI Associates, vinculada a Eco Atlantic Oil & Gas y fondos internacionales como CIBC Asset Management, Avanza Bank Holding y Coronation Fund.
El Gobierno sostuvo que el objetivo es “reforzar la posición argentina frente a las actividades hidrocarburíferas desarrolladas en el Atlántico Sur”. La estrategia se complementa con acciones diplomáticas y reclamos ante organismos internacionales.
La decisión generó tensión con el Reino Unido, que considera legítimas las operaciones bajo su legislación local. Medios británicos señalaron que las compañías continuarán con sus actividades, mientras Argentina insiste en que cualquier explotación sin autorización nacional constituye una actividad ilegítima.
Vista externa del edificio del reactor RA-10. A la derecha, en un galpón anexo al reactor, se encuentra el Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones (LAHN).
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanza hacia la concreción y puesta a crítico del reactor multipropósito RA-10 en los primeros meses de 2027. El proyecto emplazado en el Centro Atómico Ezeiza será de clase mundial en materia de producción de radioisótopos medicinales y aportará aplicaciones nucleares e industriales novedosas para el país.
En paralelo, el gobierno avanzará en la creación de una nueva empresa de base tecnológica junto a un socio externo que aporte un capital estimado de US$ 200 millones para construir una planta anexa que será necesaria para aprovechar al máximo la capacidad productiva de radioisótopos médicos del reactor. Como referencia, el RA-10 tendrá cinco veces la capacidad de producción que posee el reactor RA-3 (también localizado en Ezeiza), o el equivalente a 20% de la producciónmundial.
La CNEA buscará un socio externo para constituir una empresa mixta encargada de la operación y gestión comercial del reactor. El organismo científico nuclear seguirá siendo dueña de los activos y mantendrá laacción de oro, indispensable para vetar cambios en el destino de las instalaciones, independientemente de la participación que tenga en la sociedad.
La institución posee en Ezeiza una planta de producción de radioisótopos. Se trata de una instalación que recibe los blancos irradiados procedentes del núcleo del RA-3 y los procesa para separar los radioisótopos de aplicación médica que se destinan a la comercialización, siendo el más típico el molibdeno 99. La instalación podrá gestionar una parte de los blancos irradiados extraídos del núcleo del RA-10, aunque es necesario construir una segunda planta deproducción deradioisótopos en Ezeiza para maximizar la producción.
EconoJournal participó de una recorrida por la instalación que aloja el nuevo reactor de la CNEA junto a autoridades de la institución,de la Secretaría de Asuntos Nucleares(SAN) y de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN). También participaron representantes de las empresas INVAP (diseñadora del reactor y principal contrista en el proyecto), Conuar y Nucleoeléctrica Argentina.
El reactor RA-10 permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en el RA-3 y en otros reactores del país (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de alto flujo neutrónico en el Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones (LAHN), brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Además, brindará el servicio de dopaje de silicio, una novedad que posicionará al país en la cadena de valor de la industria internacional de semiconductores.
Toma cenital al interior de la pileta abierta de 12 metros de profundidad que aloja el reactor RA-10. En el fondo se puede apreciar el tanque reflector,el corazón tecnológico del reactor, con sus distintas posiciones para colocar mediante una grúa los blancos, las barras de silicio, los materiales y los combustibles que serán irradiados.
El Estado nacional lleva invertidos 530 millones de dólares en el proyecto RA-10, cuya construcción comenzó en 2016. El avance global del proyecto se ubica en un 88,3%, con un fuerte aumento en el ritmo de la instalación y montaje de equipos y en los ensayos preoperacionales a partir de la firma de la adenda 7 a la parte financiera de los contratos con INVAP y otras empresas involucradas en 2025.
El presidente de la CNEA, Martín Porro, destacó que la firma de la adenda permitió desde febrero de 2025 un avance de 2% mensual en la instalación y montaje de equipos, alcanzado un 96,20% a agosto de 2026. En paralelo, ya se avanzó en el 54,05% de los ensayos en la etapa preoperacional (la prueba de todos los sistemas y equipos antes de la primera puesta del reactor a crítico).
“Se hizo un trabajo muy fuerte de avance en este último año, trabajando con INVAP lado a lado y las empresas del sector, pero también a nivel financiero, gracias a la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, que nos permitió destrabar este ida y vuelta para poder explicar claramente lo técnico al sector financiero y para que, de vuelta, desde el sector financiero, pudieran acompañarnos de manera eficaz en el desembolso de cada una de las necesidades financieras del proyecto”, explicó Porro. Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó en julio un refuerzo presupuestario de 53.000 millones de pesos para el proyecto RA-10.
Con la construcción y el montaje prácticamente finalizados, los esfuerzos se concentrarán en los próximos meses en obtener las licencias de puesta en marcha (primera criticidad) y de operación regular del reactor ante la ARN. La expectativa es poner el reactor a crítico durante el primer trimestre de 2027 y comenzar con su operación regular a mediados de ese año.
Por qué la CNEA creará una empresa mixta para operar y comercializar el reactor RA-10
Autoridades de la SAN, CNEA y ARN junto con representantes de INVAP, Conuar y Nucleoeléctrica, presentes en la visita al RA-10.
El esquema inicial de operación tiene previsto retirar blancos irradiados del núcleo del RA-10 y transportarlos a la planta de producción de radioisótopos anexa al RA-3. Sin embargo, para alcanzar la máxima producción que el RA-10 puede ofrecer, la CNEA necesitará de una segunda planta, cuyo costo estima en el orden de los 200 millones de dólares, una inversión potencialmente calificable para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Con ese fin, el gobierno está impulsando la creación de una nueva empresa de base tecnológica entre la CNEA y una empresa interesada en realizar esa inversión. La CNEA esta facultada por la Ley N° 24.804 de la Actividad Nuclear para lanzar un concurso publico con el objetivo de encontrar un socio para la creación de una empresa de base tecnológica, sin tener que pasar por el Congreso.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, explicó la relevancia de incorporar un socio en una empresa mixta. «El RA-10 tiene una proyección comercial hacia el sudeste asiático que, sin la disciplina propia de una empresa, de aquello que busca estar en el delivery, no se puede alcanzar. Entonces, además de terminar la construcción del reactor, nuestro objetivo es volver a crear una empresa de base tecnológica desde la CNEA, como en otros tiempos se creó Conuar, Dioxitek o Nucleoeléctrica», dijo Ramos Napoli.
La mencionada disciplina se relaciona con dos factores: los límites de la CNEA para gestionar el reactor de forma comercialmente eficiente y el costo operativo que conlleva la planta. En CNEA estiman que el OPEX del RA-10 se ubica en el orden de los 14 millones de dólares por año, lo que equivale a un 10 a 15% del presupuesto anual de la institución.
El objetivo es trasladar el costo de operación del reactor y el LAHN desde la CNEA hacia la nueva empresa, que no tendrá las restricciones propias de una institución pública en lo que respecta a contrataciones y una operación eficiente del activo. A cambio, la institución podrá disponer del uso del LAHN a costo operativo cero y se repartirá con el socio los eventuales dividendos generados por la venta de radioisótopos, silicio dopado y otros servicios.
El plantel necesario para operar el reactor es de unas 60 personas (sin contar los equipos de apoyo), distribuidas en 6 grupos rotativos de 10 trabajadores.
Los radioisótopos médicos tienen una vida útil que se cuenta en el orden de días. La logística de entrega del producto a los centros médicos en la Argentina y el extranjero debe estar perfectamente alineada con la producción. Por lo tanto, la administración de los grupos de trabajo en el reactor requiere de una flexibilidad propia de una empresa y que hoy la CNEA no cuenta por su andamiaje jurídico.
En cuanto al RA-3, la CNEA planea dejar al reactor como «back-up» para producir radioisótopos durante las paradas de mantenimiento del RA-10 o para atender demandas internacionales en momentos puntuales.
En lo que respecta al LAHN, la prestación de los servicios del reactor no va en detrimento del flujo de neutrones necesario para las tareas de investigación, por lo que producción e investigación pueden convivir perfectamente.
El gobernador Rolando Figueroa en Washington junto al coordinador de Energía, Daniel González.
Otra semana en Houston. El gobernador Rolando Figueroa regresó a la capital energética del mundo para ofrecer Vaca Muerta a inversores, mostrar el modelo neuquino y negociar financiamiento con organismos internacionales de crédito como el BID.
El mandatario habló de un «2X» de la producción para el 2030 que se replicará en un 2X también para el desarrollo de la provincia y trazó una hoja de ruta donde introdujo la idea de reactivar el fondo soberano: sería «inmediatamente» después de que Neuquén termine de saldar su deuda en infraestructura.
La visita del gobernador buscó dejar también una señal política para las empresas. A los elogios que le dedicó al gobierno nacional, del que destacó haber «equilibrado la macro» y reformular la Ley de Hidrocarburos, sumó una visita en Washington junto al coordinador de Energía de la Nación, Daniel González, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, que el embajador Alejandro Oxenford presentó como «una poderosa señal» de lo estratégica que se volvió la agenda energética en el país.
Figueroa subió al viaje a dos intendentes, el de Neuquén, Mariano Gaido, y el de Plaza Huincul, Claudio Larraza, uno aliado y uno propio, respectivamente. Estaba previsto que participara el de Cutral Co, Ramón Rioseco, pero finalmente no viajó y esquivó la consulta de EN/CLAVE por los motivos.
Rioseco es, técnicamente, un opositor de Figueroa aunque construyó con él una sinergia mucho más sólida de la que llegó a tener con los gobiernos del MPN. El intendente parece haber desistido ya de sus intenciones de gobernar la provincia y se espera una definición sobre si se presentará por un cuarto mandato en su ciudad. En Cutral Co algunos dudan sobre si está habilitado por la Carta Orgánica, pero él asegura que sí: ya dejó pasar un período intermedio fuera del gobierno.
Si el buen vínculo con La Neuquinidad se mantiene, bien podría allanarle el camino para que compita sin más divisiones contra La Libertad Avanza, que busca posicionar al concejal César Pérez, quien este año esquivó un pedido de juicio político por haber querido vincular la gestión de Rioseco con el narcotráfico.
Entre los que sí fueron a la gira, Gaido pareciera ser quien sacó mayor rédito. Se sentó junto al gobernador en mesas importantes como la que se organizó con el «rey del shale», Harold Hamm, dueño de Continental Resources. Hay que tener a los amigos cerca y a los aliados (sobre todo a los que tienen estructura propia, autonomía presupuestaria y ambición de poder), más cerca.
Para Larraza, de todas formas, fue un espaldarazo del gobierno en momentos donde se definen los armados electorales del año que viene. El intendente de Huincul puede repetir y está aferrado a la expectativa que abrió en la comarca petrolera el proyecto de Argentina LNG. Este jueves, precisamente, será anfitrión de la audiencia pública que se realizará por la planta de separación de gas que tiene previsto construir YPF.
Un gobernador del 50%
En paralelo, en el gobierno nacional ya se detecta cierta urgencia por concretar un entendimiento con Rolando Figueroa para las elecciones del 2027. Si bien hay una necesidad de ambos lados (al gobierno provincial le conviene la macro ordenada y un Estado nacional que no intervenga sobre el precio del gas y el petróleo, por ejemplo), pareciera ser mucho mayor del lado de los libertarios.
Le piden al gobernador una decisión que no tiene ningún apuro en dar sobre mantener su esquema provincialista original o pintarse un perfil de la cara de violeta.
Quienes trabajan con Figueroa aseguran que «no hay ninguna posibilidad» de ir en el 2027 con La Libertad Avanza. Es más, la campaña será el modelo neuquino -orden fiscal con obra pública y Estado presente- versus el que propuso el gobierno de Milei. En ese entendimiento, hay un único acuerdo posible con el oficialismo nacional que consiste en acompañar algunas de sus iniciativas legislativas a cambio de una no intromisión de los libertarios en el camino a la reelección del gobernador.
Para los más optimistas de La Neuquinidad, lo único que está en discusión hoy es si Figueroa superará el año que viene el 50% o no. En el 2023 ganó con un 36% de los votos y un ajustado margen de tres puntos respecto del segundo, el competidor del MPN, Marcos Koopmann. Una buena elección en el 2027, necesariamente, deberá mostrar al gobernador con una diferencia mucho mayor sobre el segundo.
En la historia democrática de la provincia, solo dos pudieron superar esa marca: Felipe Sapag, quien llegó a imponerse con un 61% en su última elección, y Jorge Sobisch.
Como contó EN/CLAVE la semana pasada, el oficialismo ya está organizando su esquema de alianzas para el año que viene, el cual plasmará en una ingeniería electoral similar a la del 2023: Figueroa candidato a gobernador y un menú de listas colectoras con postulantes propios a diputados pegadas a la fórmula.
Es posible que Comunidad y Avanzar compartan nómina con una lista espejo (en la anterior elección esto lo habían hecho Comunidad y Desarrollo Ciudadano, el partido de la destituida vicegobernadora Gloria Ruiz), mientras que Primero Neuquén, Fuerza Neuquina y Federal, el PRO y el Frente Grande llevarán nombres propios para la Legislatura.
El abanico de opciones no integrará al Movimiento Popular Neuquino que, como se anticipó en la anterior edición, formalizará dentro de poco su desistimiento de participar en las elecciones por primera vez en su historia.
El Reactor Argentino Multipropósito RA-10 se pondrá en marcha en 2027 anunció el Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y confirmó que el proyecto permitirá incorporar inversión privada para desarrollar la planta de producción de radioisótopos asociada al reactor.
El proceso de puesta en marcha comenzará antes de fin de año, con el objetivo de completarse durante los primeros meses de 2027.
El RA-10 es el proyecto de mayor envergadura desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en las últimas décadas. La CNEA es responsable del proyecto y propietaria de la tecnología del reactor, y lleva adelante su construcción con la participación de INVAP en la gestión del proyecto y la provisión de servicios de ingeniería especializados. El anuncio se realizó en el Centro Atómico Ezeiza, durante una jornada que reunió a autoridades del sector nuclear, representantes de empresas e invitados institucionales, e incluyó un recorrido por las instalaciones.
Una obra reactivada y próxima a finalizar
Según se indicó, el proyecto se encontraba sin el financiamiento necesario para continuar los trabajos, con contratos y frentes de obra paralizados. El montaje de los equipos y sistemas del reactor registraba un avance del 52 por ciento.
A partir de la reactivación de los contratos y de los trabajos en el sitio, la obra civil y la ingeniería fueron completadas y el montaje avanzó hasta el 96 %, por lo que la construcción del reactor se encuentra actualmente en su tramo final. Unas 530 personas trabajan hoy en el proyecto.
Las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos necesarios para verificar el funcionamiento de los distintos sistemas. Finalizada la construcción, el proyecto avanzará sobre las etapas de licenciamiento y puesta en marcha, que constituyen instancias diferentes del avance físico de la obra.
“Recibimos un proyecto sin financiamiento para continuar los trabajos y sin una definición sobre cómo aprovechar su capacidad productiva. Hoy la construcción está prácticamente terminada, tenemos un cronograma para su puesta en marcha y un esquema para transformar esa inversión en producción para la Argentina y para el mundo”, señaló Ramos Napoli.
La inversión para producir radioisótopos
La finalización del reactor resuelve una parte central del proyecto, pero no alcanza por sí sola para desarrollar la producción comercial de radioisótopos. Para ello es necesario contar también con una planta de producción asociada, en la que se procesarán los materiales irradiados en el RA-10 para obtener los radioisótopos destinados al sistema de salud y a los mercados de exportación.
La Secretaría de Asuntos Nucleares definió un modelo que permitirá incorporar capital privado para financiar la construcción y llevar adelante las actividades productivas y comerciales asociadas al reactor.
El esquema se encuadra en los criterios establecidos por la Ley 24.804 de la Actividad Nuclear, que mantiene en cabeza del Estado nacional la definición de la política nuclear, la regulación y la fiscalización, y contempla la participación estatal y privada en las actividades productivas y comerciales del sector.
Entonces, la inversión necesaria para completar la capacidad productiva del RA-10 será aportada por el sector privado, mientras que el Estado mantendrá la conducción de la política nuclear y las responsabilidades vinculadas con la regulación, la seguridad y las salvaguardias.
“La planta asociada es la que nos permitirá convertir la capacidad del RA-10 en radioisótopos para el sistema de salud, exportaciones y divisas. Para desarrollarla vamos a incorporar inversión privada, sin resignar ninguna de las responsabilidades que corresponden al Estado en materia nuclear”, afirmó Ramos Napoli.
La industria nuclear argentina cuenta desde hace décadas con experiencias de articulación de este tipo. Es el caso de CONUAR, fabricante de componentes para el ciclo de combustible nuclear, empresa de capital mayoritariamente privado en la que la CNEA mantiene participación accionaria.
Qué producirá el RA-10
El RA-10 es un reactor nuclear multipropósito de investigación y producción, con una potencia de 30 MW. No genera electricidad: utiliza los neutrones producidos por la fisión nuclear para elaborar productos y prestar servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.
Una de sus principales funciones será la producción de radioisótopos utilizados en medicina nuclear. Entre ellos se encuentra el molibdeno-99, a partir del cual se obtiene el tecnecio-99m, ampliamente utilizado en estudios de diagnóstico por imágenes. También podrá producir lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos, e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.
La capacidad proyectada permitirá alcanzar una producción equivalente a aproximadamente el 20 % del mercado mundial actual de determinados radioisótopos, lo que ubicará a la Argentina entre los principales productores internacionales.
El reactor permitirá además producir silicio dopado, un insumo utilizado en la fabricación de semiconductores de alta potencia para aplicaciones industriales, sistemas eléctricos, energías renovables y transporte.
También brindará servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis por activación neutrónica para aplicaciones científicas e industriales.
La capacidad prevista para el RA-10 supera la demanda doméstica proyectada. Esto permitirá abastecer al sistema de salud argentino con producción nacional y exportar el excedente, generando divisas y empleo altamente calificado en un mercado internacional con pocos productores y altas barreras tecnológicas, se destacó.
SLB reafirmó el «compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes» al descartar cualquier participación en el proyecto de explotación de recursos en torno a las Islas Malvinas.
La compañía de servicios petroleros Schlumberger (SLB) hizo público este sábado que no está participando y no va a participar de ningún proceso de licitación que puedan llevar adelante las compañías operadoras que pretenden desarrollar el proyecto de explotación de hidrocarburos offshore Sea Lion, en proximidad de las Islas Malvinas.
La posición de la compañía es en respuesta al Decreto 868/26 del Poder Ejecutivo, en cumplimiento de la Ley 26.659, por la cual se endurecen las herramientas administrativas del Estado para sancionar e inhabilitar a las empresas que participen de la exploración y explotación ilegítima de hidrocarburos en la plataforma continental alrededor de las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur.
La multinacional expresó mediante un comunicado: «SLB, en atención a lo establecido por Decreto 868/26 del Poder Ejecutivo Nacional, informa que no está participando ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas, así como en los espacios marítimos circundantes».
De esta manera la compañía de servicios especiales, considerada una de las más grandes del mundo, expresó en el breve escrito que «SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes«. El pronunciamiento formal de la empresa busca despejar cualquier incertidumbre regulatoria en el ámbito local e internacional.
La comunicación toma trascendencia por la escala global de SLB en la industria upstream y de servicios y como cotizante en la Bolsa de Nueva York (NYSE: SLB). La corporación opera en más de un centenar de países, y en la Argentina es la principal empresa de servicios en Vaca Muerta, junto a compañías como Baker Hughes y Halliburton.
La reacción del Gobierno nacional al proyecto Sea Lion
El presidente Javier Milei anunció el jueves que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago.
Ante el avance de las fases de desarrollo del proyecto Sea Lion en la cuenca Malvinas Norte, el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/26, agilizó las sanciones contra empresas que realicen o asistan operaciones hidrocarburíferas ilegítimas en torno a las Islas Malvinas y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones operativas de 5 a 20 años y la caducidad de concesiones, e impone como condición excluyente la presentación de una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos. De la misma manera condiciona la posibilidad de acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios delRIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena de participación societaria.
El intendente de Añelo, Fernando Banderet, junto a la diputada Daniela Rucci.
La competencia por la intendencia de Añelo, la ciudad insignia de Vaca Muerta, comienza a perfilarse como uno de los platos fuertes de las elecciones del 2027 en Neuquén. La ciudad que concentra la mayor parte del boom hidrocarburífero tendrá a Fernando Banderet compitiendo por su reelección con respaldo petrolero, pero también a La Libertad Avanza buscando capitalizar el apoyo que los vecinos le dieron a Javier Milei el año pasado.
La ciudad irá a las urnas en la misma fecha en que se elija gobernador y diputados provinciales, pues no tiene autonomía para definir su propio calendario electoral.
En el 2023 alcanzó un registro de 8.500 votantes, lo que le asigna una participación de apenas el 1,5% en el padrón provincial: su peso es más bien político, porque el intendente de la localidad es quien administra una de las principales puertas de entrada a Vaca Muerta.
Según pudo saber EN/CLAVE, la intención de Fernando Banderet es competir por su reelección, tras un primer mandato que en el gobierno provincial reconocen como bueno.
La gestión viene enfocada en resolver el acceso a servicios básicos como el gas y el agua, y con un plan de asfalto que, en dos años, duplicó la cantidad de metros lineales que se habían construido hasta el momento.
El gobierno de Rolando Figueroa también le dio un espaldarazo con el inicio de las obras para desviar el tránsito pesado de la industria del casco urbano y el acuerdo con YPF para llevar el gas a los vecinos de La Meseta. Esta semana, funcionarios del Ejecutivo y diputados recorrieron con Banderet algunas de las obras que la Provincia está realizando en la ciudad como la nueva EPET 23 de 5.000 metros cuadrados que se terminará a fin de año.
Citroneta o Ferrari
Banderet se impuso en 2023 con un 46% de los votos frente al 41% que obtuvo Adriana Pezuk, la candidata del Movimiento Popular Neuquino.
El ahora intendente llevó el sello de Comunidad y ganó con un fuerte apoyo de la Uocra de Juan Carlos Levi, quien le aportó el músculo y territorio necesarios para enfrentar al aparato de Petroleros. Banderet hizo gala de esa campaña a pulmón que incluyó recorridas con una humilde citroneta violeta que viró en metáfora: «la citroneta le ganó a la Ferrari», fue el comentario tras el triunfo electoral.
Ahora, el escenario luce distinto. La gestión de Banderet alcanzó un buen entendimiento con el sector de Petroleros Privados que lidera Marcelo Rucci y su partido, Fuerza Neuquina y Federal, lo acompañará en su desafío por la reelección.
La diputada provincial Daniela Rucci, de hecho, oficia como una suerte de jefa de campaña en la localidad que, pese a ser la capital de Vaca Muerta, no tiene precisamente una relación de amor con el gremio. Por ese motivo, no se descarta que surja otra opción, aúndentro del ecosistema de Rolando Figueroa, para nuclear a quienes no están de acuerdo con esta alianza.
Como anticipó EN/CLAVE, Levi también empezó a tramitar en la justicia federal la inscripción de un partido propio, Construir Neuquén, aunque es poco probable que llegue a obtener a tiempo la personería jurídica, si es que las elecciones se convocan para los primeros meses del 2027.
En líneas generales, La Neuquinidad dejará jugar a todos los que quieran ser candidatos en los municipios siempre que aporten a la reelección del gobernador.
Libertarios en busca de outsiders
La diputada nacional Soledad Mondaca es la coordinadora de La Libertad Avanza en toda la zona petrolera de la provincia, lo que incluye Añelo. En diálogo con EN/CLAVE, destacó a la ciudad y a Rincón de los Sauces como «estratégicas para Neuquén y el desarrollo energético del país» y confirmó que competirán por las intendencias con equipos propios.
«Me preguntaron si, por haberme reunido con el intendente, íbamos a ir juntos. No vamos a ir con Banderet, no vamos a ser colectora de nadie y vamos a llevar candidatos propios en todas las localidades», afirmó.
Dijo que están trabajando en mantener presencia territorial en la ciudad, dialogando con pymes, comerciantes y vecinos «para ver cuáles son los problemas concretos». «Lo que queremos es potenciar a personas que siempre participaron desde el anonimato y que hoy se animan a ser protagonistas», dijo en referencia a que la mayoría de los perfiles son de «outsiders» de la política.
Mondaca dijo que aún no definieron quién llevará la candidatura y aseguró que no tienen «ansiedad» por hacerlo porque la elección aún está lejos. Confían, además, en el respaldo que Añelo le dio a Javier Milei en las últimas elecciones nacionales.
Sobre los problemas en la ciudad, describió que necesita «mucha infraestructura» y que «el trabajo involucre, no solamente a gente de afuera, sino a los vecinos». «Necesitamos que se sienta el impacto de Vaca Muerta y la actividad y que se vea. Que no quede solamente el reparto entre los amigos del poder», planteó.
Añelo es un municipio de segunda categoría, por lo que no cuenta con autonomía política plena. Foto: Matías Subat.
Recategorización, al freezer
Si bien la relación del gobierno de Rolando Figueroa con Fernando Banderet no muestra fisuras, el oficialismo parece haber frenado, por el momento, el proyecto para recategorizar a Añelocomo municipio de primera categoría.
El intendente presentó la propuesta en la Legislatura en mayo pasado, acompañado por la diputada Daniela Rucci, bajo la justificación de que la localidad insignia de Vaca Muerta ya superó «ampliamente el piso constitucional de los 5.000 habitantes» que impone la Constitución de Neuquén.
El proyecto tomó estado parlamentario en junio y fue girado a tres comisiones: a la de Asuntos Municipales, de Asuntos Constitucionales y la de Presupuesto. Y hasta ahí llegó su trámite legislativo, porque nunca se puso en tratamiento.
Según pudo saber EN/CLAVE de fuentes de La Neuquinidad, no hay intenciones de avanzar en la recategorización con el calendario electoral prácticamente en marcha. El debate podría abrir una oleada de reclamos de otros municipios en similares condiciones como Aluminé y Las Lajas, en el centro de la provincia, que también cuentan con el requisito poblacional cumplido según el último censo.
El argumento oficial es que es necesario darle un tratamiento «de Estado», con la participación del Copade, el organismo de planificación de la provincia, y el análisis de estadísticas oficiales. Es decir, evitar apurar la recategorización de un municipio solo porque insistió más que otros o reclamó más fuerte.
En el contexto del anuncio realizado por el presidente Javier Milei, el jueves 3/9, sobre la cuestión de la soberanía argentina en las Islas Malvinas, y la disputa persistente con Gran Bretaña sobre dicho territorio desde 1833, el gobierno designó al Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto como Autoridad de Aplicación de la Ley 26.659, referida a las condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental argentina -sancionada en el año 2011- y su modificatoria (26.915/2013) que endurece las sanciones penales contra la explotación no autorizada de hidrocarburos en el mar argentino.
La designación fue realizada a través del Decreto 868/2026, que en lo hecho implica para el Poder Ejecutivo Nacional salir del letargo político en el que estuvo sobre éste tema, a pesar de conocerse el avance de la petrolera inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas (operadora) en su declarada intención de explorar y explotar hidrocarburos en la cuenca offshore Malvinas Norte, Area Sea Lion, a 220 kilómetros de las islas.
La petrolera tomó la Decisión Final de Inversión para la fase primera fase del proyecto, donde estima producir hasta 55.000 barriles diarios de petróleo (bdp) a partir de 2028, con una inversión calculada en 1.800 millones de dólares, financiada por bancos y fondos de inversión británicos y estadounidenses.
Rockhopper detenta el 35 % del proyecto exploratorio que encaró hace años con otras compañás. El 65 % restante quedó en manos de Navitas Petroleum, que se asoció al proyecto en 2022 adquiriendo la participación que tenía Harbour Energy, otra compañía inglesa, que está participando como socia en proyectos energéticos en la Argentina continental.
En los considerandos del D-868 el gobierno refiere que la Ley 26.659 y su modificatoria establece que “la Autoridad de Aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas humanas o jurídicas, nacionales o extranjeras, que incumplan alguna de las prohibiciones dispuestas y que, en caso de que la persona que viole alguna prohibición posea concesiones hidrocarburíferas, (en el país) estas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren”.
La Administración Milei recuerda ahora en los considerandos del decreto que “desde la sanción de la citada ley la Autoridad de Aplicación declaró la ilegalidad de actividades llevadas adelante en la Plataforma Continental Argentina por DIEZ (10) empresas, declarándolas “clandestinas” por desarrollar actividades hidrocarburíferas en territorio de la República Argentina sin estar habilitadas para ello por las autoridades nacionales competentes”. “También se ha dispuesto la inhabilitación de ciertas empresas, en los términos de la Ley 26.659”, se señaló.
En otro de los considerandos el gobierno citó que “en el último tiempo, (que no precisó) distintas personas humanas o jurídicas comenzaron a desarrollar de manera ilegítima actividades vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en los espacios marítimos circundantes a las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur, parte integrante del territorio nacional argentino”.
Tal como sucesivos gobiernos han reclamado históricamente, ahora la Adminnistración Milei reiteró que “Tales actividades (ilegítimas) se enmarcan en la existencia de una disputa de soberanía reconocida por la comunidad internacional y resultan incompatibles con la Resolución 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas que insta a la República Argentina y al Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte a abstenerse de adoptar decisiones que entrañen la introducción de modificaciones unilaterales en la situación mientras se encuentre pendiente el proceso de negociación instado por dicho organismo”.
Casi de pronto, y a raíz de un comentario reciente del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, que se interpretó como la posibilidad de una revisión de la postura siempre favorable de ése país a Gran Bretaña en el conflicto por las Malvinas (incluída la guerra de 1982), la Administración Milei consideró que estaría en condiciones de forzar una negociación que el gobierno británico descarta de plano.
Para Javier Milei todo esto implicaría revisar al menos parcialmente su declarada admiración por Margaret Thatcher (que comandó en la guerra de 1982), y considerar que su fiel alineamiento con la política internacional de los EE.UU. puede redundarle un éxito, que también vendría a coincidir con los intereses geopolíticos de Trump en el Atlantico Sur.
El Decreto ahora oficializado dispone que “la Autoridad de Aplicación analizará si existen indicios suficientes que permitan suponer la existencia de una conducta prohibida por la Ley 26.659 y su modificatoria”, y que “en caso afirmativo, dispondrá la apertura del sumario y procederá a notificar al presunto infractor”.
“La Autoridad de Aplicación dictará resolución fundada dentro de los DIEZ (10) días hábiles administrativos contados a partir de la presentación del descargo, de vencido el plazo para presentarlo, o de concluida la etapa probatoria si hubiere habido sustanciación. Dicha resolución dispondrá el archivo de las actuaciones o la aplicación de la sanción prevista en la Ley 26.659 y su modificatoria, según corresponda”, señala el D-868.
“La resolución sancionatoria se publicará en el Boletín Oficial, y se notificará a la Secretaría de Energía y a los demás organismos competentes que sean identificados por la Autoridad de Aplicación, a la Procuración del Tesoro de la Nación y al Ministerio Público Fiscal con el fin de que realicen las acciones legales que correspondan”, describe el Decreto.
Acerca de la incompatibilidad con el RIGI
En los considerandos del D-868 se expresa además que “la coherencia del obrar estatal impone que el Estado Nacional no pueda, por una parte, sancionar mediante la inhabilitación por el plazo de 5 a 20 años y la reversión de las concesiones hidrocarburíferas a quienes incurran en las conductas (ilegales) descriptas en la Ley 26.659 y su modificatoria y, por la otra, conferir a esas mismas personas, o a quienes participen societariamente en ellas o contraten con ellas, los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios, la estabilidad normativa y las garantías de protección de derechos adquiridos que el RIGI reconoce a los Vehículos de Proyecto Único (VPU)”.
“Semejante contradicción importaría que el Estado Nacional otorgue beneficios fiscales y garantías de estabilidad a quienes desconocen activamente la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares circundantes e incumplen las prohibiciones establecidas por la Ley 26.659 y su modificatoria, frustrando el objetivo permanente e irrenunciable consagrado por la Constitución Nacional”, agrega.
En tal sentido, el Decreto sostiene que “corresponde exigir, entre los recaudos que debe reunir la solicitud de adhesión al RIGI, una declaración jurada suscripta por el representante legal del VPU en la que se consigne el cumplimiento actual y futuro de las disposiciones de la Ley 26.659 y su modificatoria, tanto por el vehículo como por las personas vinculadas a él”.
Asimismo, el D-868 consideró que “corresponde modificar la normativa reglamentaria de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias con el fin de exigir a todo interesado en obtener algún permiso, concesión, autorización o habilitación previstos en dicha norma una declaración jurada en la que se consigne que no incurren ni incurrirán en las conductas (ilegítimas) descriptas por la Ley 26.659 y su modificatoria”.
Mas acá de éste decreto específico, cuya aplicación práctica habrá que observar, se argumentan otras posibles intenciones del gobierno respecto del sentido de la oportunidad política, en un contexto minado de complicaciones para la Administración Milei, que aspira a su propia continuidad post 2027.
En la fase 1 de Sea Lion proyectan una producción inicial de aproximadamente 55 mil barriles de petróleo por día.
El presidente Javier Milei anunció anoche que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago y a 450 metros de profundidad. Lo que sigue es un detalle con los puntos clave de ese desarrollo offshore.
1) ¿Cuándo comenzó la exploración en Sea Lion?
Rockhopper obtuvo en 2005 las licencias petrolíferas offshore de los bloques PL032 y PL033, correspondientes a una antigua área de Shell en el norte de la cuenca. Dentro del bloque PLO32 se encuentra el yacimiento Sea Lion.
El primer descubrimiento se concretó el 6 de mayo de 2010, fecha en la que Rockhopper anunció los resultados del pozo 14/10-2 en el prospecto Sea Lion. Antes de perforar, RPS Energy estimaba 170 millones de barriles recuperables y los resultados del pozo 14/10-2 elevaron esa estimación a 242 millones.
Después la firma británica realizó una campaña de evaluación: ocho pozos de exploración adicionales sobre el complejo Sea Lion, de los cuales seis registraron acumulaciones de hidrocarburos que Rockhopper clasificó como nuevos descubrimientos. Además, perforó varios pozos de evaluación en el mismo yacimiento, incluyendo los 14/10-4 y 14/10-5.
2) ¿Quiénes son los dueños de la firma británica Rockhopper?
Rockhopper es una compañía británica fundada en febrero de 2004 con el objetivo específico de explorar petróleo y gas offshore al norte de las Malvinas. La sociedad fue registrada en Companies House el 5 de octubre de 2004, inicialmente como Crude Limited. El 5 de enero de 2005 cambió su nombre a Rockhopper Exploration Limited y el 1 de marzo de ese mismo año pasó a ser una public limited company (plc). En agosto de 2005 salió a cotizar en AIM, el mercado de empresas pequeñas de la Bolsa de Londres.
Entre sus principales accionistas figuran actualmente Noked Capital con 9,16%, Exodus Management Israel con 6,03%, ION Asset Management (Israel) con 6% y SRM Global Master Fund con 4,17%.
3) ¿Qué socios tuvo Rockhopper desde que inició la exploración en Sea Lion?
Rockhopper estuvo en soledad como operador hasta 2012. El 12 de julio de ese año la británica Premier Oil adquirió ciertos derechos de licencia petrolera en las Islas Malvinas propiedad de Rockhopper, incluyendo una participación del 60% en el yacimiento Sea Lion.
En marzo de 2021 Premier Oil se fusionó con la británica Chrysaor y nació Harbour Energy. Ese mismo año Harbour anunció que Sea Lion no encajaba en su estrategia y en 2022 concretó su salida cuando la petrolera israelí Navitas ingresó al proyecto con una participación del 65% y en carácter de operadora.
4) ¿Por qué Harbour Energy se retiró el proyecto Sean Lion?
El 23 de septiembre de 2021, los principales ejecutivos de Harbour Energy realizaron una conferencia de prensa para presentar los resultados financieros del primer trimestre y allí dieron algunas pistas sobre por qué decidieron salir del proyecto Sea Lion en Malvinas.
“Nuestra estrategia no incluye la exploración de yacimientos vírgenes ni la exploración en áreas donde no tenemos presencia productiva”, aseguró la CEO de Harbour, Linda Cook, al explicar por qué abandonaban el descubrimiento de Sea Lion y otras licencias en las Islas Malvinas.
Cuando le pidieron mayores detalles sobre esa decisión, Cook no anduvo con vueltas: ”Se encuentra en una zona remota del mundo, sin infraestructura de petróleo y gas existente ni un sector de servicios local que nos apoye. Todos estos factores incrementan la inversión de capital, el riesgo, los costos operativos unitarios y el punto de equilibrio a largo plazo”.
Harbour no era un pequeño explorador especulativo sino una productora con una cartera importante y capacidad financiera para realizar sus proyectos. Por lo tanto, su decisión de abandonar el proyecto impactó de lleno en las expectativas del mercado sobre el potencial de Sea Lion.
5) ¿Quién está detrás de Navitas, la operadora actual del proyecto?
Navitas fue fundada en 2013 por Gideon Tadmor, un empresario israelí que tuvo un papel significativo en la transformación de Israel en productor de gas a través de Delek Group. Controló Avner Oil & Gas, que desarrolló Yam Tethys (2004), el primer proyecto gasífero productor de Israel en altamar, y con Delek Drilling participó en el desarrollo de Tamar (2009) y Leviathan (2010), otros dos grandes proyectos de gas natural offshore en el Mediterráneo oriental, frente a las costas de Israel.
En junio de 2023, la ONU incluyó al Grupo Delek en su lista de empresas que apoyan los asentamientos israelíes en territorio palestino ocupado, ilegales según el derecho internacional. Además, The Guardian informó en diciembre de 2024 que Delek Group suministra combustible a las Fuerzas de Defensa de Israel a través de su filial Delek Israel. No obstante, Tadmor dejó sus cargos en la empresa en 2016.
A través de Navitas, Tadmor tiene intereses en Shenandoah, Buckskines, Monument y Shenandoah South, yacimientos offshore de aguas ultraprofundas en el Golfo de México. En síntesis, no es un sello de goma. Es una empresa con producción, reservas, proyectos en construcción y experiencia desarrollando campos offshore. Sin embargo, tampoco se puede descartar que la empresa simplemente esté especulando con sus activos en Malvinas para obtener una ganancia financiera.
Gideon Tadmor, el empresario israelí, que fundó Navitas.
6) ¿Rockhopper y Navitas ya tomaron la decisión final de inversión para avanzar con la explotación de Sea Lion?
Sí, en diciembre del año pasado los consejos de administración de ambas compañías tomaron la decisión final de inversión (FID, según su sigla en inglés). Ese paso es clave porque significa que ya dejaron atrás la etapa de evaluar si el proyecto es viable y autorizaron formalmente pasar a la ejecución del desarrollo. Como requisito previo para tomar la FID, las compañías aprobaron los acuerdos de financiación y firmaron la documentación necesaria para financiar la Fase 1 del Proyecto.
El requerimiento total de financiación para la fase 1 asciende a US$ 1.800 millones para First Oil y US$2.100 millones para la finalización del proyecto, incluidas las contingencias y los costos de financiación.
El gobierno de las Islas Malvinas aprobó, por su parte, el programa de desarrollo y producción del yacimiento para las Fases 1 y 2 del área de desarrollo norte dentro del yacimiento Sea Lion. Por lo tanto, las licencias que cubren Sea Lion pasaron a la fase de explotación, que tiene una duración de 35 años, o más si fuera necesario para completar la producción.
7) ¿Rockhopper y Navitas tienen el financiamiento asegurado para avanzar con la explotación del yacimiento?
Las compañías aseguran que tienen cerrado el esquema de financiación para solventar los US$2100 millones que requiere la fase 1. El financial close se produjo el 22 de diciembre de 2025, apenas 12 días después del FID.
“Me complace anunciar que hemos alcanzado el cierre financiero del proyecto Sea Lion, sin duda el día más importante de nuestra historia desde el descubrimiento de Sea Lion. Ahora esperamos con entusiasmo iniciar la fase de desarrollo del yacimiento con nuestro socio y operador, Navitas, quien ha realizado un trabajo excepcional tanto en la reingeniería del desarrollo como en la gestión de la financiación”, aseguró Sam Moody, director ejecutivo de Rockhopper Exploration.
Según informaron, la financiación del proyecto consiste en US$ 1.000 millones de deuda bancaria y el resto se aporta mediante una combinación de capital de riesgo compartido y el propio flujo de caja que genere Sea Lion una vez que empiece a producir.
Sam Moody, director ejecutivo de Rockhopper Exploration.
8) ¿Cuánto prevén producir?
En la fase 1 de Sea Lion proyectan una producción inicial de aproximadamente 55 mil barriles de petróleo por día que comenzaría en el primer trimestre de 2028. Luego hay proyecciones que indican que esa producción podría trepar a 150 mil barriles diarios en 2030 y más de 200 mil a partir de 2032, pero esas etapas requieren nuevas decisiones de inversión.
9) ¿Cuántas reservas tiene el yacimiento?
Según la evaluación independiente de la consultora Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI), publicada por Rockhopper el 26 de agosto de 2026, el yacimiento Sea Lion tiene 408,2 millones de barriles entre reservas probadas, probables y posibles. Las reservas probadas y no desarrolladas son 231,7 millones de barriles. Luego tienen 82,5 millones de barriles de reservas probables y 93,9 millones de reservas posibles. Ese caudal total constituye una cantidad significativa para un único proyecto offshore, aunque no llega siquiera al 1,5% en comparación con los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta.
10) Más allá del FID, ¿están en condiciones de desarrollar el proyecto?
Según la última información de Rockhopper, el punto de equilibrio (breakeven) de Sea Lion está por debajo de US$24 por barril, pero este no es un proyecto como cualquier otro. Distintos analistas han advertido que los elevados costos fijos del desarrollo en alta mar, en una zona remota, hacen que el proyecto sea vulnerable a las fluctuaciones del precio del petróleo y a los sobrecostos.
Las presiones que pueda ejercer Argentina también serán determinantes. Grace Livingstone, historiadora y profesora afiliada de la Universidad de Cambridge, afirmó a Financial Times el pasado 2 de julio que Argentina podría tener argumentos legales contra el proyecto debido a una resolución de la ONU que prohíbe las modificaciones unilaterales del statu quo en las islas.
Además, Argentina podría lograr que los países vecinos bloqueen los buques con bandera de las Malvinas como ocurrió en 2011, lo que podría suponer un aumento significativo de los costos logísticos.
Rockhopper y Navitas informaron este viernes ante los mercados de Tel Aviv y Londres que las sanciones anunciadas por la Argentina no modificarán el desarrollo ni los plazos previstos para comenzar a extraer petróleo del área en disputa. Sin embargo, está claro que la declaración que formuló este jueves Javier Milei no es una buena noticia para ellos.
El proyecto recibió dictamen en la reunión plenaria de las comisiones de Minería, Energia y Combustibles y Presupuesto y Hacienda, de Economía Nacional e Inversión.
Las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda del Senado emitieron dictamen de mayoría sobre el proyecto que establece un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles. Con este paso parlamentario, el despacho quedó en condiciones de ser tratado y votado en el recinto durante la sesión prevista para el jueves 10 de septiembre, aunque no se descarta la introducción de modificaciones durante el debate en particular.
La iniciativa unifica siete proyectos ingresados por legisladores de distintos bloques políticos y deroga el marco regulatorio fijado por la Ley 27.640. El texto consensuado busca desmontar el esquema vigente de asignación discrecional de cupos y precios fijados por la Secretaría de Energía, para avanzar hacia un modelo desregulado de mercado. El nuevo régimen tendrá una vigencia de 15 años y apunta a incentivar inversiones en el sector agroindustrial y ampliar la matriz limpia del país.
En diálogo con EconoJournal, la presidenta de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, Flavia Royon, destacó la trascendencia del acuerdo alcanzado: «Había varios proyectos de distintos sectores y logramos arribar a un dictamen consensuado tras un proceso de negociación. Pasamos de un sistema donde el Estado determinaba quién producía y a qué precio, a un mercado dinámico de competencia abierta a través de una plataforma electrónica transparente».
No obstante, la exsecretaria de Energía reconoció que «todavía persisten puntos sensibles en debate, como los porcentajes finales y la protección al segmento de las empresas no integradas en el caso del biodiesel, o los mecanismos para habilitar la importación por diferencial de precios. Es natural que no haya un acuerdo pleno antes de llegar a la sesión; para eso justamente está el debate en el recinto».
Las 10 claves del proyecto oficial de biocombustibles
A continuación, los diez puntos fundamentales del dictamen aprobado por las comisiones del Senado para comprender el cambio de paradigma regulatorio en la industria.
1) ¿Cuál va a ser el porcentaje de corte en biodiesel y bioetanol?
La vigente Ley 27.640 establece un piso de 7,5% para biodiesel en gasoil y 12% para bioetanol en naftas. El nuevo dictamen dispone mantener inicialmente el 7,5% para biodiesel, pero obliga a elevarlo al 10% a los 12 meses de promulgada la ley. En el caso del bioetanol, se parte del 12% actual y a los 12 meses se incrementa obligatoriamente al 15%. En el bioetanol se garantiza un 6% para el sector sucroalcoholero y un 6% para el maicero, mientras que el porcentaje restante será de materia prima libre.
2) ¿Cómo se diferencia en biodiesel entre compañías integradas y no integradas?
Se establece un Período de Transición hasta el 31 de diciembre de 2031 para el biodiesel. Mientras dure el corte del 7,5%, el 100% queda retenido por las pymes «no integradas» (que no poseen aceiteras). Al subir el corte al 10%, el segmento protegido de no integradas pasa a ser del 6,5% (hasta 2028), 5,5% (en 2029), 5,0% (en 2030) y 3,0% (entre 2031 y 2036). El remanente hasta completar el 10% obligatorio será negociado libremente entre integradas y no integradas.
3) ¿Cuál es el máximo porcentaje de mercado que va a poder tener una sola empresa?
Para evitar monopolios, en el mercado de bioetanol ninguna empresa elaboradora podrá comercializar más del 20% del total anual destinado al corte obligatorio. En el mercado de biodiésel, dentro del segmento reservado a empresas no integradas, el límite máximo por empresa o por grupo económico relacionado será de hasta el 10% de la cantidad comercializada anualmente.
4) ¿Van a poder participar las petroleras del negocio de los bios?
Las petroleras y refinadoras no podrán computar el volumen procesado en sus plantas para la mezcla obligatoria. No obstante, el dictamen abre la puerta para que realicen co-procesamiento de materia prima no fósil en sus refinerías y gocen de las exenciones impositivas de la ley hasta un límite máximo del 5% del total del combustible comercializado.
5) ¿Cómo se van a determinar las ventas y los precios de los biocombustibles?
Se elimina el esquema de asignación discrecional de cupos individuales por empresa y la fijación del precio por resolución de la Secretaría de Energía. El cumplimiento del corte obligatorio se comercializará en un Mercado Electrónico único, público y transparente mediante subastas mensuales operadas por un organismo independiente. Además, se autorizan contratos a término de libre negociación en precio y plazos entre elaboradores y mezcladores.
6) ¿Qué ocurre con la paridad de importación y el abastecimiento internacional?
Para el corte obligatorio el combustible debe fabricarse en plantas locales con materia prima nacional. La Autoridad de Aplicación sólo podrá autorizar la importación para el corte obligatorio en dos excepciones: por escasez comprobada de oferta local o si el precio de paridad de importación resulta inferior al precio ofertado por los productores nacionales. Para mezclas superiores al corte obligatorio, el comercio exterior es totalmente libre.
7) ¿Qué exenciones o beneficios impositivos contempla la norma?
Los biocombustibles puros habilitados para las mezclas no estarán gravados por el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) ni por el Impuesto al Dióxido de Carbono (ICO2) en ninguna de sus etapas. Al mezclarse con derivados del petróleo, el tributo aplicará únicamente sobre el porcentaje de combustible fósil.
8) ¿Qué nuevos biocombustibles y tecnologías se incorporan al marco legal?
El régimen adquiere una mirada más amplia e incluye al Combustible Sostenible de Aviación (SAF o Biojet), el diésel renovable, el biobunker, el etanol de segunda generación (biomasa) y el biometano. Este último queda expresamente habilitado para inyectarse en las redes de gasoductos de transporte o comercializarse libremente como gas comprimido/licuado, exento de mandatos de corte.
9) ¿Se permitirá la venta de mezclas superiores o el uso de motores flex fuel?
Se autoriza la circulación de vehículos con motores flex fuel para utilizar graduaciones más altas de biodiesel o bioetanol. Se habilita la venta libre de cortes superiores en estaciones de servicio y se faculta a las provincias y CABA a establecer regímenes propios de fomento para habilitar surtidores adicionales con mezclas de alta graduación.
10) ¿Cuál es la autoridad de aplicación y qué sanciones se establecen?
La Autoridad de Aplicación será la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Se fija un régimen sancionatorio que va desde inhabilitaciones temporales o definitivas hasta multas económicas graduadas según la gravedad: leve (hasta 100.000 litros de nafta súper), grave (hasta 500.000 litros) y muy grave (hasta 1.000.000 de litros).
Wichi Toledo SRL presentó oficialmente su nueva plataforma de perforación Bauer RB-T100 durante la edición 2026 de Argentina Mining, que se desarrolló entre el 2 y el 4 de septiembre en el Centro de Convenciones de Salta. El lanzamiento se realizó el jueves 3 de septiembre en el stand S6 de la compañía, que además participó del encuentro como Sponsor Platinum.
La incorporación de la RB-T100 representó uno de los principales hitos del proceso de inversión y expansión tecnológica que la empresa salteña había desarrollado durante los últimos años. Según informó la compañía, la plataforma contaba con una capacidad de perforación de hasta 4.000 metros y se trataba de la única máquina de estas características disponible en América.
La llegada del nuevo equipo amplió las capacidades operativas de Wichi Toledo para abordar trabajos de gran profundidad y elevada exigencia técnica. La compañía señaló que la plataforma estaba orientada tanto a operaciones mineras como a nuevos mercados vinculados con el sector energético.
La RB-T100 se sumó a una estructura operativa que ya contaba con una Bauer RB-65, que se encontraba trabajando en proyectos mineros de la región. La experiencia adquirida por la empresa con tecnología Bauer, junto con el conocimiento desarrollado en las condiciones operativas de la Puna, constituyó uno de los fundamentos para la incorporación del nuevo equipo.
La inversión de Wichi Toledo
La inversión también se enmarcó en un proceso de profesionalización de la compañía. Wichi Toledo contaba con certificación ISO 9001 y avanzaba en la ampliación de sus sistemas de gestión, al tiempo que fortalecía su participación como proveedor en algunos de los principales proyectos mineros del Noroeste Argentino.
En ese contexto, la participación en Argentina Mining 2026 como Sponsor Platinum acompañó la estrategia de crecimiento de la empresa y su posicionamiento dentro de la cadena de proveedores vinculada al desarrollo minero regional.
Durante el encuentro, la compañía invitó a clientes, empresas mineras, proveedores y representantes de la industria a conocer el equipo en su stand S6. La presentación de la RB-T100 puso el foco en las nuevas capacidades para desarrollar perforaciones profundas desde el norte argentino y en el proceso de incorporación de tecnología a los servicios destinados al sector minero y energético.
La Libertad Avanza (LLA) y bloques aliados del Senado firmaron este jueves un dictamen sobre biocombustibles, que estableció un aumento en los cortes de bioetanol y biodiesel que se pueden mezclar con otros combustibles, y prolongó el plazo hasta el 2036 para que las pymes puedan reconvertirse.
El despacho consensuado entre el oficialismo y las bancadas dialoguistas estableció que se eleva en un año el corte del 12 al 15% en el caso del bioetanol, y del 7,5 al 10% en el caso del biodiesel, y límites en los cupos que pueda tener cada empresa para evitar los monopolios.
El avance de esta iniciativa es una señal a los gobiernos dialoguistas de Tucumán, Salta y Jujuy ya que el bioetanol es una mezcla de naftas con aceite de caña de azúcar y maíz, mientras que el biodiesel se produce entre naftas y aceite de soja, y las principales empresas están en Santa Fe.
Sin más asuntos que tratar, la presidente de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles @FlaviaRoyon da por finalizada la reunión plenaria de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles Presupuesto y Hacienda
Además, se incorporó un límite para evitar la concentración del mercado, por el cual ninguna empresa podrá concentrar más del 20% del volumen correspondiente.
El texto consensuado entre libertarios y dialoguistas no es aceptado por las pymes de biodiesel ya que querían mantener el 7,5 del mercado y en la ley ya se establecía una reducción de ese porcentaje hasta su eliminación en el 2036.
El dictamen de mayoría fue realizado en base al proyecto de la jefa de la Libertad Avanza, Patricia Bullrich,y tuvo el respaldo de los legisladores de la LLA y de los aliados Royon, del radical Flavio Fama, Beatriz Ávila (Independencia); de Provincias Unidas Alejandra Vigo y Carlos Espínola, Carolina Moises de Convicción Federal, aunque la legisladora cordobesa lo hizo con disidencia parcial.
En tanto, el senador peronista Fernando Salino anticipó que presentará un dictamen de minoría ya que argumentó que no se contempla el reclamo de las pymes de biodiesel.
De acuerdo al proyecto se determina que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, del siete coma cinco por ciento (7,5%) de biodiesel.
A partir de los doce (12) meses de la sanción de la ley, el porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, será del diez por ciento (10%) de biodiesel.
El secretario de Defensa del Reino Unido, Wes Streeting, aseguró este viernes que el archipiélago “es británico” y ratificó que la postura de Londres es la defensa de ese territorio se mantiene con carácter “absoluto e inquebrantable”.
“Las Malvinas son británicas porque los habitantes de las Malvinas eligen ser británicos”, escribió Streeting en su cuenta oficial de X.
Milei’s statement overnight tells us more about domestic politics in Argentina than it does about the Falkland Islands.
The Falklands are British because Falkland Islanders choose to be British.
Asimismo, cuestionó la acción de Milei al sostener que sus anuncios “dicen más sobre la política interna de la Argentina que sobre las islas”.
Además de Streeting, una fuente de Downing Street, la residencia oficial del primer ministro británico, relativizó las declaraciones de Milei en diálogo con la BBC y dijo que los habitantes tienen derecho de los habitantes de las islas a explotar sus recursos naturales.
“No es la primera vez que un Gobierno argentino pronuncia amenazas contra los isleños. Nosotros dejamos claro que la autodeterminación de esos habitantes se extiende al derecho a explotar sus riquezas naturales”, señaló la fuente.
Por su parte, el ministro de Asuntos Exteriores, Ed Miliband, optó también por un mensaje en redes oficiales: “La posición del Reino Unido sobre las Islas Malvinas es inquebrantable”.
“Las islas son británicas y seguirán siéndolo porque esa es la posición abrumadora de los isleños”, sentenció.
Ayer, Javier Milei anunció sanciones para las empresas petroleras que operen en las Islas Malvinas y la construcción de una base militar en Tierra del Fuego, al tiempo que lanzó duras críticas al Reino Unido.
El mandatario nacional habló en cadena nacional y detalló que el Gobierno endurecerá las sanciones y penas para compañías que actúen en el archipiélago, las que no podrán trabajar en la Argentina y se expondrán a un juicio en ausencia.
Además, anunció que dispondrá mayores recursos al Ministerio de Defensa a través de un DNU para construir una base naval en Tierra del Fuego.
“Vamos a ampliar los recursos del Ministerio de Defensa con el fin prioritario de construir una base naval en Tierra del Fuego e incrementar las capacidades en comunicación”, indicó en su discurso.
Las petroleras Rockhopper y Navitas Petroleum, responsables del proyecto Sea Lion en las Islas Malvinas, respondieron a las medidas anunciadas por el presidente Javier Milei y aseguraron que no esperan consecuencias materiales sobre el desarrollo del yacimiento.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, las compañías difundieron una declaración conjunta luego de que el mandatario anunciara sanciones contra las empresas que participen de la explotación de recursos naturales en las islas sin autorización de la Argentina.
Las operadoras sostuvieron que continuarán con el proyecto y remarcaron que las autorizaciones bajo las cuales trabajan permanecen vigentes.
En ese sentido, afirmaron que operan con licencias petroleras otorgadas por el gobierno de las Islas Malvinas y señalaron que cuentan con el “respaldo total y continuo” del Gobierno del Reino Unido.
“Sea Lion”: Por los comentarios de Javier Milei sobre el proyecto petrolero en las Islas Malvinas impulsado por la empresa israelí Navitas Petroleum y la británica Rockhopper Exploration https://t.co/x6ljuhkvlKpic.twitter.com/Exc2tk4Ywb
Rockhopper, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, consideraron además que los anuncios realizados desde Buenos Aires no modificarán el cronograma previsto para Sea Lion.
“La Sociedad considera que no se prevé que los recientes acontecimientos tengan un impacto significativo en las actividades de desarrollo del Proyecto Sea Lion”, indicaron las empresas en su comunicado.
Tras el discurso de Javier Milei sobre las medidas que tomará contra las empresas que se desarrollen en las cercanías de las Islas Malvinas sin autorización, las acciones de la petrolera británica Rockhopper cayeron un 7%. pic.twitter.com/OGbP57VKvX
La respuesta llegó después de la cadena nacional encabezada por Javier Milei, en la que el presidente anticipó una serie de medidas destinadas a endurecer las sanciones contra compañías vinculadas con actividades económicas en Malvinas sin autorización argentina.
El mandatario argentino anunció que el Gobierno avanzará con la inhabilitación para operar en territorio argentino de aquellas empresas involucradas, de manera directa o indirecta, en proyectos desarrollados en las islas.
Además, anticipó la firma de un decreto para acelerar la aplicación de sanciones y el envío al Congreso de un proyecto de ley destinado a incrementar las penalidades contra las compañías alcanzadas.
En la cadena nacional del jueves por la noche, el presidente Javier Milei apuntó contra el proyecto petrolero Sea Lion, próximo a las Islas Malvinas, para el caso que este consorcio británico-israelí inicie sus operaciones sin autorización de nuestro país.
Milei, entre otras medidas, anunció que se endurecerán las sanciones que hasta ahora establece la Ley N° 26.659 de Hidrocarburos, que prohíbe realizar actividades petroleras en la Plataforma Continental Argentina sin la expresa autorización de la Secretaría de Energía de la Nación.
Sea Lion y la extracción de petróleo en el Atlántico Sur
El proyecto Sea Lion es una de las iniciativas de extracción de petróleo marítimo (offshore) más importantes del Atlántico Sur. Se encuentra ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas, a unos 220 kilómetros al norte del archipiélago.
El yacimiento fue descubierto en 2010 por la petrolera británica Rockhopper Exploration. En la actualidad, el operador principal y dueño del 65% del proyecto es la compañía israelí Navitas Petroleum, mientras que Rockhopper conserva el 35%.
Se calcula que Sea Lion alberga más de 500 millones de barriles de petróleo recuperables, con un potencial en toda la cuenca norte que podría superar los 1.000 millones de barriles de crudo de calidad media.
Cómo planea extraer petróleo
El desarrollo del campo Sea Lion está diseñado para operar de forma 100% offshore, prescindiendo de infraestructura logística fija en tierra firme debido a las condiciones climáticas del Atlántico Sur. La producción se canalizará a través de un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga FPSO (Floating Production Storage and Offloading). Este buque procesará el crudo extraído directamente de los pozos submarinos y lo almacenará hasta que sea transferido a buques tanque lanzadera para su comercialización internacional.
El Plan de Producción contempla una primera fase con la perforación de pozos submarinos para alcanzar una producción inicial de entre 50.000 y 55.000 barriles diarios, estimando el “primer petróleo” (first oil) para marzo de 2028.
El desarrollo inicial requerirá alrededor de USD 1.800 millones, proyectando una inversión global que superará los USD 3.900 millones a lo largo de un ciclo productivo estimado en 30 a 35 años.
Las empresas que conforman Sea Lion
Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum son las dos empresas que integran el consorcio del proyecto Sea Lion. Aunque comparten el activo, sus perfiles corporativos, orígenes y roles dentro del desarrollo son muy diferentes.
Rockhopper Exploration
Es una compañía petrolera británica independiente de tamaño pequeño a mediano, cotizada en el mercado secundario de la Bolsa de Londres, en Reino Unido.
En 2010, Rockhopper realizó el hallazgo comercial de petróleo en la Cuenca Norte de Malvinas. Durante la década posterior intentó llevar adelante el proyecto en alianza con otras grandes operadoras (como Premier Oil o Harbour Energy), pero las caídas del precio del crudo y la presión diplomática/legal congelaron la inversión.
Para reactivar el proyecto, acordó un esquema de préstamos con Navitas, donde la firma con sede en Israel financia gran parte de los costos iniciales de Rockhopper a cambio de repagos futuros con el flujo de caja que genere la venta del crudo.
Navitas Petroleum LP
Es un fondo/sociedad de inversión en petróleo y gas de origen israelí, que cotiza en la Bolsa de Tel Aviv. Fue cofundada por Gideon Tadmor, una figura de peso en la industria energética de Medio Oriente, reconocido por haber liderado los hallazgos de los gigantescos yacimientos de gas natural Tamar y Leviathan en el Mediterráneo oriental.
Navitas se sumó a Sea Lion en 2020 para reflotar el proyecto. Dos años después, asumió la operatividad total y el 65% del paquete accionario tras la salida de Harbour Energy. Opera a través de su filial de Reino Unido, Navitas Petroleum Development and Production Ltd.
Navitas se especializa en adquirir activos marinos (offshore) descubiertos pero estancados por falta de capital o alta complejidad y llevarlos a fase de producción. Tiene una presencia fuerte en el Golfo de México (proyectos como Shenandoah y Buckskin) y planea aplicar ese modelo de infraestructura flotante al Atlántico Sur.
El Gobierno nacional dispuso la revisión de las solicitudes para acceder a los subsidios de electricidad y gas por redes que, después de un año desde su presentación, no hayan podido ser vinculadas con un suministro informado por las empresas prestadoras. Estos usuarios tendrán 60 días para actualizar sus datos.
La medida fue establecida mediante la Disposición 11/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este viernes en el Boletín Oficial, y forma parte del proceso de depuración del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).
La norma apunta específicamente a solicitudes en las que existe una inconsistencia entre los datos declarados por el usuario y la información sobre los suministros de electricidad o gas remitida por las prestadoras. El Gobierno consideró razonable establecer un plazo de un año desde el alta antes de someter esos trámites a revisión.
Los usuarios alcanzados deberán ser notificados a través de los medios de contacto que declararon al realizar el trámite. A partir de esa notificación tendrán 60 días corridos para rectificar, actualizar o completar los datos del suministro o informar uno nuevo que pueda ser correctamente vinculado.
Si transcurren esos 60 días sin que el usuario realice las modificaciones necesarias y continúa sin poder establecerse la vinculación con un suministro, la solicitud de subsidio será dada de baja.
No afecta a todas las solicitudes
La disposición no afecta a todas las personas que reciben subsidios ni implica una baja automática del beneficio por el mero paso del tiempo: el procedimiento se concentra en las solicitudes que llevan un año sin poder asociarse con los servicios declarados.
Quedan expresamente exceptuadas las solicitudes correspondientes al Gas Licuado de Petróleo (GLP) envasado, ya que este tipo de provisión no está asociado a una red de distribución ni a un punto de suministro identificable mediante una prestadora y un número de cliente.
Los usuarios pueden consultar su situación respecto de los subsidios a través de Mi Argentina, en la opción Trámites, y solicitar una revisión mediante la plataforma Trámites a Distancia (TAD).
El Presidente Javier Milei habló en cadena nacional y anunció que enviará al Congreso de la Nación un paquete de proyectos para resguardar y reclamar por la soberanía de las Islas Malvinas.
Milei comenzó su discurso asegurando que las Islas formaron parte del territorio argentino desde los orígenes de la Nación y que en 1833, el Reino Unido “las ocupó, expulsó a las autoridades argentinas e instaló una situación colonial que continúa hasta nuestros días”.
En esa línea, consideró que los isleños constituyen una “población implantada en un territorio ocupado” y que “no tienen un derecho legítimo a la autodeterminación”.
“No alcanza con sostener nuestro reclamo: el Estado argentino tiene la obligación de utilizar todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales disponibles para defender nuestra soberanía y nuestros recursos”, expresó Milei.
Y argumentó: “Eso exige leyes adecuadas, organismos del Estado coordinados y herramientas efectivas para avanzar en un objetivo que trasciende a cualquier gobierno”.
En esa línea, el Presidente habló de la construcción de una base naval en Tierra del Fuego y del endurecimiento de las sanciones a las empresas extranjeras que exploren el petróleo en el territorio.
El paquete de proyectos del Gobierno de Milei por la causa Malvinas
El Presidente anunció que el proyecto que firmará hoy abrirá una nueva vía diplomática y pacífica para reclamar la soberanía de las Islas. Explicó además los diferentes puntos que tendrá en cuenta.
Por un lado, el objetivo de instruir a los distintos organismos del Estado que tomen conocimiento de los incumplimientos legales para que envíen la información correspondiente a Cancillería y que puedan impulsar las sanciones. Mejorar la coordinación en ese sentido y lograr mayor celeridad.
Por otro lado, la modificación de la ley N° 26.659 para “mejorar las herramientas que nos otorga actualmente para combatir este avance sobre el territorio argentino, endurecer sus sanciones y ampliar su alcance para extender ciertas consecuencias, tanto penales como administrativas, a las empresas que presten servicios a aquellos que realizan explotaciones hidrocarburíferas”.
Además, la modificación de la ley N° 26.659, que creará un Consejo de Seguridad Nacional para definir la política de seguridad nacional y que esta se aplique de manera transversal. “Esto permitirá una estrategia coordinada en la defensa de la soberanía y del territorio nacional, y en la recuperación de las Islas Malvinas”, explicó Milei.
Por último, el Gobierno ampliará los recursos del Ministerio de Defensa para avanzar en la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego e incrementar nuestras capacidades en telecomunicaciones. “La Base permitirá convertir a la Argentina en un polo logístico central del Atlántico Sur y fortalecer nuestra proyección geopolítica en una región estratégica para el futuro del país”, sintetizó el Presidente.
Por primera vez en su gestión, el Presidente Milei llamó a la unidad de todos los frentes políticos por “una causa nacional”. “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido político. Podemos tener diferencias sobre cualquier otra cuestión, pero la defensa de nuestra soberanía exige que los argentinos mostremos un frente unido ante el mundo”, expresó.
“Esa es también la verdadera forma de honrar a quienes entregaron su vida por nuestras Islas y a los veteranos que volvieron. Su sacrificio pertenece a todo el pueblo argentino y está por encima de cualquier diferencia política”, sentenció.
Por otro lado, el Presidente destacó que “en el mundo corren vientos de cambio favorables a nuestro reclamo”. En esa línea, indicó que “Estados Unidos evalúa cambiar su posición sobre Malvinas porque sabe que Argentina tiene un socio confiable“.
Y afirmó también que “obtuvimos 18 resoluciones y declaraciones internacionales en apoyo”. El Presidente le pidió a “los amigos de Argentina” que “no miren para otro lado cuando vulneran la soberanía del país” y agregó que “confiamos en que nuestros aliados estén de nuestro lado”.
Milei dijo que defender nuestra soberanía “requiere pensar en las próximas generaciones y no solamente en la próxima elección” y que para ello, “Argentina necesita recuperar su capacidad de pensar estratégicamente, fortalecer a sus Fuerzas Armadas y construir una verdadera política de seguridad nacional de largo plazo”.
Para cerrar, el Presidente aseguró que la seguridad nacional no es solo la defensa física del territorio, sino también la protección de “nuestros recursos estratégicos, nuestra economía, nuestra infraestructura crítica y nuestra capacidad de decidir nuestro propio futuro“.
El gobierno de Neuquén proyecta duplicar la actividad de Vaca Muerta hacia 2030, un objetivo que requerirá significativas inversiones en infraestructura.
Este plan fue presentado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, durante el evento “Shale en Argentina” organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
En esa ocasión, Figueroa confirmó la incorporación de cuatro áreas que YPF revirtió a la provincia en la segunda ronda de licitación de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata de los campos Salinas del Huitrín, Lomas de Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena, cuyo proceso se lanzará en noviembre próximo.
La inclusión de estas áreas busca reinsertarlas en el circuito de inversión privada, facilitando que nuevos operadores evalúen su potencial. La segunda ronda tendrá la particularidad de ofrecer oportunidades ligadas al petróleo, a pesar de que inicialmente se había anticipado un enfoque principal en la ventana de gas de Vaca Muerta.
El mandatario neuquino subrayó que el potencial geológico no es suficiente para asegurar el desarrollo, enfatizando la necesidad de infraestructura, inversiones, seguridad jurídica, competitividad y trabajadores capacitados. “Vaca Muerta es una condición necesaria, pero no suficiente”, planteó Figueroa, destacando el entendimiento con el Gobierno nacional.
Según explicó, la provincia tiene un proyecto hacia 2030 y el objetivo es acompañar el crecimiento de la industria con una expansión equivalente de la infraestructura y los servicios. “En el 2030, sin lugar a dudas, nosotros vamos a lograr un 2X con la industria”, afirmó, aunque advirtió sobre la necesidad de obras para sostener el crecimiento poblacional y productivo.
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Actualmente, Neuquén destina más de US$ 1.000 millones por año en infraestructura, con inversiones en rutas, hospitales, escuelas y obras de desarrollo territorial. Además, se están impulsando proyectos de conectividad vial, la vinculación con Chile y la infraestructura necesaria para acompañar la expansión de Vaca Muerta y la salida de su producción.
“El gobierno nacional entendió las condiciones que había que generar”, sostuvo Figueroa, valorando que la articulación con el Estado nacional permitió a Neuquén presentarse ante el mundo como una plaza de inversión energética. El mandatario también resaltó los beneficios impositivos que ofrece la provincia y la relación con los sindicatos del sector.
Finalmente, mencionó la creación de un fondo soberano una vez que Neuquén finalice la cancelación de su deuda de infraestructura. Este fondo buscará asegurar que los recursos generados durante el actual ciclo de crecimiento se transformen en capacidades que permanezcan en la provincia, evitando así una “tierra arrasada” en el futuro.
La minería se consolidó como el sector con mayor participación dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), al presentar 17 proyectos por un monto cercano a US$ 39.000 millones, de los cuales 12 ya fueron aprobados por el Gobierno nacional.
Las iniciativas autorizadas representan compromisos de inversión por aproximadamente US$ 21.000 millones, mientras que cinco proyectos permanecen bajo evaluación.
Con estas cifras, la actividad minera reúne 12 de los 22 proyectos aprobados hasta el momento en el marco del RIGI, convirtiéndose en el sector con mayor cantidad de iniciativas admitidas dentro del régimen. Desde la industria advierten, sin embargo, que la aprobación constituye solo el primer paso y que las inversiones deberán atravesar distintas etapas antes de transformarse en obras, infraestructura y producción.
Durante su exposición en el Senado, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, sostuvo que el RIGI fue determinante para atraer inversiones de gran escala, especialmente en los proyectos de cobre. Según explicó, uno de los principales cambios introducidos por el régimen fue la mejora en la competitividad tributaria: antes del RIGI la carga impositiva total superaba el 50%, mientras que con el nuevo esquema se ubica entre el 38% y el 40%, acercándose a los niveles de países como Chile, Perú, Australia y Canadá.
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Las proyecciones del sector muestran un crecimiento sostenido de las inversiones durante los próximos años. Para 2026 se esperan desembolsos de entre US$ 2.400 y US$ 2.500 millones, cifra que aumentaría hasta alrededor de US$ 4.500 millones en 2027. A partir de 2028, la expectativa es alcanzar un ritmo de inversiones de entre US$ 7.000 y US$ 7.500 millones anuales, impulsado principalmente por el desarrollo de nuevos proyectos.
El cobre aparece como el principal motor de esta nueva etapa. De acuerdo con la CAEM, existen seis grandes proyectos cupríferos en condiciones de avanzar hacia su desarrollo, acompañados por emprendimientos de litio que ya producen o se encuentran en procesos de ampliación.
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Desde el sector también destacan que el RIGI aporta mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo, al contemplar mecanismos de acceso progresivo a las divisas generadas por los proyectos y la posibilidad de recurrir a instancias internacionales para la resolución de controversias.
Cacciola recordó que, pese a la existencia de la Ley de Inversiones Mineras desde la década de 1990, distintos incumplimientos en materia de estabilidad jurídica afectaron históricamente la llegada de capitales para emprendimientos de gran escala. La cámara considera que recuperar la confianza de los inversores será clave para transformar los proyectos aprobados en desarrollos concretos que incrementen la producción minera argentina durante la próxima década.
Finalmente, el crecimiento de la actividad demandará nuevas inversiones en infraestructura, energía, transporte, proveedores y mano de obra especializada para acompañar el avance de los proyectos. Con una cartera cercana a US$ 39.000 millones y el respaldo del RIGI, la minería busca consolidarse como uno de los principales motores de inversión del país, apoyada en el desarrollo del cobre y el litio y en un escenario que apunta a posicionar a Argentina entre los grandes productores mundiales de minerales estratégicos.
El crecimiento de Vaca Muerta entra en una etapa clave. Para Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, el desafío será conseguir más producción con la capacidad instalada y acompañar la expansión con personal capacitado, digitalización y nuevas formas de trabajo.
Durante la quinta edición de “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y su seccional en Houston, Whitney presentó la visión de la compañía ante referentes de la industria argentina reunidos en la principal ciudad petrolera de Estados Unidos.
El ejecutivo destacó el cambio de escala que supone el desarrollo de Vaca Muerta y las exigencias que generará sobre toda la cadena de valor. Según su análisis, el escenario contempla un fuerte incremento en la cantidad de pozos y etapas de fractura, con una demanda asociada de logística, infraestructura y servicios.
“Entendemos que el RIGI nos ha abierto la puerta para salir al mundo y eso nos trae una oportunidad en la que entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar. Estamos pensando en duplicar el número de pozos, duplicar el número de etapas, duplicar la producción que vamos a tener, y junto con eso necesitas duplicar tu logística, todo el conjunto”, afirmó Whitney.
A su juicio, el desafío pasa por elevar el rendimiento de los equipos y de las operaciones existentes para acompañar el crecimiento sin que los costos aumenten en la misma proporción. “Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo podemos hacer más con lo que ya tenemos y, por lo tanto, la productividad será el diferenciador que nos hará mucho más competitivos frente a otras cuencas del mundo”, agregó.
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La mejora de productividad, explicó, puede surgir de distintos puntos de la operación: reducir tiempos no productivos, aumentar el tiempo operativo de los equipos, incrementar la cantidad de etapas realizadas y lograr una mayor recuperación de hidrocarburos por cada metro perforado. El objetivo final es reducir los costos de equilibrio y mejorar la posición de Vaca Muerta frente a otros desarrollos internacionales.
En paralelo, Whitney subrayó que la expansión de la actividad plantea un desafío para el sector de recursos humanos. El crecimiento de la cantidad de pozos y operaciones requerirá sumar trabajadores con nuevas capacidades y modificar la manera en que se forman y utilizan esos equipos. SLB ya trabaja en programas de capacitación y en la incorporación de talento local, con la mirada puesta en el desarrollo de capacidades para toda la industria.
Finalmente, la tecnología aparece como otro de los pilares para resolver la restricción de recursos. Whitney mencionó el uso de inteligencia artificial, operaciones remotas y herramientas digitales como mecanismos para ampliar la capacidad de supervisión sin incrementar en la misma proporción la cantidad de personas destinadas a cada operación. Además, llamó a mirar el proceso de producción como una cadena integrada, donde las transiciones entre perforación, completación y otras actividades ofrecen oportunidades de mejora.
YPF profundizará su estrategia de concentrar inversiones en los desarrollos de mayor productividad de Vaca Muerta y, al mismo tiempo, avanzará con una nueva ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para acompañar el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo.
El anuncio fue realizado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante el encuentro “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World” en Houston.
En su exposición, Marín confirmó que la petrolera devolverá las áreas Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, al considerar que no integran el programa de desarrollo previsto por la empresa. En el caso de Loma del Molle, YPF posee el 50% de participación, mientras que el porcentaje restante corresponde a Pluspetrol, tras la adquisición de los activos de ExxonMobil en la Cuenca Neuquina.
La decisión se enmarca en la reorganización iniciada con el Proyecto Andes, mediante el cual la empresa comenzó a desprenderse de activos considerados no estratégicos para concentrar capital, recursos humanos y equipamiento en los desarrollos no convencionales de mayor rentabilidad.
Por otro lado, YPF trabaja en una nueva ampliación del VMOS, incluso antes de que el sistema entre formalmente en operación. El objetivo consiste en superar la capacidad inicial prevista de 550.000 barriles diarios y elevar progresivamente el transporte hasta un rango de 700.000–770.000 barriles diarios, mediante la incorporación de nuevas estaciones de bombeo.
Actualmente, el proyecto registra un avance superior al 80%, aunque los trabajos más complejos continúan en las instalaciones marítimas frente a Punta Colorada, Río Negro. La empresa mantiene como meta realizar las primeras operaciones de carga durante los primeros meses de 2027.
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En cuanto a inversiones, Marín sostuvo que el desarrollo proyectado para la industria hidrocarburífera argentina requerirá USD 130.000 millones entre 2025 y 2031, cifra comparable con los niveles de inversión anual de las principales petroleras internacionales.
Asimismo, el ejecutivo proyectó que hacia 2031 la producción argentina podría alcanzar 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 250 millones de m³ diarios de gas, con aproximadamente dos tercios del petróleo destinados a la exportación. Según sus cálculos, las exportaciones energéticas podrían superar los USD 50.000 millones anuales, gracias a mejoras de productividad y al desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
Finalmente, entre los proyectos de GNL se destacan Southern Energy (SESA), con dos unidades flotantes de licuefacción y el gasoducto San Matías Pipeline (USD 1.300 millones), y Argentina LNG, impulsado por YPF junto a Eni y XRG, con una inversión total de USD 51.000 millones y capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales. Marín reiteró que la decisión final de inversión se mantiene prevista para este año y que las operaciones comerciales comenzarían entre 2030 y 2031.
GeoPark anunció su entrada estratégica a Venezuela con la adquisición del bloque Bare, un activo de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, considerada una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
La operación permitirá a la compañía sumar un activo en producción, con infraestructura existente y un importante potencial de crecimiento.
La incorporación de Bare se suma a la base productiva que la firma posee en Colombia y al desarrollo de Vaca Muerta en Argentina, donde concentra gran parte de sus inversiones. Con esta nueva plataforma de activos, GeoPark proyecta alcanzar hacia 2030 un nivel de producción cercano a 75–85 kboepd, lo que representa aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales.
De acuerdo con la empresa, Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente. El plan contempla mayores inversiones, aceleración de la producción, rehabilitación de infraestructura y crecimiento de reservas de largo plazo.
El desarrollo del bloque se llevará adelante mediante un Contrato de Participación Productiva (CPP) con PDVSA Petróleo S.A., bajo el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela. GeoPark actuará como operador y financiará el 100% de las inversiones de capital, con una participación económica neta del 65%.
Asimismo, el CPP otorga derechos de comercialización directa de hidrocarburos, acceso a infraestructura crítica y mecanismos de compensación para mitigar interrupciones. La entrada en vigencia del contrato estará sujeta a aprobaciones regulatorias y al cumplimiento de condiciones vinculadas con sanciones internacionales. GeoPark estimó un plazo máximo de 120 días para completar estas instancias.
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El ingreso de GeoPark a Bare fue liderado por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela resultó clave para asegurar un marco contractual de 25 años. La transacción se financió mediante acciones de GeoPark, preservando la posición de caja de la compañía. Como resultado, el Grupo Gilinski se convertirá en accionista controlante.
Finalmente, el directorio sostuvo que los términos de la operación generarán una creación de valor inmediata para los accionistas. Jaime Gilinski, presidente del grupo, expresó: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable”. Por su parte, Felipe Bayon, CEO de GeoPark, afirmó que “la reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de Latinoamérica”.
Argentina comienza a abrir un nuevo capítulo exportador con los líquidos del gas natural (GLP/NGL), principalmente propano y butano, como complemento del petróleo y el gas de Vaca Muerta.
Según el informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral, el país produjo en 2025 unas 3 millones de toneladas de GLP/NGL comercial y exportó alrededor de 1,63 millones de toneladas.
De acuerdo con las proyecciones, hacia 2030 la producción podría ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas, con exportaciones de 3,0–3,4 millones de toneladas, lo que permitiría superar los US$ 2.000 millones anuales en ventas externas. Para 2035, el escenario base estima entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas, mientras que un escenario de mayor ejecución podría acercarse a 8–9 millones de toneladas.
Uno de los motores de crecimiento será Compañía Mega, cuya ampliación prevé llevar la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias, con una inversión integral de US$ 650 millones. La primera etapa demandará entre US$ 250 y 260 millones.
Por su parte, TGS impulsa un proyecto vinculado al eje Tratayén–General Cerri–Bahía Blanca. Con una inversión superior a US$ 3.000 millones, la iniciativa contempla una capacidad de 2,7–2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+, de los cuales el 85% correspondería a propano y butano.
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A estos desarrollos se suma la posibilidad de aprovechar los proyectos de GNL en Río Negro, donde el tratamiento del gas destinado a la licuefacción podría generar un nuevo polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario con el complejo de Bahía Blanca.
En materia de mercados, Brasil aparece como el principal comprador regional por escala y déficit estructural, seguido por Chile, Paraguay, Uruguay y Perú. Sin embargo, el salto de producción podría llevar a Argentina a competir también en Asia, con destinos como India, China, Japón y Corea del Sur. India ya comenzó a recibir cargas argentinas de GLP en 2025–2026, aunque el desafío será consolidar una relación comercial de mayor escala.
El informe advierte que el principal límite no está en la disponibilidad del recurso, sino en la infraestructura: capacidad de separación en origen, nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento y puertos. En este escenario, Bahía Blanca, Cerri y Puerto Galván adquieren un papel estratégico para garantizar competitividad y acceso a los mercados internacionales.
La quinta edición del Vaca Muerta Shale Day, organizada por el IAPG Houston, reunió a los principales operadores del shale argentino en Estados Unidos. El encuentro dejó un mensaje claro: el desafío ya no es demostrar el potencial del recurso, sino llevar la producción a una escala capaz de abastecer el mercado interno y sostener un salto exportador.
En su exposición, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, puso el foco en la transformación de la compañía y en la oportunidad de convertir a Vaca Muerta en una plataforma energética internacional. Marín destacó que el objetivo es alcanzar una producción superior a 500.000 barriles diarios hacia 2030, con una estrategia basada en eficiencia, infraestructura y exportaciones.
Por otro lado, Pluspetrol y Tecpetrol presentaron sus planes de expansión y coincidieron en que el crecimiento del upstream debe estar acompañado por infraestructura de transporte, almacenamiento y salida hacia mercados internacionales. Tecpetrol subrayó que el RIGI permitió mejorar la previsibilidad de proyectos de largo plazo y acelerar inversiones.
Asimismo, Chevron y GeoPark remarcaron la necesidad de financiamiento y reglas de juego estables para llevar sus activos a una escala superior. La reducción de costos por pozo, la mejora de la productividad y la incorporación de tecnología fueron señaladas como claves para competir en mercados globales.
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En paralelo, el salto exportador fue otro de los grandes temas del encuentro. YPF presentó avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y en la construcción de infraestructura específica para exportar gas. La estrategia apunta a que Argentina deje de ser un importador estructural y se convierta en proveedor relevante de energía para mercados internacionales.
Finalmente, los CEOs coincidieron en que el crecimiento requiere una combinación de recurso, productividad, infraestructura y estabilidad regulatoria. El RIGI fue señalado como herramienta determinante para atraer capital privado y financiar proyectos de miles de millones de dólares.
El mensaje final del encuentro fue que Vaca Muerta está ingresando en una segunda etapa de desarrollo: después de la fase de aprendizaje y mejora de productividad, las empresas buscan ahora multiplicar volúmenes y construir la infraestructura necesaria para colocar esos barriles y moléculas fuera del país.
El Senado de la Nación avanzó este jueves con una nueva jornada de debate sobre el proyecto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (Súper RIGI).
La reunión conjunta de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General contó con la participación de representantes de los sectores minero, industrial y energético, quienes expusieron su visión sobre el impacto del régimen vigente y las modificaciones propuestas.
Desde el sector minero, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró que el RIGI mejoró la competitividad del país frente a destinos como Chile, Perú, Australia y Canadá. También subrayó que el régimen facilita el acceso a divisas para importaciones y distribución de utilidades, y permite resolver controversias mediante arbitrajes internacionales.
En el plano industrial, Pablo Cattoni, director institucional de SIDERSA, destacó que el régimen impulsó el mayor plan de expansión de la compañía, con una inversión de US$ 300 millones para construir una nueva planta siderúrgica en San Nicolás de los Arroyos. Cattoni resaltó la participación de proveedores argentinos en el proyecto, mientras que Diego Leal, de la Unión Industrial Argentina (UIA), propuso que el porcentaje destinado al desarrollo de proveedores se concentre exclusivamente en bienes producidos en el país.
Por su parte, el sector energético también respaldó la iniciativa. Carlos Ormachea, presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, afirmó que el RIGI permitió poner en marcha proyectos que probablemente no se habrían concretado sin ese marco de incentivos. En la misma línea, Esteban Gramblicka, asesor legal de la Cámara Argentina de Energía, sostuvo que el régimen fue determinante para atraer inversiones y que Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer el mercado interno, desarrollar proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y consolidarse como exportador de energía.
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En paralelo, los senadores formularon consultas sobre el impacto del régimen en proveedores nacionales y en la infraestructura energética necesaria para proyectos intensivos. Las autoridades de las comisiones resolvieron pasar a un nuevo cuarto intermedio, dejando pendiente la definición de cambios en el texto final.
Finalmente, el tratamiento del proyecto continuará en próximas reuniones, donde se analizarán las propuestas y observaciones de los sectores privados y especialistas. El desenlace será clave para determinar si el Súper RIGI se convierte en una herramienta definitiva para atraer inversiones de gran escala en minería, industria y energía.
SALTA (Enviada especial)-. La minería salteña atraviesa una etapa de expansión que abre una oportunidad, pero también plantea desafíos concretos en materia de empleo, proveedores, infraestructura y formación de capacidades. En diálogo con EconoJournal, Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Comunitarias de Mansfield Minera, la empresa que explota el proyecto aurífero Lindero, aseguró que “para nosotros es fundamental que los proveedores no solo sean locales sino que muestren competitividad. Tienen que ser competitivos no solo en el precio que ofrecen, sino también en la calidad de los trabajos”. Además, remarcó la necesidad de mejorar las rutas y el ferrocarril de cara al crecimiento proyectado de la actividad minera.
Proveedores y compre local
Mansfield viene desarrollando mecanismos para acercar a sus proveedores y a las áreas de compras de la compañía. Huidobro explicó que la empresa organiza reuniones de networking para que los compradores conozcan la oferta disponible y puedan transmitir cuáles son las necesidades y estándares que demanda la operación.
“Estamos permanentemente reunidos con los proveedores. Armamos reuniones de networking para que nuestros compradores conozcan quiénes son los que están ofreciendo y los actualicen sobre las necesidades y los estándares que estamos exigiendo”, explicó.
La estrategia también busca llevar ese vínculo a las comunidades cercanas a los proyectos. “Hace una semana hicimos uno en San Antonio de los Cobres y antes lo hicimos en Tolar Grande. Nuestra idea es ir llevando este movimiento a cada una de las comunidades”, señaló.
En relación al compre local, Huidobro planteó que la cercanía geográfica es valorada, pero no puede reemplazar la competitividad. “Para nosotros es fundamental que los proveedores no solo sean locales sino que muestren competitividad. Tienen que ser competitivos no solo en el precio que ofrecen, sino también en la calidad de los trabajos”, sostuvo.
Además, Mansfield busca que sus proveedores tengan una participación más activa en las comunidades donde opera la compañía. “Estamos tratando de involucrar a todos nuestros proveedores actuales para que realicen tareas también en el ámbito comunitario. No solamente que ofrezcan un trabajo y den un servicio, sino que también se involucren con la gente. Para nosotros es importante, aunque no es fácil”, explicó.
Capacitación para anticiparse al salto de escala
Para Huidobro, la discusión sobre el desarrollo minero no puede limitarse a la cantidad de proyectos que ingresen en producción. También es necesario construir desde ahora las capacidades que permitan acompañar ese crecimiento. El ejecutivo puso como ejemplo la proyección de los proyectos metalíferos que avanzan en otras provincias y sostuvo que la escala de las inversiones obligará a pensar en horizontes de largo plazo.
“Estamos hablando de mucha capacidad instalada y de alta tecnología. Pero si no tenemos la gente que pueda manejar esa capacidad instalada, no sirve de nada. La única forma de llegar ahí es empezar ahora”, indicó.
En ese sentido, planteó que la formación debe comenzar mucho antes de que los proyectos entren en producción. “No hablo solamente de la gente que está terminando el secundario, sino también del jardín de infantes. La minería que viene no es una minería para dentro de cinco años. Taca Taca tiene una vida de mina de 35 años, entonces quienes van a aprovechar esto no somos nosotros solamente, sino nuestros hijos y nuestros nietos”, sostuvo.
El mismo razonamiento lo trasladó al desarrollo de proveedores. “La demanda de proveedores va a ser increíblemente alta en los próximos años, pero obviamente de proveedores capacitados y que también cuenten con los estándares internacionales que el negocio y el sector están exigiendo”, remarcó.
En particular, señaló la necesidad de trabajar sobre normas ambientales y de seguridad. “No se trata simplemente de ser proveedores, sino de pensar en proveedores que puedan atender normas de medio ambiente y de seguridad. Sobre todo, la seguridad es lo más importante para nosotros: que nuestros trabajadores salgan de su casa y vuelvan a su casa con su familia, sin ningún problema”, afirmó.
Ruta 51 y ferrocarril: los cuellos de botella
El crecimiento de la minería también expone las limitaciones de la infraestructura existente. Para Huidobro ese es “el mayor cuello de botella que tenemos. La Ruta 51 es la principal vía por donde va a circular toda la minería que se va a ir generando en los próximos tiempos”, sostuvo.
El ejecutivo señaló que por esa vía circularán cargas de distintas características, incluyendo equipos sobredimensionados y sustancias peligrosas. “Vivimos día a día los problemas de vuelcos de camiones, muchas veces de gente que no está capacitada y que de repente se encuentra por primera vez con un camino de montaña. Para eso se necesita gente especializada y con mucha experiencia en la parte de montaña”, explicó.
La preocupación no se limita al tránsito. Huidobro mencionó que por la ruta deberán transportarse combustibles, ácido clorhídrico y sulfúrico, carbonato de sodio, cal y cemento, entre otros insumos utilizados por los proyectos mineros. En paralelo, destacó la necesidad de recuperar capacidad ferroviaria. Según explicó, actualmente el sistema tiene una capacidad muy inferior a la que demandará el desarrollo minero previsto en la región.
“Hoy apenas contamos con un ferrocarril que no puede transportar una formación de más de siete vagones. Si pensamos en lo que puede llegar a demandar Taca Taca y los demás proyectos, tenemos que llegar a una capacidad de transporte de un millón de toneladas anuales. Estamos muy por debajo de lo que se viene”, advirtió.
Permisos y estabilidad para las inversiones
Otro de los puntos planteados por Huidobro fue la necesidad de agilizar los procesos administrativos vinculados con la actividad minera. En particular, destacó que los proyectos de exploración dependen de ventanas de financiamiento que pueden ser muy acotadas.
“Cuando una empresa que cotiza en bolsa consigue financiamiento para un proyecto de exploración, ese financiamiento lo tiene por una ventana que se abre apenas unos meses. No puede estar un par de años esperando un permiso; tiene que ser casi inmediato”, explicó.
Para el ejecutivo, la celeridad debe ir acompañada por el cumplimiento de las obligaciones ambientales y regulatorias. “Es fundamental mostrar celeridad en esos procesos, al igual que en todo lo que arrastran los estudios y las renovaciones de estudios de impacto ambiental. Las normativas ambientales ya están armadas; solamente hace falta cumplirlas y agilizar un poco los procesos”, sostuvo.
También consideró necesario fortalecer las capacidades de fiscalización del Estado frente a una actividad que crecerá en escala. “No se puede tener un Gobierno con pocas camionetas que salgan al campo. Hay que estar permanentemente monitoreando qué están haciendo las empresas”, afirmó.
RIGI, estabilidad y reglas de juego
Consultado sobre las discusiones en torno al RIGI y las propuestas para crear nuevos regímenes de incentivo como el Súper RIGI, Huidobro se mostró partidario de consolidar primero las herramientas existentes. “Yo soy de la vieja escuela, de la Ley de Inversiones Mineras 24.196. Soy de la idea de que primero cumplamos lo que tenemos para ir después buscando alternativas y otras posibilidades”, señaló.
El ejecutivo de Mansfield planteó que cualquier nuevo esquema debería evaluarse en función de su capacidad efectiva de cumplimiento. “No podemos abarcar todo y después por ahí no lo podemos cumplir”, sostuvo.
“La minería busca normalmente una previsibilidad a largo plazo y no se fija en los banderíos políticos. Busca que todos los sectores políticos promuevan el mantenimiento de las reglas de juego”, explicó.
Huidobro puso especial énfasis en la estabilidad jurídica y tributaria. “La seguridad jurídica es fundamental. Que no nos cambien el día de mañana una cuestión macro, por ejemplo, que vuelvan a aumentar las retenciones a las exportaciones. Un punto porcentual puede liquidar directamente toda la idea de inversión en el país. Por eso hay que ser muy cuidadoso”, advirtió.
Lindero: extender la vida útil a través de la exploración
Mientras la provincia avanza hacia una nueva etapa de expansión minera, Mansfield también trabaja para prolongar el horizonte productivo de Lindero. Huidobro destacó el impacto que tuvo la operación en la formación de recursos humanos para la industria salteña. “Para todos los salteños es una cosa muy importante. Hemos sido una mina escuela. En la época en que no había gente capacitada, nosotros empezamos a formar personas y ahora podemos decir que muchas de las mineras que están en este centro de convenciones tienen ex Mansfield, muchos ex compañeros de trabajo y exgerentes”, afirmó.
Lindero tiene todavía años de producción por delante, pero la compañía ya trabaja sobre nuevas oportunidades de exploración. “Todavía nos quedan inicialmente nueve años de producción, pero ya estamos pensando en ver si podemos extendernos a través de nuestro programa de exploración”, explicó.
La búsqueda se concentra tanto dentro del área de la mina como en sectores cercanos. “Estamos perforando dentro de nuestro pit para ver qué más tenemos abajo y también en el proyecto Arizaro, que está a 2.300 metros de Lindero. Es una zona que habíamos detectado hace mucho tiempo y donde tuvimos perforaciones con buenos resultados. Ahora nos toca ver si esos resultados se transforman en reservas minerales”, detalló.
La compañía también analiza oportunidades en otros puntos de Salta y fuera de la provincia, entre ellos Cerro Lindo y Los Menucos, en Río Negro. “El abanico está muy bien. Las ideas están, obviamente hay que mantenerlas y confiar un poco en que las condiciones externas se van a mantener”, concluyó.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/09/2026 al 30/09/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 32 ofertas que totalizaron un volumen de 34.250.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,85 el MBTU en el PIST, y de U$S 4,63 el MBTU puesto en el GBA.
Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volumen total diario de 12.850.000 m3/día. Desde Chubut 5 ofertas por 5.300.000 m3/d. Desde Santa Cruz, 5 ofertas por 3.800.000 m3/d. Desde Tierra del Fuego 6 ofertas por 9.800.000 m3/d. Desde la cuenca Noroeste 3 ofertas por 2.500.000 m3/día.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 2,91 hasta U$S 4,13 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 3,42 hasta U$S 4,92 el MBTU, según su cuenca de origen.
Los nuevos accionistas privados de Transener cobraron cerca de US$44 millones en dividendos correspondientes a ganancias acumuladas cuando el Estado todavía participaba indirectamente en el control de la principal transportadora de energía eléctrica del país, luego de concretarse la privatización del paquete que estaba en manos de ENARSA.
El Ministerio de Economía adjudicó por US$356,17 millones el 50% de las acciones de Citelec que pertenecían a la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA) a Edison Inversiones y Genneia.
Citelec posee, a su vez, el 52,65% del capital de Transener, por lo que el paquete privatizado representaba indirectamente alrededor del 26,3% de la transportadora eléctrica.
Tras concretarse el traspaso, Transener aprobó una distribución de dividendos por $253.536 millones mediante la desafectación parcial de una reserva constituida con resultados acumulados.
Por la participación adquirida al Estado, a los nuevos propietarios les correspondieron aproximadamente US$44 millones, repartidos en partes similares: unos US$22,3 millones para Edison y otros US$22,3 millones para Genneia.
El punto que abrió la polémica es que parte de las ganancias utilizadas para pagar esos dividendos se había generado y acumulado mientras ENARSA todavía conservaba su participación accionaria indirecta en Transener.
Durante el período previo a la privatización, esos resultados habían permanecido dentro de la compañía como reservas en lugar de ser distribuidos entre los accionistas.
De esta manera, los compradores recibieron dividendos equivalentes a alrededor del 12,5% de los US$356,17 millones desembolsados para quedarse con el paquete estatal, según un cálculo realizado sobre los montos involucrados en ambas operaciones.
La situación abrió interrogantes sobre la decisión del Estado de avanzar con la venta sin que previamente se distribuyeran las utilidades acumuladas correspondientes a las acciones que todavía estaban bajo control de ENARSA.
Desde el sector privado sostuvieron, sin embargo, que la operación implicó la adquisición de las acciones con la situación patrimonial existente al momento de la transferencia, incluidos los activos, pasivos y disponibilidades de las compañías.
Bajo ese criterio, los dividendos correspondieron a quienes tenían la condición de accionistas cuando se resolvió formalmente su distribución.
La privatización de la participación estatal en Citelec formó parte del proceso de venta de activos dispuesto por el Gobierno nacional y dejó en manos privadas la totalidad del control accionario de la sociedad que posee la mayoría de Transener.
Transener opera la red de transporte eléctrico de alta tensión y constituye una compañía estratégica dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), al transportar energía a través de miles de kilómetros de líneas de alta tensión en distintas regiones del país.
Las dos monoboyas del VMOS viajan hacia Punta Colorada, donde se prevé que lleguen a fines de octubre para integrar el sistema offshore que permitirá cargar petróleo de Vaca Muerta en grandes buques de exportación.
Cada una pesa 272 toneladas y tiene 15,3 metros de diámetro. Pero más allá de sus dimensiones, su función puede explicarse de manera sencilla: serán el punto de conexión en el mar entre el oleoducto que llega desde tierra y los buques que transportarán el crudo hacia los mercados internacionales.
El petróleo llegará por el sistema VMOS hasta la terminal de Punta Colorada. Desde allí continuará su recorrido mar adentro a través de un ducto submarino de unos 7 kms., cuya infraestructura ya se encuentra en construcción frente a la costa rionegrina.
En el extremo de ese sistema submarino estarán las instalaciones que vincularán las tuberías con cada monoboya. El esquema técnico de este tipo de equipos contempla un múltiple submarino conocido como PLEM, que distribuye el flujo y cuenta con válvulas que permiten aislar las tuberías cuando es necesario realizar tareas operativas o de mantenimiento.
Desde allí, el petróleo asciende mediante tuberías y mangueras hasta la monoboya. Una vez que el buque tanque se posiciona en el lugar, queda amarrado a la estructura mediante un cabo de gran resistencia.
La transferencia hacia el barco se realiza a través de un sistema de mangueras flotantes conectado al buque. Así, la monoboya funciona como una gran estación de conexión flotante: recibe el petróleo proveniente del ducto submarino y permite transferirlo de manera controlada al buque tanque.
Ancladas al fondo del mar
Aunque flotan en superficie, las monoboyas permanecen aseguradas al lecho marino mediante un sistema de cadenas y anclas.
Esa infraestructura ya comenzó a desplegarse frente a Punta Colorada. Para cada una de las futuras posiciones se utilizan grandes anclas y cadenas de fondeo, encargadas de mantener el sistema en su ubicación durante la operación.
El diseño de este tipo de boyas está preparado además para absorber los esfuerzos que genera el amarre del buque y cuenta con sistemas que pueden monitorear la tensión de las líneas utilizadas durante la operación.
Las monoboyas no funcionan de manera aislada. Son el último eslabón de una infraestructura mucho mayor.
El circuito comienza con el oleoducto que transportará el crudo de Vaca Muerta hacia Río Negro, continúa en la terminal de almacenamiento de Punta Colorada y se extiende mar adentro mediante el ducto submarino hasta llegar al sistema de carga offshore.
Allí, las dos monoboyas permitirán cargar directamente buques VLCC (Very Large Crude Carrier), grandes petroleros utilizados para transportar crudo a escala internacional.
Mientras las estructuras continúan navegando hacia Río Negro, frente a Punta Colorada ya avanzan las obras submarinas, el montaje de cadenas y anclas y los trabajos asociados al ducto marino.
Cada una de estas piezas forma parte del mismo sistema. Su puesta en funcionamiento permitirá conectar directamente la producción de Vaca Muerta con los grandes mercados internacionales desde las costas rionegrinas.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó en Cipolletti con la empresa Oldelval el acuerdo por Duplicar Norte, un nuevo oleoducto que ampliará el transporte de crudo de Vaca Muerta y recorrerá 146 kilómetros en Río Negro.
El acuerdo fue suscripto junto a los representantes de Oleoductos del Valle SA (Oldelval), Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será elevado en breve a la Legislatura para su tratamiento.
Duplicar Norte forma parte de la nueva infraestructura energética vinculada al crecimiento de la producción de Vaca Muerta y su salida hacia los mercados externos. La obra ya generó un importante movimiento de empleo y actividad en el noroeste de la provincia y permitirá fortalecer todavía más la integración de Río Negro al sistema energético nacional.
“Esto no es producto de la casualidad. Río Negro viene tomando decisiones desde hace años para ser protagonista de esta nueva etapa energética. Damos previsibilidad, reglas claras y seguridad jurídica para que las inversiones lleguen, se concreten y generen oportunidades para nuestra provincia”, afirmó Weretilneck.
Duplicar Norte contempla un nuevo oleoducto de aproximadamente 207 kilómetros de extensión y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.
De ese recorrido, cerca de 146 kilómetros atraviesan territorio rionegrino entre las estaciones de bombeo Crucero Catriel y Allen, con un fuerte despliegue de obra que trajo trabajo, contratación de servicios y movimiento económico en el noroeste rionegrino.
El proyecto alcanzó durante agosto un 50% de avance global. Además, ya se completó más del 80% de los cruces especiales previstos en toda la traza, entre ellos el cruce subterráneo de la Ruta Nacional 151, uno de los trabajos de mayor complejidad técnica. La primera etapa está proyectada para entrar en funcionamiento hacia fines de 2026, con una capacidad de transporte de 220.000 barriles diarios. Luego, el sistema prevé incrementar progresivamente su capacidad hasta alcanzar los 500.000 barriles por día durante 2027.
En Allen, Duplicar Norte se integrará al sistema de transporte de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la producción y su exportación desde la costa rionegrina.
Además, el nuevo sistema permitirá ampliar las posibilidades de evacuación de producción proveniente de proyectos no convencionales en etapa exploratoria o piloto dentro de la formación Vaca Muerta en territorio de Río Negro.
“Duplicar Norte se conecta con el VMOS y es parte de toda la infraestructura que estamos construyendo para llevar la producción al Atlántico. Río Negro dejó de ser una provincia de paso: hoy somos protagonistas de la salida de la energía argentina al mundo”, sostuvo el gobernador.
Duplicar Norte se incorpora a una red de grandes proyectos energéticos que están transformando el rol de Río Negro. Junto con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y los proyectos de exportación de gas natural licuado, la Provincia consolida infraestructura, previsibilidad y capacidad logística para convertirse en una de las principales puertas de salida de la energía argentina al mundo.
El Senado debatirá este jueves en comisión una reforma de la ley de biocombustibles que eleva los porcentajes de corte de bioetanol y biodiésel, aunque persistían diferencias con las pymes de las provincias productoras por la participación que tendrán en el abastecimiento del mercado.
La sesión comenzará a las 11 en un plenario de las comisiones de Energía, Combustibles y Minería, y de Presupuesto y Hacienda, que presiden Flavia Royón (Primero los Salteños) y Agustín Monteverde (LLA), respectivamente.
En la Cámara Alta hay siete proyectos que fueron presentados por Beatriz Ávila (Independencia); José María Carambia y Natalia Gadano (Movere Santa Cruz); Alejandra Vigo y Carlos Espínola (Provincias Unidas); Patricia Bullrich (LLA); Flavia Royón (Primero los Salteños); Carlos Arce y Sonia Rojas Decut (Movimiento por Misiones), y Jorge Capitanich (Justicialista).
En el bloque del oficialismo existe expectativa de avanzar con un dictamen, aunque también hay dudas sobre el quórum debido a que varios legisladores regresaron ayer a sus provincias en medio de las dificultades en los vuelos provocadas por el paro de 48 horas de ATE.
El informe se está armando en base al proyecto de Bullrich, al que se le incorporaron los cambios impulsados por los senadores aliados y los representantes del sector.
Uno de los puntos sobre los que ya habría acuerdo es el incremento del corte obligatorio de bioetanol del 12% al 15%, una medida que tendría impacto en las provincias productoras de azúcar, particularmente Tucumán.
El esquema en discusión contempla mantener inicialmente el corte en el 12% y elevarlo al 15% a los doce meses de sancionada la ley.
El incremento podría generar una mayor demanda para la industria tucumana, aunque el beneficio concreto dependerá de cómo se distribuyan los volúmenes entre los distintos productores.
En el caso del biodiésel, que se incorpora al gasoil, fuentes parlamentarias señalaron a este medio que existe la posibilidad de un principio de acuerdo para llevar el corte obligatorio al 10%, aunque todavía se negocia una ampliación del cupo destinado a las pequeñas y medianas empresas elaboradoras.
Precisamente, la participación de las pymes constituye uno de los principales puntos de conflicto de la reforma, ya que señalan que no pueden competir con las grandes compañías integradas, que cuentan con mayor escala y acceso a las materias primas.
Por ese motivo, el aumento del porcentaje de biodiésel no alcanza para resolver la disputa y las pymes reclaman que la nueva normativa garantice una participación determinada dentro del mercado.
El bioetanol se produce principalmente a partir de maíz y caña de azúcar. El maíz representa cerca del 60% de la producción y se concentra en provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, mientras que la caña aporta el 40% restante y tiene su principal producción en el Noroeste Argentino, especialmente en Tucumán, Salta y Jujuy.
La reforma impulsada por el oficialismo también contempla cambios en la comercialización y en el mecanismo de determinación de precios de los biocombustibles, con una transición prevista hasta fines de 2031.
Entre las modificaciones se incluye la creación de un mercado electrónico para las operaciones y la utilización del costo de importación como referencia para determinar los valores. Bajo determinadas condiciones, superar esa referencia podría habilitar la importación de biocombustibles.
Los trabajadores de estaciones de servicio comprendidos en el Convenio Colectivo de Trabajo 488/07 experimentarán incrementos salariales durante los meses de agosto, septiembre y octubre de 2026, producto de un acuerdo firmado entre representantes sindicales y empresarios del sector.
El convenio estipula tres aumentos consecutivos: 1,9% en agosto respecto a julio, otro 1,9% en septiembre sobre el mes anterior y un último incremento del 1,8% en octubre respecto a septiembre, acumulando un alza total aproximada del 5,7% en el período.
Para un operador de playa, el salario básico previsto será de $1.589.052,03 en agosto, $1.619.094,12 en septiembre y $1.647.357,81 en octubre. Estos valores corresponden únicamente al sueldo básico; a ellos se suman adicionales y se aplican los descuentos legales para obtener el monto final.
Respecto a otras categorías, a partir de octubre se registran los siguientes valores básicos: para operadores de servicio, $1.601.132,07 en agosto y $1.631.553,58 en septiembre; y para encargados, $1.640.699,06 en agosto y $1.671.872,34 en septiembre.
Los adicionales que incrementan el salario básico incluyen un 8% por asistencia, otro 8% por movimiento de fondos, además de conceptos por antigüedad, aportes mutuales, manejo de fondos, aportes sindicales y seguro de sepelio. La antigüedad se calcula según los años de servicio, por lo que el ingreso bruto final puede superar el básico divulgado.
En cuanto a la homologación administrativa del acuerdo, el documento establece que, aunque esta se demore, los empleadores deberán aplicar los nuevos salarios en las fechas previstas. Este compromiso se basa en el artículo 6 de la Ley 23.546, que regula la negociación colectiva, evitando que los pagos queden condicionados a trámites administrativos.
Por último, la negociación salarial para el resto del año 2026 no queda cerrada. Los representantes de los trabajadores y empresarios acordaron retomar las conversaciones a partir del 15 de noviembre para evaluar posibles ajustes futuros.
La reinserción estratégica de la Argentina en el nuevo orden mundial favorece la oportunidad de cambiar la trayectoria de un desarrollo paupérrimo que paralizó el progreso.
En el núcleo del análisis macroeconómico tradicional los ciclos económicos de expansión o contracción están disociados de las teorías de crecimiento de largo plazo. Tanto en el marco keynesiano clásico como en la llamada “síntesis neoclásica”, el crecimiento viene planteado como una tendencia exógena a largo plazo que está directa y conceptualmente ligada a la “tasa de crecimiento potencial de la economía”. En el enfoque keynesiano tradicional, el análisis macroeconómico se divide rígidamente según el plazo. El corto plazo (el ciclo) viene determinado exclusivamente por el lado de la demanda agregada.
Y recordemos que la demanda agregada suma consumo público y privado, inversión bruta y las exportaciones. Las fluctuaciones (expansiones y recesiones) ocurren porque la demanda efectiva oscila debido a shocks en la inversión, el consumo o el gasto público, interactuando con rigideces de precios y salarios.
El largo plazo (la tendencia) viene determinado por el lado de la oferta agregada. Aquí opera la tasa de crecimiento potencial que releva el ritmo al que la economía podría crecer si usara todos sus factores productivos (capital y trabajo) en su nivel de “pleno empleo” o tasa natural, bajo una productividad dada, sin generar presiones inflacionarias. El PBI Real = Tendencia (PBI Potencial) + Ciclo (Brecha de Producto). Si el ciclo está en una etapa de expansión, el PBI real está temporalmente por encima del potencial (brecha positiva, riesgo inflacionario).
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Por el contrario, si el ciclo está en contracción, el PBI real cae por debajo del potencial (brecha negativa, desempleo y capacidad ociosa). Con lo que el gran desafío de la macroeconomía derivada del consenso ortodoxo de la profesión es el uso del instrumento fiscal y monetario para atenuar los ciclos (por ello toda la racionalización de las políticas de estabilización contracíclicas) y permitir que la economía crezca con estabilidad ocupando a pleno sus recursos en la trayectoria o tendencia que permite su tasa de crecimiento potencial.
La tendencia se asume exógena porque para los economistas de corte keynesiano tradicional, los determinantes del crecimiento en el largo plazo –el progreso tecnológico (como en el modelo de Solow original), el crecimiento demográfico y la acumulación de capital subyacente– se mueven por carriles independientes de las fluctuaciones de corto plazo. Es decir, una recesión este año puede dejar fábricas vacías hoy (corto plazo), pero teóricamente no altera la trayectoria de la innovación tecnológica o el crecimiento de la población activa a 20 años (largo plazo).
La tendencia es una línea recta (o curva suave) ascendente que “soporta” las ondas del ciclo, pero que no es afectada por ellas. Si bien esta disociación ha sido la norma en los textos de estudio, esta separación tajante entre ciclo y tendencia ha recibido duras críticas desde diversos frentes. Por un lado, los economistas postkeynesianos y neokeynesianos modernos argumentan que las recesiones profundas y prolongadas pueden destruir capacidad productiva permanente (por ejemplo, desempleados de larga duración que pierden habilidades o empresas que cancelan proyectos de I+D).
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Aquí, el ciclo afecta negativamente a la tendencia. A su vez, desde la vereda del pensamiento austríaco y schumpeteriano, el ciclo no es una mera oscilación de demanda en torno a una tendencia dada. Las fases de contracción son correcciones necesarias para liquidar malas inversiones inducidas por la distorsión del crédito y reasignar recursos hacia sectores genuinamente productivos. Por lo tanto, el ciclo y el crecimiento a largo plazo están intrínsecamente conectados por el lado de la estructura de capital y la oferta.
Analizar la tasa de crecimiento potencial de la Argentina sobre una serie histórica de 50 años (aproximadamente desde mediados de la década de 1970 hasta el presente) requiere separar el “ruido” de la extrema volatilidad cíclica para encontrar la tendencia subyacente de la productividad total de los factores (PTF), la acumulación de capital y el factor trabajo. Considerando el período completo (1975-2026), la tasa de crecimiento potencial de la Argentina se ubica en un promedio de entre 1,5% y 2,0% anual, y, dado que la tasa de crecimiento demográfico promedio en este período rondó el 1% a 1,2% anual, el crecimiento potencial del PBI per cápita real ha sido sumamente magro, ubicándose por debajo del 0,5% anual en el promedio de largo plazo.
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Según datos de Econométrica, la Argentina está saliendo de la mayor recesión de toda su historia, acumulando 13 años sin crecer entre 2011 y 2024. En igual periodo la población creció en 5 millones de habitantes, reflejando una caída del PBI per cápita del 11%. El crecimiento económico de 2025 y 2026 permitirá un rebote del PBI per cápita del 7,3%, pero todavía estamos un 5% por debajo del 2011. Nos hemos empobrecido respecto a vecinos de la región porque nuestro crecimiento potencial fue muy inferior al de América Latina, de alrededor del 3% acumulado anual.
El promedio de crecimiento potencial de estas últimas décadas esconde a su vez tres dinámicas muy marcadas que los economistas locales y organismos internacionales identifican en la serie: 1975-1990 (la “década perdida” y estanflación); el crecimiento potencial cayó a niveles cercanos a cero o ligeramente negativos; marcado por la crisis de la deuda, shocks inflacionarios y una descapitalización crónica, el PBI potencial se estancó. 1991 – 2011 (reformas y superciclo de commodities): durante los años 90 y la primera década del siglo XXI, la tasa de crecimiento potencial experimentó una fuerte recuperación, estimándose transitoriamente entre un 3,0% y un 4,0% anual, impulsada primero por ganancias de eficiencia/inversión y luego por términos de intercambio excepcionales. 2012 al presente (estancamiento estructural): en los últimos 12 a 14 años, la economía argentina volvió a experimentar una contracción en su capacidad instalada y productividad. El crecimiento potencial en este último tramo se ha hundido sensiblemente, estimándose actualmente en torno al 1,0% o 1,5% anual, afectado por el cepo cambiario, la ausencia de crédito de largo plazo y la baja tasa de inversión interna fija.
La Secretaría de Energía oficializó la prórroga del plazo para que productoras y distribuidoras de gas se adecuen al nuevo esquema contractual del Plan Gas.Ar. La medida, publicada en el Boletín Oficial mediante la Resolución 224/2026, extiende hasta el 31 de diciembre de 2026 el tiempo disponible para completar el procedimiento.
El Gobierno avanza con la reorganización del sistema de abastecimiento de gas, un proceso que involucra a las compañías productoras, ENARSA (Energía Argentina) y las prestadoras del servicio. El objetivo es reordenar las relaciones entre los actores del sector y dar mayor previsibilidad en la contratación.
La ampliación del plazo permitirá que tanto productores como distribuidoras continúen evaluando y formalizando su incorporación a la nueva modalidad contractual. Con esta extensión, dispondrán de cuatro meses adicionales para completar la cesión de contratos de abastecimiento de gas natural.
El esquema central de la medida contempla la transferencia de acuerdos desde ENARSA hacia las empresas distribuidoras, lo que implica un cambio en la estructura de responsabilidades dentro del mercado. Este paso busca reducir la intermediación estatal y fortalecer el vínculo directo entre productores y distribuidoras.
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La Secretaría de Energía aclaró que la prórroga no dispone un aumento tarifario para los consumidores ni modifica directamente el precio final que pagan los usuarios por el servicio de gas. El foco está puesto en la reorganización contractual y no en la estructura tarifaria.
El procedimiento también cuenta con la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) y de CAMMESA, que participan de acuerdo con sus respectivas competencias en el sector energético. Ambas entidades supervisan aspectos regulatorios y de mercado para garantizar que la transición se realice de manera ordenada.
La medida se enmarca en el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que apunta a dar previsibilidad al sistema energético argentino. En este contexto, la prórroga busca evitar riesgos de incumplimiento y asegurar que las empresas tengan tiempo suficiente para adecuarse.
ARCA habilitó el servicio web que permitirá a las pymes registrar sus proyectos de inversión, seleccionar los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) y hacer el seguimiento de cada trámite. La herramienta llega con demora: hasta ahora, las empresas no podían acceder plenamente a los incentivos previstos por la ley de modernización laboral.
Con la puesta en marcha del Sistema de Gestión de Inversiones (SGI), las compañías ya pueden cargar sus proyectos, documentar las inversiones y activar los beneficios de amortización acelerada en Ganancias y devolución de créditos fiscales de IVA. El régimen fue creado por el Título XXIII de la Ley Nº 27.802 y reglamentado por la Resolución General (ARCA) Nº 5889/2026, publicada en el Boletín Oficial.
En el caso del IVA, la presolicitud y la asignación del cupo fiscal se gestionarán directamente en el SGI. Las presentaciones estarán habilitadas entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto y noviembre, y el organismo comunicará el cupo asignado entre el 11 y el 15 de cada uno de esos meses. Luego, el contribuyente deberá esperar tres períodos fiscales mensuales para que los comprobantes queden disponibles en el Sistema Integral de Recupero (SIR) y formalizar la devolución.
La secuencia operativa queda definida así: SGI→ cupo fiscal→ tres períodos fiscales→ SIR→ solicitud de devolución.
Qué ofrece el RIMI
El régimen apunta a micro, pequeñas y medianas empresas —y entidades sin fines de lucro— que inviertan entre USD 150.000 y USD9 millones en bienes de capital, tecnología, infraestructura o eficiencia energética. A cambio, habilita dos beneficios:
Amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias.
Devolución del crédito fiscal de IVA vinculado a las inversiones.
Ciertas inversiones clave en el RIMI (Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones) están eximidas de cumplir con el piso mínimo de dinero obligatorio para acceder a los beneficios fiscales.
Bienes sin monto mínimo obligatorio :
El régimen exceptúa del piso de inversión mencionado de 150.000 dolares , a los siguientes rubros orientados a la producción y al campo:Riego: Equipos y sistemas completos de riego agrícola.Energía: Bienes de alta eficiencia energética, como paneles solares y tecnología de ahorro de energía.Protección: Mallas antigranizo para la actividad agropecuaria.Ganadería: Bienes semovientes (ganado y genética animal).
Cómo funciona el SGI
La plataforma permite registrar proyectos, cargar documentación y monitorear el estado de cada inversión. Para ingresar, se requiere Clave Fiscal.
Desde el 25 de agosto, las empresas pueden:
Verificar CUIT y domicilio fiscal.
Controlar el alta en Ganancias e IVA y revisar el código CLAE.
Confirmar el Domicilio Fiscal Electrónico.
Relevar inversiones realizadas desde el 6 de marzo de 2026.
Clasificar cada inversión según su categoría.
Identificar la primera ventana de presolicitud de IVA disponible.
Cómo solicitar la devolución del IVA
El trámite se realiza en etapas:
Presentar la presolicitud en el SGI.
Hacerlo entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto o noviembre.
Consultar el cupo fiscal asignado entre el 11 y el 15.
Esperar tres períodos fiscales mensuales.
Formalizar la devolución en el SIR.
Amortización acelerada en Ganancias
Para acceder a este beneficio, el contribuyente debe seleccionarlo al registrar el proyecto en el SGI e informar los datos antes del vencimiento de la declaración jurada del impuesto.
Reglamentación previa
El RIMI fue reglamentado por el Decreto Nº 242/2026, que definió:
Sujetos alcanzados: empresas con Certificado MiPyME vigente (Tramos 1 y 2).
Plazo de vigencia: dos años para realizar las inversiones computadas netas de IVA.
Amortización acelerada: deducción en dos años para bienes de capital e infraestructura productiva.
Crédito fiscal de IVA: devolución sujeta a cupo anual.
Exclusiones: inversiones financieras o de cartera.
Adquisición de un activo maduro de gran escala, con infraestructura existente y potencial de producción por décadas
Operación bajo el nuevo marco CPP en Venezuela, que se espera contribuya significativamente a la reactivación del sector energético
El Grupo Gilinski se convertirá en el accionista controlante, con incremento inmediato de valor y opcionalidad para los accionistas de GeoPark
GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), compañía independiente líder en energía con más de 20 años de operaciones exitosas en América Latina, anuncia su entrada estratégica en Venezuela a través del bloque Bare, un activo de gran escala productor de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, con un largo historial operacional, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente que puede incrementar significativamente la creación de valor de largo plazo de GeoPark. La Compañía considera que el redesarrollo de Bare puede contribuir a la reactivación del sector energético de Venezuela y a esfuerzos más amplios de reconstrucción económica. Mediante una mayor inversión, la aceleración de la producción, la rehabilitación de infraestructura y el crecimiento de las reservas de largo plazo, GeoPark espera demostrar un compromiso de largo plazo con Venezuela.
La oportunidad de Bare fue liderada por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela fue fundamental para asegurar un marco contractual de 25 años mediante un Contrato de Participación Productiva (“CPP”) con PDVSA Petróleo S.A. (“PPSA”). La transacción se financió con acciones de GeoPark para preservar su solidez financiera y su posición de caja, y se espera que dé lugar a que el Grupo Gilinski adquiera indirectamente el control de GeoPark. El Directorio considera que los términos generan una creación de valor inmediato y material para los accionistas de GeoPark: las acciones de GeoPark se emitirán al Grupo Gilinski con una prima y un mecanismo de oferta pública de adquisición brindará a los accionistas una oportunidad de liquidez. La transacción también permitirá a GeoPark ingresar al mercado venezolano.
Entrada estratégica a un activo maduro emblemático
La oportunidad de Bare representa un paso transformacional en la estrategia regional de largo plazo de GeoPark, junto con sus posiciones clave existentes en Colombia y Argentina, al ofrecer una exposición temprana a Venezuela en un momento de renovado impulso del sector petrolero del país. Se espera que la incorporación de Bare y la mayor producción de Vaca Muerta en Argentina incrementen potencialmente la producción de GeoPark a 75–85 kboepd para 2030, aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales de producción.
Los principales atributos del activo incluyen:
Aproximadamente 15,7 mil millones de barriles de petróleo original in situ (“OOIP”).
Más de 700 millones de barriles de producción histórica acumulada, que alcanzó niveles superiores a 100.000 bopd.
Aproximadamente 1.100 pozos existentes.
Producción bruta actual de aproximadamente 11.000 bopd, con un potencial máximo de 85.000–95.000 bopd.
Más de 10 años de producción potencial en plateau de 55.000–62.000 bopd netos para GeoPark.
El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP contempla una producción neta acumulada de aproximadamente 400 millones de barriles para GeoPark, incrementando el factor de recobro del campo de 4–5% a un rango de 8–9%, con un importante potencial de producción remanente aún por capturar.
GeoPark aporta a Bare una combinación distintiva de trayectoria operacional en crudo pesado en entornos complejos, profundo conocimiento técnico en cuencas maduras de América Latina, talento existente con experiencia relevante en Venezuela y una trayectoria probada de asignación disciplinada de capital. El inventario de pozos existente y la infraestructura instalada del activo, junto con el amplio conocimiento de yacimientos de GeoPark, proporcionan la base para un enfoque de redesarrollo por fases. Los supuestos técnicos de GeoPark han sido validados a través de varias visitas de campo y relacionamiento directo con PPSA, lo que proporciona una base sólida para el plan de redesarrollo.
Las posibles fuentes de valor adicional incluyen:
Aceleración de las tasas de recobro del campo por encima de los supuestos del caso base si mejora el entorno operacional de Venezuela.
Revaloración al alza del riesgo país de Venezuela si la reactivación del sector energético cobra impulso, con un impacto positivo en la inversión.
Incorporación de recursos adicionales al caso base evaluado de manera independiente, dado el considerable OOIP no desarrollado y el bajo factor de recobro actual de aproximadamente 4–5%.
GeoPark considera que la oportunidad en Venezuela complementa su estrategia regional de largo plazo al añadir reservas de gran escala y larga duración, crecimiento significativo de la producción y mayor generación de EBITDA, a sus plataformas existentes en Colombia y Argentina.
Marco contractual del CPP
El marco contractual CPP es la estructura mediante la cual se avanzará en el redesarrollo de Bare con PPSA, de conformidad con el marco establecido por la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela1 y su reglamentación recientemente emitida. Bajo el CPP, GeoPark, como operador, financiará el 100% de las inversiones de capital contempladas en los programas de trabajo aprobados y tendrá una participación económica neta del 65%. El operador cuenta con derechos para comercializar y monetizar directamente los hidrocarburos, acceder a infraestructura crítica, así como con disposiciones de control operativo, mecanismos de reequilibrio económico y protecciones de compensación diseñadas para mitigar interrupciones operativas.
La fecha de entrada en vigencia del CPP está sujeta a las aprobaciones, autorizaciones, requisitos regulatorios y requisitos de cumplimiento relacionados con sanciones aplicables (plazo máximo estimado de 120 días).
GeoPark tiene acceso a aproximadamente US$700 millones de liquidez y a fuentes de financiamiento comprometidas o negociadas, incluidos aproximadamente US$310 millones de efectivo disponible, lo que proporciona una base sólida para respaldar el desarrollo progresivo y el perfil de inversión de la oportunidad de Bare, junto con las actividades de crecimiento en curso en Colombia y Vaca Muerta.
Estructura de la transacción, valoración y cambio de control
Los términos de intercambio entre GeoPark y el Grupo Gilinski incorporan el riesgo país específico de Venezuela, supuestos conservadores de redesarrollo y el potencial de valor de largo plazo del activo. La transacción está estructurada para proporcionar a los accionistas de GeoPark un incremento inmediato de valor, al tiempo que preserva la exposición al potencial alcista de largo plazo.
La estructura de la transacción incluye una participación inicial de GeoPark del 5% en la sociedad holding del CPP (“CPP Holdco2”), seguida por la adquisición de la participación restante del 95% en CPP Holdco a cambio de una contraprestación base de 42,1 millones de acciones de GeoPark emitidas a una entidad del Grupo Gilinski (sujeta a un mecanismo de ajuste al alza vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, como se describe más adelante). GeoPark está adquiriendo la participación del 95% del Grupo Gilinski en CPP Holdco, mediante la emisión de acciones a US$12,22 por acción, lo que implica una prima del 26% frente al precio de referencia VWAP de 30 días de la Compañía de US$9,673. Los términos de intercambio acordados, incluida la prima de emisión de acciones, representan aproximadamente US$160 millones, equivalentes a US$1,5 por acción de incremento inmediato de valor para los accionistas de GeoPark.
El precio implícito de emisión de US$12,22 por acción proporciona un reconocimiento inmediato de valor para los accionistas y representa primas de aproximadamente 26%, 23% y 25% frente al VWAP de 30 días3, al VWAP de 60 días3 y al VWAP de 90 días3, respectivamente. Además, la transacción se compara favorablemente con importantes referentes de transacciones de M&A en Colombia y la región recientes, con métricas de valoración implícitas de 4,1x EV/EBITDA y US$40,3 mil por barril de producción4.
Una vez completada la emisión de acciones, se espera que el Grupo Gilinski sea titular de aproximadamente el 56,3% de las acciones ordinarias en circulación de GeoPark, convirtiéndose en el accionista controlante de la Compañía. Los términos de intercambio incluyen un mecanismo de ajuste vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, conforme al cual el Grupo Gilinski podría recibir hasta aproximadamente 5,4 millones de acciones adicionales de GeoPark, lo que podría incrementar su porcentaje de participación hasta aproximadamente el 58,4%.
La estructura acordada también incluye un mecanismo de oferta pública de adquisición que será lanzado por el Grupo Gilinski, brindando una alternativa de liquidez a los accionistas que prefieran no participar en la próxima fase de crecimiento de GeoPark. Se espera que la oferta pública de adquisición se realice a US$12,22 por acción, por un monto total de US$100 millones, lo que implica un pago prorrateado equivalente a US$2,1 por acción a los accionistas de GeoPark5.
La transacción fue aprobada por el Directorio de GeoPark. Gabriel Gilinski, Dorita Gilinski y Camilo Martínez, directores nominados por el Grupo Gilinski, fueron apartados en las deliberaciones y el proceso de aprobación del Directorio, no recibieron materiales del Directorio relacionados con la transacción y no participaron en la votación. El Directorio consideró el cambio de control esperado en el contexto de la escala, la calidad y la relevancia estratégica de la oportunidad de Bare, el marco de valoración evaluado de manera independiente y los términos generales negociados para los accionistas de GeoPark.
Desde la perspectiva de gobierno corporativo, GeoPark continuará operando como una compañía listada en la NYSE, con un Directorio de mayoría independiente, así como con las estructuras de comités aplicables y protecciones para transacciones con partes relacionadas.
Los términos de la transacción fueron revisados mediante un proceso independiente de valoración y opinión de razonabilidad financiera. BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo de GeoPark y emitió una opinión de razonabilidad financiera; PwC actuó como asesor tributario de GeoPark; y Cleary Gottlieb y Baker McKenzie actuaron como asesores legales de GeoPark.
Métricas clave de la transacción e información proforma
Brent de US$70–80/bbl
2027E
2028E
2029–2030E
Producción bruta del bloque Bare (bopd)
18.000 – 20.000
31.000 – 33.000
44.000 – 56.000
Producción neta del bloque Bare (bopd)
8.000 – 10.000
20.000 – 22.000
28.000 – 37.000
EBITDA Ajustado neto del bloque Bare (US$ millones)6
40 – 70
220 – 310
400 – 630
Producción neta proforma de GeoPark (boepd)
40.000 – 44.000
64.000 – 68.000
70.000 – 83.000
EBITDA Ajustado proforma de GeoPark (US$ millones)
380 – 460
735 – 920
925 – 1.300
Inversiones de capital proforma de GeoPark (US$ millones)
325 – 365
435 – 485
335 – 395
Deuda neta/EBITDA proforma de GeoPark (x)
1,2 – 1,6
0,5 – 0,9
0,0 – 0,5
Múltiplos de la oferta
Período inicial de aumento de producción (prom. 2027–2029)
Ciclo de vida completo (prom. 2030–2051)
Múltiplos de cotización de GeoPark7
Valor de la oferta / EBITDA8
2,1x
0,7x
3,5x
Valor de la oferta / barril fluyente
US$27,8 mil/bbl
US$11,7 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Múltiplos implícitos de GeoPark7
US$12,22/acción
Precio spot
EV / EBITDA
4,1x
3,5x
EV / Reservas 1P
US$16,5/bbl
US$14,2/bbl
EV / Reservas 2P
US$9,4/bbl
US$8,1/bbl
EV / barril fluyente
US$40,3 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Comentario del Grupo Gilinski
Jaime Gilinski, presidente del Grupo Gilinski, señaló: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable. Nos enorgullece acompañar el crecimiento de la Compañía en el país”.
Comentario del CEO de GeoPark
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, señaló: “La reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de América Latina. El bloque Bare ofrece una escala masiva, infraestructura existente, historial de producción y un importante potencial de redesarrollo en una de las mayores cuencas de hidrocarburos del mundo. GeoPark está bien posicionada para llevar adelante esta oportunidad de manera responsable, combinando experticia en activos maduros, experiencia operacional regional y disciplina de capital. Agradecemos la confianza que han depositado en nosotros nuestras contrapartes venezolanas y esperamos crear valor sostenible de largo plazo para Venezuela, nuestros socios y las comunidades locales donde operaremos. Consideramos que la transacción fortalece aún más las perspectivas de crecimiento de largo plazo de GeoPark, renueva el portafolio con métricas de valoración atractivas y genera un valor significativo para los accionistas, al tiempo que ofrece opcionalidad de liquidez en la medida en la que el Grupo Gilinski se convierte en el accionista controlante de la Compañía”.
Información sobre la conferencia telefónica
GeoPark realizará una conferencia telefónica el martes 8 de septiembre de 2026 a las 9:00 a. m. (hora de verano del Este) para comentar sobre la transacción y su racional estratégico.
Para escuchar la conferencia, los participantes pueden acceder a la transmisión web disponible en la sección Invierta con Nosotros del sitio web de la Compañía, en www.geo-park.com, o hacer clic en el siguiente enlace: https://events.q4inc.com/attendee/645462449
Las partes interesadas podrán participar en la conferencia telefónica llamando a los números que se indican a continuación:
Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) confirmó que prepara el lanzamiento de la Ronda 2/2026, prevista para fines de noviembre, con foco exclusivo en la ventana gasífera de Vaca Muerta. El objetivo es dar continuidad al Plan Exploratorio Neuquén y atraer nuevas inversiones hacia la cuenca.
La decisión llega mientras todavía se procesan los resultados de la Ronda 1/2026, cuyas ofertas se abrieron el 19 de agosto. En esa primera convocatoria se recibieron 20 propuestas de 10 empresas para 8 de las 15 áreas ofrecidas, lo que mostró un interés concreto aunque con zonas que no despertaron apetito inversor.
Entre los oferentes más activos se destacó Phoenix Global Resources–Continental Resources, con seis propuestas distribuidas en áreas como Águila Mora Noreste, Corralera Noreste y La Tropilla I. También participaron Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y Aldyl Argentina, con tres ofertas cada una. La Tropilla I fue el bloque más disputado, con cuatro oferentes compitiendo.
En contraste, siete áreas quedaron sin propuestas: Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Curamhuele, El Corte, La Hoya y Totoral Este. Según GyP, la concentración geográfica de las ofertas responde a decisiones de inversión de las empresas y no a condiciones del pliego.
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Ahora comienza la etapa administrativa: GyP solicitará a algunos oferentes que subsanen errores formales o respondan aclaraciones, tal como habilita el artículo 12.3 del pliego. Recién después se abrirán los Sobres B, previstos para la tercera semana de septiembre, donde se evaluará la conveniencia económica de cada propuesta.
La fórmula de evaluación combinará cuatro variables: la participación de GyP en el proyecto, el incremento de regalías ofrecido, el nivel de actividad comprometido y el bono de acceso. Con esos parámetros se definirá la oferta más conveniente, aunque la adjudicación final quedará en manos del Directorio de GyP.
Si todo avanza según lo previsto, los contratos de la Ronda 1 se firmarían en octubre y los decretos aprobatorios se emitirían entre noviembre y diciembre. En paralelo, GyP ya trabaja en la selección de áreas para la Ronda 2/2026, que se lanzará en noviembre y recibirá ofertas en abril de 2027, con foco exclusivo en gas.
YPF reforzó su estrategia de expansión energética regional al profundizar su alianza con la italiana ENI en el offshore de Uruguay. La compañía argentina conservará el 50 % del bloque OFF-5, mientras que ENI asumirá la operación del área con la misma participación, tras la aprobación oficial de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP).
El acuerdo fue formalizado entre ENI, MIWEN —subsidiaria de YPF— y ANCAP, y no implica una salida de YPF del proyecto. Por el contrario, la petrolera argentina mantiene exposición sobre un activo de gran superficie y delega la operación en ENI, incorporando su capacidad tecnológica y experiencia internacional para avanzar en la exploración.
El bloque OFF-5 se encuentra en una etapa temprana de evaluación y no registra producción. Con una superficie de 16.883 km², ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y con profundidades de agua entre 800 y 4.100 metros, el objetivo inmediato es determinar si el área contiene recursos de hidrocarburos comercialmente explotables.
La incorporación de ENI apunta a acelerar los estudios geológicos y la identificación de prospectos. La compañía italiana considera que existen analogías con cuencas petroleras probadas, aunque será necesario completar campañas exploratorias para establecer el potencial real del área. El próximo paso será madurar los objetivos antes de avanzar hacia perforación y producción.
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Para YPF, el esquema permite mantener exposición en un activo estratégico sin asumir el rol operativo, mientras suma como socio a una compañía con experiencia internacional en exploración de áreas complejas. La estrategia también distribuye riesgos en una etapa donde aún no existe certeza sobre la presencia de recursos explotables.
La alianza se inscribe en una relación más amplia entre YPF y ENI, que también participan en Argentina LNG, proyecto clave para transformar la producción de gas de Vaca Muerta en una plataforma exportadora. En febrero de 2026, ambas compañías firmaron junto a XRG un acuerdo de desarrollo conjunto para avanzar en la cadena integrada de producción, transporte y licuefacción de gas argentino.
Además, ENI informó un acuerdo para adquirir una participación del 40 % en el bloque vecino OFF-6, operado por APA Corporation, sumando otro jugador internacional al desarrollo del margen atlántico uruguayo. De esta manera, Uruguay busca determinar el potencial hidrocarburífero de sus áreas offshore con la presencia de actores globales.
Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, lo que representa un incremento del 13,6 % en comparación con el mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, según informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
Este resultado superó el récord anterior, establecido apenas un mes antes, cuando la producción brasileña llegó a 4,47 millones de barriles diarios.
El crecimiento resalta la expansión continua de la actividad extractiva en el país, especialmente en los campos marítimos del presal, que generaron en julio 4,8 millones de barriles equivalentes diarios, lo que equivale al 82,4 % de la producción total de petróleo y gas natural.
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En el presal se extrajeron 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.
La producción del presal experimentó un crecimiento del 0,3 % respecto a junio y un notable aumento del 18,2 % en relación con julio del año anterior, consolidándose como el motor principal de la expansión energética del país.
Por otro lado, el Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil se proyecta que crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras un avance del 0,5 % en el segundo trimestre de este año, según la previsión de la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).
El mayor conglomerado empresarial del país también estima un crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, con sesgo a la baja en ambos años, después de haber registrado un crecimiento de 2,3 % en 2025.
En medio del crecimiento de la actividad minera en Salta y la demanda de trabajadores, la provincia presentará una nueva herramienta tecnológica destinada a facilitar el acceso al empleo minero. Se trata de la actualización de la Plataforma Digital de Oferta y Demanda Laboral para el Sector Minero, que incorporará un asistente de inteligencia artificial para mejorar la vinculación entre empresas y postulantes.
La presentación oficial tendrá lugar el viernes 4 de septiembre a las 10:30 en el Centro de Convenciones de Limache, en el marco de Argentina Mining Norte 2026, una convención internacional que reunirá a empresas mineras, proveedores, inversores y autoridades vinculadas a la actividad.
El evento, denominado “Trabajo Minería Salta: tecnología e innovación para el empleo minero”, estará encabezado por el secretario de Modernización y Servicios Públicos, Martín Güemes, y el secretario de Minería, Gustavo Carrizo. Allí se explicarán los avances tecnológicos y las políticas impulsadas para acompañar el crecimiento de la minería y generar herramientas para quienes buscan incorporarse al sector.
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Uno de los puntos centrales será la presentación del nuevo asistente de IA de la plataforma Trabajo Minería Salta (trabajomineria.salta.gob.ar). La herramienta apunta a facilitar y agilizar el encuentro entre la oferta y la demanda laboral, ayudando a conectar los perfiles de los postulantes con las oportunidades disponibles en las empresas mineras.
La jornada contará con la participación de Clara Ochoa, subgerenta de Recursos Humanos de Ganfeng Lithium Latinoamérica, quien compartirá cómo la compañía utiliza actualmente esta plataforma dentro de sus procesos de selección y los resultados obtenidos.
La actividad será gratuita y con cupo limitado, por lo que requiere inscripción previa. La presentación se realizará durante una de las principales jornadas de la industria minera en la región y pondrá el foco en una pregunta cada vez más presente: cómo utilizar la tecnología y la inteligencia artificial para acercar las oportunidades laborales de la minería a quienes buscan trabajo en Salta.
En un contexto de disputa territorial, el presidente Javier Milei anunciará por cadena nacional el envío al Congreso de un proyecto de ley que busca sancionar a las empresas que desarrollen actividades en las Islas Malvinas sin autorización de la República Argentina. La iniciativa se vincula directamente con el avance del proyecto petrolero offshore Sea Lion, liderado por Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado argentino, Milei anticipó que la medida será un hecho “muy fuerte” para la causa nacional, reafirmando el rechazo categórico a la explotación unilateral de recursos naturales y ratificando la vía diplomática como único camino para la recuperación del archipiélago.
El proyecto contempla sanciones a compañías locales que brinden apoyo logístico o servicios a operadores en Malvinas sin aval nacional. De este modo, se busca desalentar la participación de empresas argentinas en iniciativas que Argentina considera ilegítimas y fortalecer la posición diplomática frente al Reino Unido.
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En el plano provincial, el Gobierno de Tierra del Fuego denunció la presencia del buque británico VS Promise en Ushuaia. Las autoridades calificaron el episodio como “inadmisible” y exigieron al Poder Ejecutivo nacional que aclare los criterios normativos bajo los cuales se autorizó el amarre.
Por su parte, el secretario de Malvinas, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Andrés Dachary, explicó que la embarcación formaba parte de un proceso formal de exportación llevado a cabo por consorcios petroleros que operan en el norte de la isla. Aclaró que la intervención provincial se circunscribe a la certificación de origen y volumen del crudo exportado, mientras que la maniobra de carga mediante monoboya es competencia exclusiva de las autoridades nacionales.
La iniciativa legislativa se inscribe en una estrategia más amplia de reafirmación de la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sándwich del Sur. Busca penalizar el apoyo logístico local a proyectos como Sea Lion y enviar un mensaje político claro en un momento en que incluso Estados Unidos evalúa revisar su posición histórica sobre el archipiélago.
En un contexto de tensiones geopolíticas, el acuerdo firmado entre Estados Unidos y Venezuela redefine el mapa energético del hemisferio occidental. El presidente estadounidense Donald Trump anunció que Washington obtiene control mayoritario sobre 17 yacimientos que representan 65.000 millones de barriles de crudo, equivalentes al 21,5 % de las reservas probadas de Venezuela.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado venezolano, la presidenta interina Delcy Rodríguez defendió el acuerdo frente a críticas por cesión de soberanía. En un mensaje a la nación aseguró que Venezuela “conserva la propiedad y la soberanía sobre sus recursos”, mientras aprovecha capital y tecnología extranjera para recuperar una industria golpeada por sanciones.
El convenio, con 25 años de vigencia, contempla una inversión superior a USD 100.000 millones y tributos estimados en USD 209.000 millones para el Estado venezolano. Rodríguez proyectó una producción adicional de 1,5 millones de barriles diarios, con ingresos de aproximadamente USD 19 por barril, regalías mínimas del 16 % e impuesto a la renta del 34 % en ciertos bloques.
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La operación se inscribe en un escenario marcado por el conflicto en el Estrecho de Ormuz, donde el tráfico marítimo de hidrocarburos se redujo drásticamente desde febrero de 2026. Asegurar un suministro estable de crudo pesado venezolano, cercano a las refinerías del Golfo de México y menos expuesto a disrupciones, constituye un alivio material para Washington.
Más allá de las cifras, el acuerdo confirma que América Latina se ha convertido en el escenario donde las potencias ajustan su poder global. El litio del triángulo austral, los minerales críticos de la minería andina y las reservas de agua dulce complementan el petróleo venezolano como recursos estratégicos en disputa.
Analistas como Michael Klare sostienen que EE.UU. busca el control de los recursos naturales de la región no solo por seguridad hemisférica, sino para preservar su condición de potencia dominante en un orden multipolar. Expertos en transición energética como Thea Riofrancos y Carlos Solar advierten que la concentración de litio, agua y biodiversidad coloca a América Latina en el centro de la reorganización de la economía global de bajo carbono.
El acuerdo Venezuela–Estados Unidos, en suma, no se agota en cifras de barriles o montos de inversión. Representa un test de la capacidad de Washington para reasegurar su perímetro energético en un momento de tensión en Oriente Medio y competencia sistémica con otros actores.
¿Cómo garantizar disponibilidad, eficiencia y continuidad operativa en operaciones ubicadas a más de 4.000 metros de altura, expuestas a temperaturas extremas y condiciones de trabajo permanentes?
Esa es una de las preguntas que hoy atraviesa a la minería argentina y que estuvo en el centro de las conversaciones de Argentina Mining Salta 2026, donde YPF presentó las soluciones con las que busca acompañar el crecimiento de una industria llamada a convertirse en uno de los principales motores de exportación del país.
En ese contexto, la compañía destacó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente desarrollado para operaciones mineras que ya se encuentra disponible comercialmente en Argentina. El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue diseñado para garantizar desempeño y confiabilidad en zonas de alta montaña y bajas temperaturas. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles específicamente formulados para condiciones extremas, donde la continuidad operativa resulta crítica para la productividad de los proyectos. Según destacan desde la compañía, se trata de una innovación desarrollada para acompañar las nuevas exigencias tecnológicas y ambientales del sector minero.
Pero el combustible es solo una parte de una estrategia más amplia.
Con una participación superior al 90% en el mercado de abastecimiento de combustibles para minería, YPF viene consolidando una propuesta integral que combina logística especializada, productos desarrollados para la actividad, soluciones energéticas y asistencia técnica.
Un componente central de esa propuesta es la infraestructura logística desplegada en el norte argentino. San Antonio de los Cobres se consolida como un punto estratégico para el desarrollo minero con la puesta en funcionamiento de una nueva base logística integral. Ubicada a 4.000 metros sobre el nivel del mar, fue diseñada para acompañar el crecimiento de la actividad minera en la Puna salteña, fortaleciendo la capacidad de abastecimiento y los servicios disponibles en la región.
El complejo incluye una estación de servicio modular YPF, una planta de suministro de combustible especialmente orientada a las operaciones mineras y un patio logístico para la carga, descarga y movimiento de equipos e insumos.
Esta base logística refuerza la propuesta integral de YPF para la minería, aportando cercanía, eficiencia y confiabilidad. La propuesta se complementa con las soluciones de YPF Luz, que acompañan el desarrollo minero desde las primeras etapas de cada proyecto a través de contratos de abastecimiento eléctrico, energía renovable, generación on-site y el desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW y presencia en ocho provincias, la compañía combina generación, comercialización y desarrollo de infraestructura para ofrecer energía confiable, eficiente y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas aporta una solución integral para operaciones ubicadas en entornos remotos, integrando suministro de GLP, infraestructura, logística, telemedición y soporte técnico especializado. Su presencia operativa en General Güemes y su experiencia en proyectos de gran escala permiten acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad, seguridad y eficiencia, incluso en condiciones de alta complejidad logística.
La propuesta para minería se completa con el aporte de Servicio Técnico YPF, que combina lubricantes de última generación, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de servicios especializados como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento, prolongar la vida útil de activos críticos y reducir costos operativos, contribuyendo directamente a la productividad de las operaciones mineras.
La visión de YPF es clara: acompañar el crecimiento de la minería argentina no solo como proveedor de energía, sino como un socio estratégico capaz de integrar combustibles, logística, infraestructura, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
El movimiento resultó rápido. Desde noviembre de 2025, la resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs) —aquellos con una demanda igual o superior a 300 kilovatios (kW)— a salir de la oferta de su distribuidora y comprar la energía directamente en el mercado mayorista. Más de 800 lo hicieron.
“De noviembre para acá más de 800 GUDIs se pasaron al mercado de un total de unos 6 mil”, remarcó Nadia Sager, CEO de la consultora energética GEINSA en el primer programa de NODO, un ciclo mensual de EconoJournal sobre el sector eléctrico. Junto a Sager, estuvieron Diego Werner (Aires Renewables), Marcelo Landó (Eternum Energy) y Julio Durand (Cassagne), bajo la conducción de Nicolás Gandini.
“Habiendo pasado ya un verano y un invierno con la nueva norma, es fundamental para el futuro entender qué pasó y comprender los números, porque en ellos está el comportamiento de los actores”, señaló.
La guerra en Medio Oriente disparó los precios
Como se analizó en el programa, la migración de los GUDIs al mercado mayorista eléctrico se explicó, en gran parte, por la subida en los precios durante el invierno 2026, cuyo salto respondió al costo del GNL importado, que llegó a aumentar entre un 80% y un 100% por la guerra de Estados Unidos e Israel con Irán.
–¿Qué precios son los que se cristalizaron? -preguntó Gandini.
Nadia Sager: –Llegamos a 163 dólares y después bajó a 144. -explicó Sager, en referencia al precio en dólares por megavatio-hora (USD/MWh) que impactó en forma directa en los grandes usuarios que están dentro del ámbito las distribuidoras y que en invierno tuvieron que ir a comprar al mercado spot, es decir, sin contrato, expuestos al precio de cada momento.
Eso fue así porque en invierno, cuando la demanda residencial absorbe gran parte del gas producido localmente y contractualizado en el Plan Gas, el gobierno le dejó en claro a los grandes usuarios que iban a tener que conseguirse su propio gas a precio de mercado y quienes no tenían contratos con generadores en el segmento mayorista se vieron forzados a conseguir su gas en el mercado spot. En respuesta a esa situación es que ahora hay cada vez más GUDIs que están cerrando contratos con generadores por fuera de la distribuidora.
Gandini marcó que si los usuarios se hubieran apurado a contractualizar en noviembre del año pasado tal vez hubieran conseguido la energía a 60 o 70 dólares
“Lo que pasa es que somos hijos del rigor y naturalmente hasta que no nos llegue una factura cara no tomamos decisiones. A nosotros se nos acercaron industrias en noviembre con la resolución 400/25 para que les explicáramos que quería decir eso. Le explicamos que íbamos a tener veranos relativamente baratos e inviernos relativamente caros. Cammesa hizo una estimación, que no consideró la guerra, y en el invierno quedó dos o tres veces abajo: 60 y pico de dólares contra 160”, remarcó Diego Werner.
–En mayo puso 65 dólares en la estacional y el precio terminó siendo 118 dólares. –precisó Sager.
Werner agregó luego: “Saber cuánto vas a pagar de energía a veces es mucho más importante que pagar menos porque lo que ha pasado en junio y julio de este año es que el responsable de finanzas de cualquier empresa dijo ´me llegó una factura tres veces más grande de lo que estaba previsto. Hay un tema de planificación”.
Marcelo Landó intervino entonces y dejó en claro que el objetivo central es tratar de incrementar la inversión: “Los actores están mirando la factura y empiezan a reaccionar, especialmente los GUDIs a los que los obligan a pagar el precio spot. Fue un poco abrupto el cambio, pero tampoco podés hacer un cambio lento porque necesitamos inversión ahora, en transmisión, en generación y en demanda. La única manera de que eso se de es que exista una economía de mercado y creo que nos estamos acercando mucho a eso”.
Julio Durand agregó entonces una apostilla referido a la fuerte suba de precios que se registró en este invierno. “Hubiera sido mejor que no hubiese pasado, pero ya que pasó puede tener un efecto positivo, que es una especio de wake-up call para que las industrias grandes electrointensivas e incluso las pymes se den cuenta que hoy la gestión del abastecimiento energético tiene una complejidad que te obliga a ocuparte del tema”, remarcó.
“En las empresas vas a tener que tener alguien que se ocupe de la energía. La energía hoy es el principal costo del 90 por ciento de las industrias, o sea que dejó de ser el vidrio o el plástico: es la energía, entonces hay que mirarlo”, señaló Werner.
Nadia Sager: –Hay una diferencia entre hacerlo y no hacerlo. No solo en el precio sino también en la estrategia y la previsibilidad. Te llaman y no entienden qué es lo que pasó y lo peor es que vos le tenés que decir en agosto que lo que están viendo es de dos meses atrasados. O sea, que todavía le faltan dos o tres meses más con facturas de estas características.
Diego Werner: –A una industria que está pensando más en cómo achicarse que en cómo agrandarse. Por eso no lo vieron. Muchos no lo vieron porque están ocupándose de otra cosa.
Nadia Sager: –Hay algo que quiero remarcar. Esto no es nuevo. Eso salió en la resolución 976 en diciembre de 2023 y empezó a aplicarse en febrero de 2024. El año pasado los precios fueron mucho más bajos en el mercado spot. Por eso no lo vieron tanto, porque no hubo la volatilidad que ocurrió este año.
Qué puede pasar con los precios el año próximo
En junio de este año cuando el precio de la energía en el mercado spot llegó a 163 USD/MWh el costo marginal estaba en 203 USD/MWh. El interrogante es qué puede llegar a pasar el año próximo cuando se amplíe el sistema de transporte con la ampliación del gasoducto Perito Moreno y se reduzcan las importaciones de GNL y de combustibles líquidos como gasoil.
–¿Cuál podría ser el costo marginal del sistema el año próximo? –preguntó Gandini.
Nadia Sager: –Efectivamente, el gasoducto va a reemplazar 7 millones de metros cúbicos de gas para generación. Eso mueve más contra GNL que contra combustibles líquidos. Debería tender a bajar un poco ese impacto. Hay que hacer proyecciones. Este año vimos un precio promedio con las proyecciones para lo que falta del año de unos 75 USD/MWh y capaz que el año que viene va a ser de 62 USD/MWh.
Marcelo Landó: –Además, en la medida en que se agregue más generación renovable. Ese costo que vemos en el invierno también va a tender a bajar.
La reforma que introdujo la resolución 400/25
La Resolución 400/2025, que habilitó la contratación directa en el Mercado a Término entre generadores y grandes usuarios, es una reforma más amplia que busca normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), reemplazando gradualmente el esquema de precios y remuneraciones regulados por uno con mayor competencia y señales de precios de mercado. En Nodo se conversó también sobre esa transformación que se está impulsando y las posibilidades que tiene de ser exitosa.
Julio Durand puso en contexto histórico los cambios para tratar de dimensionar la relevancia del tema. “Si se repasa la evolución de la industria eléctrica argentina, en 1990 tenías una industria completamente estatal, el 97% de la energía la generaba el Estado. Ese modelo estatal entró en crisis y eso llevó a una reforma del Estado, un proceso de privatizaciones que en el capítulo eléctrico implicó el dictado de una nueva ley con las nuevas bases de funcionamiento de la industria eléctrica y un proceso totalmente exitoso que permitió reducir a la mitad el precio spot de la energía y reducir 10 veces la cantidad de cortes. Eso funcionó razonablemente bien hasta la crisis de 2001/02. La verdad es que desde la emergencia hasta ahora hubo una sola etapa, que es tratar de retomar la normalidad después de la emergencia. Pasaron 25 años, pero seguimos lidiando con la misma cuestión, que es ver cómo volvemos a conseguir que esa maquinaria funcione.
–Uno ve que con este gobierno hay un involucramiento muy claro del sector público para forzar un cambio. ¿Cómo ve ese intento? –le preguntó Gandini.
–A grandes rasgos lo que está haciendo el gobierno parece bastante prudente. Algo bastante llamativo es que desde la crisis de 2001/2002 en ningún momento se desarrolló una idea verdaderamente alternativa de funcionamiento de la industria. Lo que hicimos fue mantener las normas generales y no cumplirlas. No fueron reemplazadas por otro modelo. No es que alguien vino y dijo “yo tengo una idea mejor para gestionar esto de otra manera”. Lo que se hizo fue meter parches por todos lados. Este gobierno, creo que con buen criterio, está tratando de cumplir con esas normas adaptadas a las modificaciones que ha habido en la realidad desde aquella época. Está tratando de hacerlo con respeto a los contratos y compromisos asumidos, como el Plan Gas y los contratos MEM, y tomando en cuenta el principio de gradualidad que fijó la Corte Suprema con el a fallo CEPIS durante el macrismo.
–¿Le preocupa lo que viene?
–Hay una preocupación objetiva que es la volatilidad en el precio, incidida por la cuestión de la guerra. Tenemos un proceso hacia la normalización y tenemos que llegar vivos al final de ese proceso. Creo que el gobierno tenía presente el riesgo de permitir una incidencia mayor de la marginalidad y que los precios se disparen, pero el número los debe haber sorprendido, como sorprendió a tantos usuarios. Ese es un riesgo porque ocurre en un ecosistema político que tiene una tolerancia bastante baja.
El gobernador Rolando Figueroa inició este martes su agenda en Estados Unidos, con el objetivo de lograr nuevas inversiones que permitan acelerar aún más el desarrollo de Vaca Muerta y de la provincia. Como parte de sus actividades, se reunió con el subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental del Departamento de Estado de ese país, Juan Pablo Segura.
El mandatario comenzó su jornada de trabajo en Washington con un encuentro con inversores en la Embajada argentina. Luego se reunió con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources; y posteriormente con Juan Pablo Segura.
Tras la reunión con Segura, Figueroa destacó que “para Neuquén la seguridad jurídica es política de Estado” y explicó que el objetivo fue “dialogar sobre el desarrollo de Vaca Muerta y la experiencia de Estados Unidos para sostener el crecimiento a través de los años”.
“La sustentabilidad social de esta transformación se logra con planificación y previsibilidad. En Neuquén, la seguridad jurídica es una política de Estado que trasciende las gestiones y eso genera confianza para seguir atrayendo inversiones y oportunidades”, remarcó.
Durante su exposición ante los inversores en la Embajada, Figueroa destacó que “Neuquén siempre ha sido una provincia muy seria. La seguridad jurídica siempre ha sido muy importante y sobre todo el buen trato hacia los inversores”. “El buen trato incluye varios ítems, pero uno fundamental para el inversor es la transparencia. Y para nosotros también es fundamental la transparencia”, señaló.
El mandatario neuquino aseguró que desde el Gobierno provincial “incentivamos la participación permanente y la competitividad” y recordó que recientemente la Provincia, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de empresas interesadas en explorar y eventualmente desarrollar 15 áreas hidrocarburíferas incluidas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén.
Dijo que, como un nuevo paso en la estrategia provincial para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta, “hemos licitado áreas por primera vez en mucho tiempo para la exploración. Hemos tenido propuestas muy exitosas y también ya vamos a seguir con una segunda tanda de licitaciones”.
Figueroa recalcó que Neuquén cuenta con “un Estado que es sólido y sostenible. Hemos eliminado los gastos innecesarios y estamos muy focalizados en invertir solo en el desarrollo”.
El gobernador se refirió a la experiencia histórica de la provincia del Neuquén en materia de producción de gas y petróleo y aseguró que “el ecosistema estaba armado”.
Además, destacó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y presentó la experiencia de Neuquén como uno de los ejemplos de éxito que permitió mejorar la competitividad, multiplicar la inversión y fortalecer las cuentas públicas. Recordó que el upstream de gas y petróleo no estaba incluido en el esquema inicial y fue incorporado por un requerimiento de la provincia.
“El ecosistema, más la normativa que construyó el Estado nacional y la adecuación que hicimos de la normativa desde el Estado provincial, nos permitieron poder arrancar primero”, concluyó.
Tras la reunión en la Embajada, Figueroa mantuvo un encuentro con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources y uno de los pioneros de la explotación de hidrocarburos no convencionales.
“Continental Resources elige Neuquén para seguir creciendo”, aseguró el gobernador y explicó que se trata de “una de las empresas líderes del no convencional que por primera vez salió de Estados Unidos para ingresar a Vaca Muerta con nuevas inversiones”. “Su llegada demuestra que la seguridad y la previsibilidad generan confianza y atraen nuevos actores”, agregó.
“Estamos abriendo nuevas áreas a la inversión y construyendo un círculo virtuoso de desarrollo. De la mano de Continental, más compañías estadounidenses encuentran en Neuquén un destino confiable para invertir, crecer y generar nuevas oportunidades de trabajo para nuestra gente”, finalizó.
En la reunión con Segura y en el encuentro con inversores también estuvieron presentes el embajador argentino en Estados Unidos, Alejandro Oxenford; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González Casartelli.
En el marco de Estación YPF, la convención anual que reunió en La Rural a operadores de todo el país, la compañía distinguió a las estaciones de servicio con mejor desempeño de su red a través de una nueva edición de la Premiación +YPF, un programa que reconoce la excelencia en gestión, seguridad, innovación, experiencia del cliente y resultados comerciales.
“Con estos reconocimientos destacamos a estaciones y equipos por su gestión, seguridad, innovación y compromiso con el cliente. Tenemos una red enorme y el desafío de hacerla cada día mejor y seguir creciendo juntos” expresó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin.
La máxima distinción 2025, el Premio Diamante +YPF, fue otorgado a Servicios Cipolletti SRL – Río Salado SRL, operador de un grupo de estaciones de servicio con presencia en distintas localidades de Río Negro, por su desempeño integral durante el último período.
Además, YPF entregó los reconocimientos +YPF Oro a 11 operadores destacados de las regiones Área del Sol, Buenos Aires, Litoral, Mediterránea, Metropolitana, Pampeana, Patagonia y Valles, tanto de la red de terceros como de la red propia.
La premiación se realizó como cierre de una jornada en la que YPF compartió con su red la visión de futuro para el negocio de estaciones de servicio. Con 2.000 asistentes y bajo el concepto “Estación YPF”, la compañía presentó iniciativas orientadas a mejorar la experiencia de los clientes a través de mayor rapidez y calidad de atención, nuevas propuestas gastronómicas, innovación tecnológica y herramientas digitales para la gestión del negocio.
Horacio Marín se reunió con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo para seguir impulsando la transformación digital de la construcción de pozos.
Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, Corva se ha consolidado como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.
Esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión.
El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.
El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas, escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.
La Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM) acudieron a la Justicia para frenar el proyecto petrolero Sea Lion o “León Marino”, que las empresas Rockhopper Exploration, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, proyectan desarrollar en la Cuenca Malvinas Norte.
Cuestionan que el proyecto avance sobre la plataforma continental argentina sin autorización nacional y sin la evaluación de impacto ambiental y piden a la justicia frenar las obras y su financiamiento.
El plan de las corporaciones contempla la extracción de más de 1300 millones de barriles de crudo, en lo que los demandantes catalogan como una agresión ecológica y flagrante violación a la soberanía nacional.
León Marino se encuentra sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en los bloques identificados por las empresas como PL032 y PL004b.
La acción fue presentada ante el Juzgado Federal de Río Grande y reclama la suspensión inmediata de las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino.
Además, las organizaciones solicitaron que se detengan las operaciones financieras vinculadas con el proyecto y que se disponga un embargo preventivo por 156.432.000 dólares sobre bienes y activos de las compañías
El planteo sostiene que el proyecto pretende avanzar sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, y que las empresas no realizaron ante el Estado argentino el procedimiento de evaluación de impacto ambiental ni las presentaciones necesarias para explorar o explotar hidrocarburos.
“Las autorizaciones emitidas por la administración colonial británica no sustituyen el cumplimiento de las leyes argentinas”, sostienen los impulsores de la acción.
Un proyecto de más de 30 años
Según la presentación, el proyecto contempla en sus primeras dos etapas 23 pozos submarinos: 16 productores de petróleo, seis de inyección de agua y uno de inyección de gas. También prevé cañerías, equipos instalados sobre el lecho marino y una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga.
La petrolera Navitas proyecta comenzar la producción en 2028 y mantenerla durante más de 30 años. De acuerdo con la información incorporada por los denunciantes, durante 2026 comenzaron trabajos sobre el muelle y la base terrestre, mientras que la perforación está prevista para comienzos de 2027.
Para AAdeAA y el CECIM, el problema no es solamente ambiental sino también de soberanía.
“La soberanía también implica la capacidad de proteger los territorios, controlar las actividades extractivas y prevenir daños”, plantearon. Y advirtieron que el avance del proyecto “priva al Estado argentino y a la sociedad de la posibilidad de conocer, evaluar y decidir” sobre una explotación de recursos naturales en la plataforma continental argentina.
Las organizaciones sostienen que las obras pueden generar impactos sobre los ecosistemas del Mar Argentino y las Islas del Atlántico Sur. Mencionan, entre otros riesgos, perforaciones, movimientos del lecho marino, tránsito permanente de embarcaciones, ruido submarino, utilización de sustancias químicas y eventuales derrames.
La presentación advierte que los efectos podrían extenderse a través de las corrientes marinas yalcanzar zonas utilizadas para alimentación, reproducción y migración de distintas especies.
“Una vez producidos, muchos de los daños sobre los ecosistemas marinos pueden resultar irreversibles o extremadamente difíciles de reparar”, señalaron para justificar la necesidad de una intervención judicial.
También apuntan contra las petroleras
La acción judicial cuestiona además los antecedentes de las dos compañías en Argentina.
Según AAdeAA y el CECIM, Rockhopper fue declarada clandestina en 2012 por desarrollar actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental sin autorización nacional y en 2013 fue inhabilitada durante 20 años para operar en el país. En el caso de Navitas, sostienen que recibió sanciones equivalentes en 2022.
Rockhopper conserva, de acuerdo con la presentación, el 35% del proyecto, mientras que Navitas controla el 65%.
Las organizaciones también reclaman que las empresas identifiquen a los bancos, fondos de inversión, aseguradoras y demás actores que financian la explotación.
El planteo de soberanía
El escrito invoca la Primera Disposición Transitoria de la Constitución Nacional, que ratifica la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes.
También cita la Resolución 31/49 de la Asamblea General de Naciones Unidas y sostiene que el desarrollo del proyecto constituye una modificación unilateral sobre un territorio cuya soberanía se encuentra en disputa.
En ese sentido, los impulsores de la demanda resumieron su postura con una definición contundente: “El petróleo aparece como una nueva forma del viejo despojo”.
Ahora será la Justicia Federal de Río Grande la que deberá analizar los pedidos formulados: la suspensión de las obras, el freno de las operaciones financieras y el embargo preventivo por más de 156 millones de dólares contra las empresas involucradas.
El pedido a la justicia
La medida cautelar solicita suspender las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino. También impedir nuevos contratos, desembolsos, transferencias o garantías destinados al proyecto.
Busca detener el riesgo ambiental y soberano antes del daño. Y la modificación unilateral antes del hecho consumado.
Solicitan informar la causa a los organismos de control financiero y a los mercados donde operan las empresas. Que las compañías identifiquen bancos, fondos, aseguradoras y demás actores que sostienen la explotación. “El dinero deja huellas. Quienes financian una actividad ilegal no pueden permanecer detrás de la niebla corporativa”
Requieren que las licencias de la administración colonial británica sean declaradas inoponibles a la República Argentina.
Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, un aumento del 13,6 % frente al mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
El resultado superó el récord anterior, registrado apenas un mes antes, cuando la producción petrolera brasileña alcanzó 4,47 millones de barriles diarios, confirmando la expansión sostenida de la actividad extractiva del país.
La producción conjunta de petróleo y gas natural sumó en julio 5,85 millones de barriles de petróleo equivalente por día, según el boletín mensual divulgado por la ANP.
El avance estuvo impulsado principalmente por los campos marítimos del presal, que en julio respondieron por 4,8 millones de barriles de petróleo equivalente diarios, equivalentes al 82,4 % de toda la producción brasileña de petróleo y gas natural.
La producción del presal creció un 0,3 % respecto a junio y un 18,2 % en comparación con julio del año pasado, consolidando a esta región como el principal motor de la expansión energética brasileña.
Solo en el presal fueron extraídos 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.
El Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras avanzar 0,5 por ciento en el segundo trimestre del año, según la previsión de crecimiento difundida por la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).
La proyección del mayor conglomerado empresarial del país sudamericano mantiene a su vez una estimación de crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, pero ahora con sesgo a la baja en ambos años, después del crecimiento de 2,3 % observado en 2025, de acuerdo con informes de Xinhua.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió con representantes de las pymes bonaerenses elaboradoras de biodiésel, quienes vienen reclamando un cupo en la nueva ley que impulsa Patricia Bullrich y están alertan por el posible cierre de plantas en todo el país.
Durante el encuentro con la Cámara de Empresas PYMEs Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), se abordó la situación del sector en el marco del proyecto que impulsa la senadora nacional para derogar la Ley 27.640 de Biocombustibles.
De aprobarse, se pondría en marcha un cronograma de reducción de la participación de las pymes en el mercado, lo que concentraría la actividad en seis grandes aceiteras del puerto de Rosario. Frente a ello, Kicillof manifestó su rechazo a este proyecto y asumió el compromiso de defender el entramado productivo bonaerense y los puestos de trabajo en las economías regionales.
La iniciativa de Bullrich propone elevar el corte obligatorio de biodiésel en el gasoil del actual 7,5% al 10% y avanzar hacia un mercado más competitivo. El planteo de la Cepreb es que, como está diseñado, el cambio podría provocar una mayor concentración de la producción y poner en riesgo la continuidad de 25 plantas del interior.
Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”.
Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”. La producción del sector Pyme ronda las 900.000 toneladas anuales destinadas al corte obligatorio, y Buenos Aires concentra 355.000.
Participaron Juan Carlos Bojanich (Biobahia – Grupo Bahía), Carlos A. Paredes (Aripar Cereales), Pablo Ezequiel Abad (Advanced Organic Materials), Gustavo Enrique Michelini (Agro M&G) y Federico Martelli, director ejecutivo de CEPREB, junto a Juan Ignacio Bojanich, Javier Barbagelatta, Miguel Gustavo Ariceta, Danilo Mengarelli, Juan Gualberto, Ernesto Tricarico y César Daniel Cárdenas, asesor legal de la cámara, en representación de las diez plantas radicadas en Ramallo, Pilar, Junín, Daireaux, Bahía Blanca y Saladillo.
América Latina y el Caribe aceleró la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), cuya capacidad en operación alcanzó aproximadamente 3.408 MW (3,4 GW) en agosto de 2026, frente a unos 1.681 MW identificados en 2025, según la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
El incremento marca el tránsito desde proyectos puntuales hacia una nueva etapa en la que el almacenamiento comienza a ganar escala y a desempeñar un papel creciente en la integración de energías renovables y la flexibilidad de los sistemas eléctricos, indicó un informe técnico de la entidad.
Chile lidera el desarrollo del almacenamiento con baterías en la región, con 2.291 MW de capacidad BESS en operación, equivalente a cerca de dos tercios del total regional identificado. A junio de 2026, el país suma 2.389 MW en fase de pruebas y 4.960 MW en construcción, alcanzando aproximadamente 9,6 GW de capacidad entre proyectos operativos, en pruebas y en construcción.
Este crecimiento responde, principalmente, a la rápida expansión de la energía solar y eólica y a la necesidad de aprovechar mejor la generación renovable disponible. Las baterías permiten almacenar la energía producida en momentos de alta oferta y utilizarla posteriormente, cuando aumenta la demanda, contribuyendo además a reducir los vertimientos de energía y aliviar las restricciones de la red de transmisión.
La expansión también comienza a extenderse por la región, aunque con modelos diferentes. México prevé incorporar 2.216 MW de almacenamiento hacia 2030 a través de la Comisión Federal de Electricidad; Argentina ha adjudicado más de 1.400 MW mediante mecanismos competitivos; y Honduras desarrolla un sistema de 75 MW/300 MWh, con cuatro horas de almacenamiento, para fortalecer la red y su confiabilidad.
En el Caribe, Jamaica avanza en la incorporación de 110 MW/220 MWh de BESS, asociados a 220 MW de nueva generación renovable. Brasil, por su parte, está avanzando en regulación y mecanismos competitivos específicos para almacenamiento.
A medida que los sistemas BESS alcanzan una escala significativa, dejan de ser únicamente recursos que responden a las condiciones del sistema y comienzan también a transformarlas. Su operación permite modificar la demanda neta, el despacho y el perfil horario de los precios eléctricos, al almacenar energía durante períodos de alta disponibilidad renovable y liberarla cuando aumenta la demanda o disminuye la generación solar.
Este comportamiento puede incidir, a su vez, en las propias señales del mercado y en las condiciones económicas que determinan el valor del almacenamiento.
La expansión de las baterías plantea nuevos desafíos para la planificación, regulación y diseño de los mercados eléctricos. OLACDE señala que el objetivo debe trascender la capacidad instalada y centrarse en la flexibilidad que requiere cada sistema. La región avanza hacia una nueva etapa en la que almacenamiento, generación flexible, gestión de la demanda, transmisión e interconexiones deberán complementarse para integrar más energías renovables con seguridad, eficiencia y confiabilidad, señala el informe.
El gobernador Alberto Weretilneck supervisó las obras de la estación cabecera del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la barda norte de Allen, infraestructura estratégica que controlará el transporte de petróleo hacia la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de Río Negro. La puesta en funcionamiento está prevista para febrero de 2027, luego de la conexión con la red de YPF programada para el 15 de diciembre de 2026.
Desde la sala de control de la estación se operará las 24 horas el bombeo del crudo. Una vez en régimen, el petróleo tardará aproximadamente 48 horas en recorrer el trayecto entre Allen y Punta Colorada.
El inicio de operaciones contempla una capacidad de 180.000 barriles diarios, que se incrementará progresivamente hasta alcanzar 550.000 barriles por día hacia julio/agosto de 2027. Este salto de más del 205% consolidará al VMOS como una de las principales infraestructuras para evacuar la producción de Vaca Muerta hacia los mercados internacionales.
Mientras avanzan las obras en Allen, también se ejecutan trabajos en Punta Colorada. Allí ya se completó el techo del tercer tanque de almacenamiento de petróleo y continúa la construcción del cuarto, junto con las tareas de infraestructura submarina necesarias para las operaciones de exportación.
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El proyecto moviliza actualmente a unos 1.500 trabajadores, de los cuales 500 están abocados a la estación cabecera en Allen. Durante la recorrida, Weretilneck estuvo acompañado por el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, y la presidenta de EDHIPSA, Romina Rodríguez Luge, además de equipos técnicos.
Weretilneck definió al VMOS como “una de las obras más importantes para el desarrollo energético argentino”, destacando la participación conjunta de Neuquén y Río Negro, junto con empresas privadas y organismos públicos. El objetivo es generar una salida de gran escala para la creciente producción petrolera de Vaca Muerta, integrando a Río Negro directamente al circuito exportador.
Allen se convierte así en un punto estratégico del corredor petrolero nacional, al funcionar como cabecera operativa del sistema que atravesará Río Negro hasta llegar al Atlántico. Con esta infraestructura, la provincia quedará atravesada por uno de los principales corredores energéticos del país.
La minera estadounidense Newmont, la mayor productora de oro del mundo, anunció una inversión de USD 60 millones para iniciar una nueva etapa de explotación a cielo abierto en Cerro Negro, su principal operación en la provincia de Santa Cruz. El proyecto generará unos 100 puestos de trabajo adicionales y complementará la producción subterránea que la compañía desarrolla desde hace más de una década.
María Eugenia Sampalione, directora País de Newmont en Argentina, subrayó que “Cerro Negro tiene capacidad para desplegar su potencial productivo y seguir creando oportunidades para las personas, las empresas y las comunidades de la provincia”. Esta iniciativa se integra al programa de USD 800 millones anunciado en febrero, que busca extender la vida útil de la mina más allá de 2038 mediante el desarrollo de Cerro Negro Expansión 1 (CNE1).
El nuevo esquema de explotación a cielo abierto permitirá aprovechar recursos cercanos a los activos actuales. Según los reportes de la compañía, se identificaron aproximadamente 500.000 onzas de oro en reservas probadas y probables asociadas a esta iniciativa, aunque aún no se precisó cuánto aportará a la producción anual.
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Durante 2025, Cerro Negro produjo unas 202.000 onzas de oro y generó ingresos por USD 691 millones. Para 2026, Newmont proyecta alcanzar 220.000 onzas, lo que representa un crecimiento cercano al 9%. Si se toman como referencia los precios actuales del metal, en torno a USD 4.622 por onza, las exportaciones podrían escalar a más de USD 1.017 millones, consolidando el rol de Santa Cruz como principal provincia minera exportadora del país.
El perfil exportador santacruceño es predominantemente aurífero: durante el primer semestre de 2026, el oro representó aproximadamente el 85% de las exportaciones mineras de la provincia, mientras que la plata explicó otro 14,9%. En ese período, Santa Cruz concentró el 40% de las exportaciones mineras nacionales, con ventas externas por USD 1.895 millones.
Cerro Negro se suma a otras operaciones de oro y plata en la provincia, como Cerro Vanguardia, Cerro Moro, San José y Don Nicolás, aunque se mantiene como la más grande del distrito. La nueva fase de inversión refuerza la posición de Newmont en Argentina y asegura continuidad en la generación de divisas para el país.
Profertil concretó una colocación de Obligaciones Negociables Clase IV por USD 90,37 millones, superando la expectativa inicial de USD 70 millones. La operación se realizó a 42 meses de plazo, con vencimiento en febrero de 2030 y una tasa fija del 5,5% anual.
Más de 2.500 órdenes de compra respaldaron la emisión, que alcanzó una demanda cercana a los USD 94 millones. Los fondos se destinarán a capital de trabajo, contratación de transporte de gas y mantenimiento operativo de la planta ubicada en Ingeniero White, Bahía Blanca.
La compañía, controlada en un 90% por Adecoagro y en un 10% por la Asociación de Cooperativas Argentinas, es líder en la producción de fertilizantes nitrogenados en Argentina. Su planta industrial produce anualmente 1,32 millones de toneladas de urea granulada y 790.000 toneladas de amoníaco, insumos clave para la agroindustria nacional.
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El aniversario número 25 de Profertil sirvió de marco para esta colocación, que refuerza la confianza del mercado de capitales en su desempeño y en la solidez de su modelo de negocios. Directivos destacaron que la operación garantiza continuidad en la producción de fertilizantes y asegura el abastecimiento de gas para sostener la actividad.
La emisión también se interpreta como un respaldo a los planes de expansión de la compañía. En los últimos meses, Profertil evaluó proyectos de inversión por hasta USD 2.000 millones para duplicar su capacidad productiva, lo que consolidaría a Bahía Blanca como polo industrial y logístico de referencia en la región.
El financiamiento mediante ON se suma a una serie de emisiones previas que la empresa realizó en el mercado local, consolidando su estrategia de recurrir a instrumentos de deuda para sostener el crecimiento. Con esta nueva operación, Profertil reafirma su compromiso de impulsar la agroindustria argentina mediante innovación, eficiencia y seguridad energética.
La petrolera estatal YPF y la tecnológica estadounidense Corva renovaron su alianza para acelerar la transformación digital de Vaca Muerta, con el objetivo de optimizar la construcción y operación de pozos de petróleo y gas. El acuerdo incorpora inteligencia artificial, análisis de datos y automatización, en un contexto de creciente actividad en la cuenca neuquina.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, junto a Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, encabezaron la reunión que dio inicio a esta nueva etapa. La plataforma de Corva ya es central en la operación de YPF a través del RTIC de Perforación y Workover, que integra información de perforación, fractura e intervenciones de pozos en un mismo entorno digital.
La estrategia busca reducir los llamados tiempos improductivos, períodos en los que una operación se detiene o avanza más lento de lo previsto. En una industria donde cada hora de trabajo impacta directamente en los costos, optimizar procesos representa una ventaja significativa para sostener el ritmo de perforación.
Nuevas herramientas se suman a la alianza: advisors digitales, sistemas de análisis predictivo, alertas inteligentes, automatización y copilotos digitales. También se prevé el desarrollo de agentes capaces de asistir a los equipos en tareas operativas complejas, llevando la digitalización un paso más allá.
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El uso intensivo de datos permitirá pasar de un modelo en el que los técnicos reciben información para decidir, a otro en el que los sistemas anticipan escenarios y colaboran activamente en la gestión de las operaciones. Este cambio apunta a consolidar un esquema de producción más eficiente y seguro, con menor margen de error humano.
Corva, con sede en Houston, aporta experiencia internacional en soluciones digitales para la industria del petróleo y el gas. Su plataforma ya procesa millones de datos diarios y coordina simultáneamente equipos de perforación y fractura, lo que convierte a Vaca Muerta en un laboratorio de innovación tecnológica dentro de la industria energética argentina.
El Senado retomó el análisis del proyecto de ley conocido como Súper RIGI, que ya cuenta con media sanción en Diputados y busca atraer inversiones de gran escala en sectores tecnológicos y productivos aún no desarrollados en Argentina. Desde las 13 horas, un plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General discute el texto con la intención de avanzar hacia dictamen.
La propuesta contempla un régimen de incentivos fiscales, cambiarios, aduaneros y regulatorios para proyectos de al menos USD 1.000 millones, con beneficios excepcionales durante 30 años. Entre ellos figuran la reducción de Ganancias al 15%, amortización acelerada, quebrantos sin límite temporal, beneficios en IVA, exenciones de derechos de exportación e importación, reducción de contribuciones patronales y estabilidad fiscal y regulatoria.
A diferencia del RIGI original de la Ley Bases, el Súper RIGI se orienta exclusivamente a nuevas industrias: inteligencia artificial, centros de datos, semiconductores, hidrógeno verde y baterías de litio. El objetivo oficial es atraer proyectos capaces de incrementar exportaciones, generar empleo calificado y promover capacidades tecnológicas.
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Los senadores evalúan introducir cambios. Uno de los puntos bajo revisión es el plan de desarrollo de proveedores locales, que exige destinar al menos el 20% de la inversión a contrataciones en el país. La UIA y sectores manufactureros reclaman que el requisito se refuerce para asegurar mayor impacto sobre la producción nacional.
También se discute el impacto de proyectos de altísimo consumo energético, como los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial. Especialistas plantearon la necesidad de condiciones específicas que garanticen infraestructura energética y eviten tensiones sobre el abastecimiento general.
La definición será clave: si el oficialismo logra consensuar modificaciones con los bloques dialoguistas, el proyecto quedará en condiciones de avanzar hacia el recinto para su votación definitiva. La discusión de fondo busca equilibrar dos objetivos: ofrecer un marco competitivo para atraer inversiones multimillonarias y asegurar beneficios concretos para la industria nacional, el empleo y el desarrollo tecnológico argentino.
El corredor ferroviario Ayacucho–Tandil–Lobería–Balcarce–Quequén, abandonado desde 2003, vuelve a ser estratégico por la expansión energética de Vaca Muerta. Cuatro intendentes bonaerenses solicitaron a la Secretaría de Transporte que se incorpore al nuevo esquema de concesiones, con el objetivo de reconectar producción, energía y puerto.
En 2025, Puerto Quequén movilizó más de 9 millones de toneladas, récord histórico, pero lo hizo con 281.824 camiones y ningún vagón ferroviario. Una terminal de escala internacional funciona así con logística terrestre concentrada en rutas, lo que encarece costos y multiplica la presión sobre caminos compartidos con la población.
El ferrocarril no busca reemplazar al camión, sino complementarlo. Su ventaja está en grandes volúmenes y largas distancias, mientras el transporte automotor conserva flexibilidad para recorridos cortos y distribución. La expansión energética volvió a cambiar la ecuación y revaloriza un trazado olvidado.
La demanda logística de Vaca Muerta excede pozos y oleoductos. Tubos, maquinaria, estructuras y equipos pesados deben recorrer cientos de kilómetros. Allí reaparece el tren como infraestructura económica. El proyecto Bahía Blanca–Añelo ya contempla renovación de vías; Quequén puede sumarse como nodo bonaerense de ese sistema.
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La historia del ramal muestra el giro. El ferrocarril llegó a Quequén en 1892 y a Necochea en 1894. El cruce hacia esta última ciudad se interrumpió en 1968, aunque los trenes siguieron llegando a Quequén hasta 2003. Desde entonces, las vías dejaron de integrar la logística portuaria.
Hoy la Provincia trabaja en un Plan Estratégico de Desarrollo Ferroviario que contempla inversión privada y coloca a Quequén, Bahía Blanca y San Nicolás entre los nodos productivos relevantes. La discusión será quién invierte, bajo qué concesión y con qué condiciones, porque recuperar kilómetros de vías deterioradas requiere capital, mantenimiento y volumen suficiente.
La enseñanza económica es clara: durante décadas Argentina discutió el ferrocarril entre nostalgia y ajuste, mientras su estructura productiva necesitaba mover cargas enormes sobre un territorio extenso. Vaca Muerta vuelve a poner precio a aquello que parecía viejo. Quequén puede encontrar así una segunda vida ferroviaria, no para reconstruir el pasado, sino porque el futuro energético necesita vías.
Argentina cuenta con un potencial energético extraordinario: el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estimó en 30.728 millones de barriles los recursos de shale oil de Vaca Muerta, un volumen 92% superior al calculado en 2013 por la EIA. Sin embargo, hasta ahora solo se desarrolló el 2,7% del petróleo y el 2,1% del gas, lo que expone el desafío de transformar recursos en producción y divisas.
En cuanto a la magnitud, el informe de Economía & Energía señala que, tomando como referencia el consumo interno de 2025, los recursos de Vaca Muerta alcanzarían para abastecer la demanda argentina durante 153 años de petróleo y 145 años de gas. Por su parte, el shale gas suma 258 TCF, reforzando la proyección de largo plazo.
Durante los primeros siete meses de 2026, la balanza comercial energética acumuló un superávit de US$ 6.853 millones, un incremento del 78,4% interanual. Las exportaciones de Combustibles y Energía crecieron 50%, hasta US$ 9.151 millones, con el petróleo como protagonista: las ventas externas aumentaron 80%, alcanzando US$ 5.722 millones, gracias a mayores volúmenes (321.000 barriles diarios, +30%) y mejores precios internacionales (US$ 84/barril, +19%).
El potencial de Vaca Muerta también impulsa proyectos de gas natural licuado (GNL). Argentina busca insertarse en el mercado internacional con Southern Energy y Argentina LNG, que sumarían 18 MTPA de capacidad de licuefacción, equivalente al 3,5% de la capacidad mundial actual. Para abastecerlos será necesario incrementar en 77 millones de m³ diarios la producción nacional de gas, un salto del 54% respecto al promedio actual.
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Por su parte, el mercado mundial de GNL atraviesa una expansión: en 2025 el comercio creció 6,4%, y por primera vez el volumen licuado superó al transportado por gasoductos. Estados Unidos, Qatar y Australia concentran el 54% de la capacidad global, lo que obliga a Argentina a acelerar inversiones si quiere consolidar una posición relevante.
El crecimiento energético argentino convive con una contracara fiscal. Entre enero y julio de 2026, los subsidios energéticos alcanzaron US$ 2.684 millones, un 46% más que en el mismo período de 2025, con CAMMESA como principal receptor. En julio, sin embargo, mostraron una baja del 17% interanual, ubicándose en US$ 537 millones.
En síntesis, Vaca Muerta representa una oportunidad histórica: recursos para más de un siglo de consumo, exportaciones en alza y proyectos de GNL que podrían insertar a Argentina en el mercado global. Pero el bajo nivel de desarrollo —menos del 3%— y la dependencia de subsidios energéticos marcan el desafío de convertir potencial geológico en producción sostenida y dólares genuinos.
Neuquén concentra en el sector hidrocarburífero una proporción inédita de sueldos privados registrados: de cada $100 que se pagan en la provincia, $36 provienen directamente del oil & gas, según un informe de la Fundación Mediterránea. La masa salarial total asciende a $7.500 miles de millones (12 meses móviles a precios de marzo 2026), de los cuales $2.678 miles de millones corresponden a hidrocarburos.
En cuanto a la participación en puestos de trabajo, el sector representa el 16% del empleo privado, pero su peso en la nómina es mucho mayor debido a que paga salarios muy por encima del promedio provincial. Por su parte, la construcción (13%), el transporte (10%) y el comercio (10%) aparecen lejos en el ranking, aunque fuertemente traccionados por la actividad no convencional.
Dentro del período noviembre 2023 – marzo 2026, la masa salarial privada real de Neuquén creció 9,9%, con los rubros más dinámicos orbitando alrededor de Vaca Muerta: transporte (+29%), industria manufacturera (+22%), hoteles y restaurantes (+19%), comercio (+18%) e inmobiliario (+14%). Los hidrocarburos avanzaron un más moderado 5,2% real, pero sobre una base tan grande sumaron $132.000 millones adicionales a la nómina provincial.
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El contraste regional es marcado. Mientras Neuquén y Río Negro crecieron (9,9% y 5,8% respectivamente), las cuencas maduras retrocedieron: los hidrocarburos cayeron 27% en Chubut y 17% en Santa Cruz, arrastrando a la construcción y la industria. En paralelo, Río Negro se benefició indirectamente con un auge de la construcción (+40%) vinculado a la infraestructura que demanda Vaca Muerta para exportar hacia el Atlántico.
Por su parte, el liderazgo neuquino es una buena noticia para la provincia, que genera más empleo registrado y mejores salarios en un contexto nacional todavía rezagado (−1,9% en masa salarial real). Sin embargo, también encierra un riesgo: la dependencia de un solo motor y de un solo commodity expone a Neuquén a la volatilidad del precio internacional del crudo y al ritmo de las inversiones.
Brasil registró en julio su segundo récord mensual consecutivo de producción de hidrocarburos, con un promedio diario de 5,85 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas natural, según la Agencia Nacional del Petróleo (ANP). El volumen fue un 13,4% superior al mismo mes de 2025 y un 0,15% mayor que junio, consolidando al país como el octavo productor mundial de crudo.
En cuanto a la producción de petróleo, alcanzó los 4,49 millones de barriles diarios, un 13,6% más interanual y un 0,5% mayor que junio. Por su parte, la producción de gas natural fue de 214,9 millones de m³/día, con un incremento del 12,6% interanual, aunque con una leve caída del 1,1% respecto de junio.
El presal continúa siendo el motor de la industria: el 82,4% de la producción total provino de estas reservas en aguas ultraprofundas del Atlántico, bajo una capa de sal de dos kilómetros. Según la ANP, estas gigantescas reservas podrían ubicar a Brasil entre los cinco mayores exportadores mundiales de hidrocarburos hacia 2030.
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La estatal Petrobras se mantuvo como la mayor productora del país, con el 87,27% del total (5,11 millones de barriles diarios), incluyendo operaciones propias y en consorcios. Le siguieron Equinor (135.719 barriles/día), PRIO Forte (108.612), PRIO Tigris (103.806) y TotalEnergies (90.023).
El repunte de julio se explica por la recuperación tras la paralización de plataformas en mayo por mantenimiento. La ANP destacó que la producción provino de 278 áreas operativas, de las cuales 257 bajo concesión, con participación de 50 empresas.
La Secretaría de Energía fijó en PESOS UN MIL SETENTA Y DOS CON CUATROCIENTAS NOVENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 1.072,497) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS NOVECIENTOS OCHENTA Y DOS CON NOVECIENTAS SETENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 982,976) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la misma Ley, También para las operaciones del mes de septiembre.
La resolución 219/2026 estableció además que el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, a través de la resolución 220/2026 y en base a la Ley 27.640, Energía fijó en PESOS DOS MILLONES DOCE MIL QUINIENTOS NOVENTA Y OCHO ($ 2.012.598) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante septiembre, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
¿Cuál fue la estrategia del gobierno al evitar la distribución de dividendos de Transener durante la primera mitad del año?.
El Directorio de Transener, la mayor transportista de energía de la Argentina, aprobó este lunes la distribución de dividendos por $253.536 millones —equivalentes a unos US$169 millones— entre sus accionistas. Esa decisión estaba previsionada, en rigor, desde abril de este año y formó parte de una estrategia impulsada por el gobierno para maximizar el precio de venta obtenido por la privatización de la participación accionaria del 50% que Enarsa poseía en la compañía eléctrica.
En los primeros meses de 2026 se analizó la posibilidad de que Transener distribuyera parte de los fondos acumulados en su caja. Pero Tristán Socas, presidente Enarsa y representante del Estado en el Directorio de Transener, planteó postergar la liquidación hasta que concluyera el proceso de privatización.
El racional fue el siguiente: si los potenciales compradores sabían que Transener contaba con fondos acumulados y con una futura distribución de dividendos previsionada, podían incorporar ese flujo esperado al momento de calcular cuánto estaban dispuestos a pagar por la participación de Enarsa.
“Al recomponer las tarifas de Transener a través de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) cerrada en 2025, la decisión del gobierno fue intentar recuperar parte de ese flujo de fondos mediante un mejor precio en la privatización. Una de las acciones adoptadas en esa línea fue evitar que se liquidaran dividendos durante la primera parte del año, para que esa caja funcionara como un elemento adicional de atracción para los inversores”, explicaron en un despacho oficial.
La estrategia quedó reflejada formalmente en la asamblea celebrada en abril, cuando Enarsa todavía conservaba su participación en Citelec. En ese momento, los accionistas de Transener destinaron alrededor de $522.590 millones a una reserva para futuros dividendos.
Transener: así resultó la distribución de dividendos
El Directorio de Transener aprobó la distribución de dividendos por $253.536 millones entre sus accionistas.
De los $253,5 millones que repartirá Transener, Citilec, que posee un 52,65% del capital social de la transportista, recibirá unos US$89 millones, de los cuales unos US$44,5 millones corresponderán a Pampa Energía y la otra mitad se dividirá entre Genneia -la empresa que preside Jorge Brito- y Edison Energía -el holding que encabezan los hermanos Juan y Patricio Neuss e integran también Damián Pozzoli, Guillermo Stanley, Federico Salvai y Carlos Giovanelli- todos socios de Inverlat -junto con Luis Galli y Rubén Cherñajovsky- que recibirán aproximadamente US$22,25 millones cada una.
Edison Energía y Genneia se quedaron con el 50% de Citilec a cambio de US$356,17 millones, tras imponerse a Central Puerto, que ofertó US$301 millones y a Edenor, que ofreció US$ 230 millones, en la presentación de ofertas que se realizó el 28 de abril de este año.
Finalmente, el 48% restante que se repartirá, irá una parte para para los Fondos de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de ANSES -que tiene un 19% Transener- y el resto, para los accionistas que tienen participación en la Bolsa.
La Secretaría de Energía comunicó una variación circunstancial para el mes de setiembre en la “bonificación” que se aplica al consumo base de energía eléctrica para los usuarios residenciales que aún conservan un subsidio parcial en la tarifa del servicio.
Describió que “ante la actual suba internacional de los costos energéticos (del petróleo y el gas), que de aplicarse el esquema original hubiera implicado un salto más pronunciado en las facturas de los hogares, se estableció que, en el marco de los cuadros tarifarios de septiembre publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), se eleve el tope de consumo bonificable de energía eléctrica a 200 kWh mensuales, en lugar de la baja a 150 kWh que estaba prevista en el cronograma establecido a comienzos de este año con la implementación del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
“Como resultado de esta y otras decisiones tarifarias, el aumento promedio en las facturas de septiembre será de: 1,75 % en electricidad y 1,40 % en gas natural, por debajo del 2,1 % de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC”.
Esta medida aplica, en electricidad, a los usuarios de EDENOR y EDESUR en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), jurisdicción donde el Gobierno Nacional tiene competencia. En el caso del gas natural, la medida rige a nivel nacional, dado que la regulación es de alcance federal.
En paralelo, el Gobierno incrementó la “bonificación extraordinaria” en electricidad al 25 % (que sumada a la bonificación base del 50 % lleva la cifra total al 75 %), mientras que en gas natural la bonificación extraordinaria se ubica en 24,5 % (llevando el número total al 74,5 por ciento.
Energía señaló que “con esta medida, el Gobierno Nacional refuerza su compromiso de proteger a los más vulnerables sin resignar el proceso de normalización tarifaria ni las metas fiscales”.
El ducto submarino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) tendrá 7 kilómetros.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la principal plataforma exportadora de petróleo del país, tiene previsto entrar en operación a fin de año o principios de 2027. Antes, el consorcio de ocho compañías lideradas por YPF que impulsan el proyecto tiene que terminar la obra de infraestructura offshore en Punta Colorada (Río Negro). EconoJournal accedió al cronograma oficial del último cuatrimestre de la obra marina, la etapa de mayor avance en los puntos críticos y exigencia constructiva.
En diciembre está previsto que terminen las últimas conexiones del sistema offshore y se realicen las pruebas operativas y de seguridad. El foco del último tramo de la obra estará puesto en la construcción del ducto submarino de siete kilómetros y la integración de los distintos componentes del sistema de exportación. Allegados al consorcio VMOS explicaron a EconoJournal que “cada etapa incluye pruebas y verificaciones bajo estrictos estándares de seguridad e integridad operacional”.
Las monoboyas, el ducto submarino y los PLEMs (Pipeline End Manifolds), que son las piezas metalúrgicas que unen a los ductos rígidos que vienen desde la costa con las mangueras flexibles que suben hacia a la superficie hasta las terminales flotantes, conforman un único sistema integrado que permitirá la carga offshore a los buques de gran porte(Very Large Crude Carrier -VLCC-).
Las dos monoboyas (llamadas técnicamente Single Point Mooring) permitirán la carga de los superpetroleros que transportan hasta dos millones de barriles de petróleo con un tiempo por buque de 44,5 horas, según los calculados de VMOS.
El sistema de monoboyas permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes. Esta es una característica clave de la terminal que tendrá VMOS porque garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas. El sistema de fondeo en el lecho marino lo instala un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA.
Cómo es el cronograma de la obra marina del VMOS
Los trabajos de la obra marina del VMOS incluyen al ducto submarino, las monoboyas y los PLEMs, entre otros componentes.
Fuentes del consorcio VMOS anticiparon a este medio que durante septiembre se harán los trabajos de consolidación de la obra marina iniciados en agosto, que estarán concentrados principalmente en las actividades de soldadura y el tendido de infraestructura submarina.
En octubre está previsto finalizar la obra de construcción del ducto offshore. Además, se terminarán los trabajos de perforación horizontal dirigida (HDD, por sus siglas en inglés), que permitirán conectar la infraestructura terrestre con el ingreso submarino del ducto offshore. Además se harán las pruebas de hermeticidad e integridad del ducto marino.
En Noviembre se avanzará con la etapa de integración del conjunto del sistema offshore. En estos trabajos está incluido desde el ducto submarino hasta la instalación y conexión de componentes clave como las monoboyas y los PLEMs, entre otros. “También se desarrollarán las tareas de verificación técnica y puesta a punto de los sistemas”, explicaron desde VMOS.
El último mes de la obra submarina será diciembre, donde las actividades estarán enfocadas en la finalización de las conexiones offshore. También en diciembre el consorcio VMOS tendrá las conclusiones de las pruebas operativas y de seguridad de las instalaciones. “Fin de año significará la culminación de la obra marina y el cierre de uno de los principales hitos constructivos del proyecto”, afirmaron desde el consorcio.
VMOS: plataforma de exportación
El ducto submarino de 7 kilómetros es la continuidad del oleoducto de 437 kilómetros de extensión que nace en Allen.
El proyecto VMOS es llevado adelante por el consorcio conformado por las compañías YPF, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Vista Energy, Chevron, Tecpetrol y Shell. También tiene una participación GyP, la empresa provincial de Neuquén. Su primera exportación está prevista para a comienzos de 2027.
El ducto submarino desiete kilómetros es la continuidad del oleoducto de 437 kilómetros de extensión que nace en Allen y que permitirá transportar hasta la costa de Río Negro petróleo de distintas áreas no convencionales de Vaca Muerta. El conjunto de la obra demandará una inversión de alrededor de US$ 3.000 millones.
VMOS tiene una proyección de capacidad de transporte de crudo de exportación en la etapa inicial de 180.000 barriles diarios de petróleo (bdp). Para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 bdp y para la tercera fase se espera alcanzar una capacidad de 550.000 bdp.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se reunió este martes con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo que permite el desarrollo de la transformación digital de la construcción de pozos. La compañía estadounidense es la que provee el software para el Real Time Intelligence Center (RTIC), basado en datos, analítica avanzada e inteligencia artificial de la petrolera.
Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, instalado en la Torre Corporativa de YPF en Puerto Madero, Corva se viene consolidando como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.
YPF explicó que «esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión«.
El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.
El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas, escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.
El RTIC es el cerebro de Vaca Muerta para YPF
Ubicado en el Piso 26 de la Torre de YPF, la compañía inauguró en diciembre de 2024 el Real Time Intelligence Center (RTIC), el centro de operaciones para la toma de decisiones en tiempo real de la actividad de perforación y terminación de pozos.
La sala funciona las 24 horas los 7 días de la semana. Trabajan en ella 88 profesionales en 7 unidades operativas: 5 para la perforación de pozos desde donde se controlan los 20 equipos de torre que operan en Vaca Muerta; y 2 de terminación desde donde se pueden controlar hasta 8 sets de fractura simultáneamente.
En el centro se analizan en tiempo real cientos de variables e indicadore con millones de datos diarios para contribuir a tomar las mejores decisiones en el campo. La conectividad con Starlink permitió bajar considerablemente el tiempo de transmisión de datos y se disponen cámaras que permiten ver lo que ocurre en el campo en tiempo real.
Con toda esta información, sumado a la utilización de elementos de la IA, los operadores de la sala puedan tomar -segundo a segundo- las mejores decisiones para que cada pozo en Vaca Muerta sea el mejor, fijando, al mismo tiempo, un nuevo estándar.
YPF inauguró la nueva Sala RTIC Security, el principal centro de comando y control de seguridad de la compañía, desde donde se realiza el monitoreo, el análisis y la gestión integral de incidentes en más de 520 activos críticos, entre ellos refinerías, terminales, estaciones de servicio y otros puntos estratégicos para la operación de sus negocios.
La nueva sala opera de manera ininterrumpida, las 24 horas del día, los 365 días del año, con 19 puestos operativos que brindan cobertura permanente. Desde allí se integran más de 6.500 cámaras al sistema corporativo de videovigilancia y se centraliza la información para la gestión de eventos de seguridad, que permite optimizar los tiempos de respuesta, mejorar la trazabilidad de los incidentes y fortalecer la capacidad de análisis e inteligencia operacional.
“Esta nueva Sala RTIC Security nos permite anticiparnos, tomar mejores decisiones y proteger nuestros activos con los más altos estándares, acompañando los desafíos de una operación cada vez más eficiente y segura”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Como parte de esta transformación, la compañía incorporó un sistema de monitoreo aéreo remoto integrado por 11 drones operativos, cinco de ellos con capacidad de despliegue autónomo desde estaciones fijas ubicadas en activos prioritarios. El 100% de las operaciones aéreas son gestionadas de forma remota desde la Sala RTIC por pilotos certificados.
Inauguramos la nueva Sala RTIC Security, desde donde monitoreamos en tiempo real la seguridad de nuestros activos y de nuestra gente. Con este paso completamos la aplicación de la metodología real time en toda nuestra cadena de valor interna.
Con esta incorporación, YPF continúa impulsando la digitalización de sus operaciones y consolidando un modelo de seguridad basado en tecnología, inteligencia operativa y prevención, alineado con los más altos estándares de la industria energética.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó una actualización de los cuadros tarifarios del servicio eléctrico para las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, que impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior desde el mes de septiembre. Esta suba se suma a otras que impactarán en las familias bonaerenses.
La medida publicada este lunes en el Boletín Oficial a través de la Resolución 682/2026 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, impactará en las tarifas del próximo mes con ajustes que van del 1 al 2,4%. Las subas se darán en el cargo fijo (haya o no consumo) y en el cargo variable.
El incremento se compone de dos factores: una suba del 5,6% en el precio mayorista de la energía dispuesta por la Secretaría de Energía de la Nación, vigente desde el 1° de agosto, y un ajuste del 1,8% en el valor agregado de distribución (VAD) para el mes de septiembre. La combinación de ambos factores derivará en subas en las boletas, según se trate de usuarios con o sin subsidio.
De acuerdo al detalle oficial, un usuario residencial sin subsidios con un consumo de 150 kWh mensuales pasará de pagar $55.550 a $56.900 por mes, impuestos incluidos. En tanto, un usuario con subsidios que abonaba $37.500 pasará a pagar $38.000 mensuales, también con impuestos.
El Gobierno provincial precisó además la composición de las facturas: el 40% corresponde al costo nacional de la energía, el 33% a los ingresos de las distribuidoras (que incluye el Agregado Tarifario destinado a obras) y el 27% restante a impuestos nacionales y provinciales.
Cuidar el consumo
Frente a estas subas, las autoridades bonaerenses mostraron su preocupación por el aumento del consumo de luz y su impacto en las facturas. “Durante este invierno, las bajas temperaturas registradas generar un fuerte incremento del consumo de energía eléctrica en los hogares que utilizan electricidad como fuente de calefacción”, indicaron. Y recordaron que “el aumento del consumo puede tener un impacto significativo en el monto final de las facturas, especialmente cuando los usuarios superan determinados niveles de consumo y, como consecuencia, cambian de categoría”.
En este escenario, el Gobierno puso a disposición un simulador de facturación. Esta herramienta permite estimar el monto de la factura y conocer cómo se compone el valor final del servicio. El simulador es parte del Portal Energético de la Provincia de Buenos Aires (PEBA), una plataforma que permite identificar el rango de consumo, pero también consultar, visualizar y descargar estadísticas actualizadas sobre demanda eléctrica, generación por fuente, energías renovables, infraestructura energética, eficiencia energética y generación distribuida.
Finalmente, la Provincia estableció que la distribuidora Edelap deberá aplicar en la próxima factura una bonificación del 20% de los conceptos eléctricos facturados por cada 24 horas sin suministro a los usuarios afectados por la salida de servicio de la Estación Transformadora Tolosa 132 kV, ocurrida el 17 de agosto en la ciudad de La Plata y que dejó sin luz a unas 65.000 personas.
Según el texto oficial, si el corte fue menor o mayor a ese lapso, la bonificación se calculará a razón de 0,80% por cada hora sin servicio, hasta la restitución normal del suministro. La resolución dispone además que la compañía deberá dar un tratamiento ágil a los reclamos por resarcimiento de daños de los usuarios afectados por ese episodio.
El Gobierno volvió a postergar la actualización de los impuestos a los combustibles que debía implementarse el 1° de septiembre, y se pasó al 1° de octubre, para contener subas en el precio de las naftas y el gasoil y su consecuente traslado a los costos.
La medida se implementó a través del Decreto 829/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El texto extiende hasta el 30 de septiembre el esquema vigente y concentra para octubre los incrementos que todavía están pendientes, correspondientes a 2024 y 2025, además del primer y segundo trimestre de 2026.
Los tributos alcanzados son el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Impuesto al Dióxido de Carbono, cuyos valores deben actualizarse trimestralmente de acuerdo con la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), aunque el Ejecutivo viene aplicando los incrementos de manera parcial y postergando los saldos pendientes. Ya se pospuso 13 veces desde 2024.
El nuevo decreto establece expresamente que el incremento total pendiente comenzará a tener efecto sobre la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de octubre. En los fundamentos del decreto, el Gobierno señaló que la postergación busca “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible” y consideró necesario diferir nuevamente los incrementos.
Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) pasó de representar el 8,9% del precio de la nafta súper en noviembre de 2023 al 19,25% en julio de 2026.
La formación de Vaca Muerta se convirtió en el epicentro de una fuerte apuesta de inversión por parte de las empresas petroleras que operan en Argentina. En el Senado, el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, detalló que las compañías ya presentaron 17 proyectos bajo el RIGI por un total de USD 145.380 millones.
Durante su exposición ante el plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Ormachea explicó que seis proyectos ya obtuvieron aprobación técnica, con inversiones comprometidas por USD 30.860 millones, lo que refleja el interés de las compañías en acelerar desembolsos en producción, transporte e infraestructura energética.
El dirigente empresarial subrayó que el desarrollo de Vaca Muerta aparece como uno de los principales motores del plan de crecimiento de la industria para los próximos años. Según la CEPH, el objetivo es aumentar de manera significativa la producción y convertir ese crecimiento en mayores exportaciones y generación de divisas.
En materia de proyecciones, para 2035 Argentina podría alcanzar una producción de 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de metros cúbicos de gas por día. Actualmente, la producción se ubica en torno a 918.000 barriles diarios de crudo y 160 millones de m³ de gas en invierno, lo que muestra el salto esperado en la próxima década.
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Respecto a las exportaciones, la CEPH calcula que las ventas externas de petróleo y gas podrían llegar a USD 30.000 millones en 2030 y alcanzar USD 40.000 millones en 2035. A la vez, el sector de upstream podría generar un saldo positivo de la balanza comercial de USD 28.000 millones en 2030 y USD 38.000 millones en 2035.
Para sostener ese crecimiento, las empresas deberán invertir alrededor de USD 15.000 millones por año hasta 2030, destinados al desarrollo de yacimientos y a la infraestructura directamente relacionada con la producción y el transporte. En los primeros años, una parte importante de esos fondos se orientará a plantas, instalaciones y obras necesarias para acompañar el crecimiento.
En el plano laboral, la industria energética prevé multiplicar por 2,5 la cantidad de empleos directos, superando las 100.000 posiciones, mientras que el efecto sobre proveedores y servicios podría llevar la cifra a más de 500.000 puestos de trabajo hacia 2030.
El RIGI busca mejorar las condiciones para inversiones de gran escala, especialmente en sectores como hidrocarburos, donde los desembolsos iniciales son elevados y la recuperación del capital puede demandar varios años. En ese marco, Vaca Muerta ya no es vista solo como fuente de abastecimiento interno, sino como plataforma para competir en el mercado internacional.
La Secretaría de Energía elevó de 150 a 200 kilovatios hora mensuales el bloque de consumo eléctrico alcanzado por los subsidios focalizados durante septiembre.
La modificación fue establecida mediante la Resolución 221/2026 y se aplicará a los usuarios beneficiarios con independencia de la zona bioambiental en la que residan.
La decisión amplía en 50 kWh el consumo mensual sobre el cual podrá aplicarse la bonificación correspondiente al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.
El nuevo bloque de 200 kWh también será utilizado para calcular la bonificación extraordinaria del 25% dispuesta por el Gobierno para septiembre.
Los consumos que superen el volumen subsidiado serán facturados sin ese beneficio, de acuerdo con los precios y cuadros tarifarios vigentes.
La medida tendrá carácter excepcional para septiembre y deberá ser implementada por las distribuidoras en la facturación correspondiente.
El impacto final dependerá del consumo de cada hogar, la tarifa de su jurisdicción y los restantes componentes incluidos en la factura.
El Gobierno de Javier Milei dispuso aumentos en las tarifas energéticas que elevarán 1,75% las facturas de electricidad para el Área Metropolitana (AMBA) y 1,40% las de gas natural para todo el país en septiembre. Las cifras se ubican por debajo de la inflación de julio, que fue 2,1%.
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) publicadas en el Boletín Oficial este martes con las firmas de su vicepresidente, Vicente Serra, y los vocales Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Falzone.
Con el nuevo esquema, el aumento promedio de las facturas será de 1,75% para la electricidad y de 1,40% para el gas natural, por debajo del 2,1% de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC, recalcaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.
En este contexto, las tarifas energéticas vuelven a actualizarse mientras las proyecciones privadas anticipan una inflación cercana al 1,8% para septiembre, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) elaborado por el Banco Central.
Posco Argentina, subsidiaria de Posco Holdings Inc., consiguió un financiamiento de USD 700 millones de BID Invest para ampliar el proyecto Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, entre Salta y Catamarca. La operación permitirá escalar la producción de litio y consolidar la participación del país en la cadena global de minerales críticos.
En cuanto a la estructura financiera, el paquete se organiza bajo un esquema de préstamos A/B: un préstamo directo de USD 250 millones otorgado por BID Invest y la movilización de hasta USD 450 millones adicionales provenientes de instituciones financieras internacionales. El objetivo es cubrir las necesidades de financiamiento durante la puesta en marcha y el escalamiento operativo de las dos plantas de Posco Argentina.
Por su parte, el proyecto contempla la construcción y operación de dos instalaciones: una destinada a la producción de hidróxido de litio y otra de carbonato de litio, ambas incluidas en el RIGI impulsado por el Gobierno. Con esta expansión, se prevé alcanzar una producción anual de 48.000 toneladas de compuestos de litio, fundamentales para la fabricación de baterías.
Además del impacto productivo, la iniciativa generará alrededor de 620 empleos permanentes y nuevas oportunidades para proveedores locales y regionales de bienes y servicios. Según BID Invest, el proyecto busca avanzar hacia segmentos de mayor valor agregado dentro de la cadena global de suministro de minerales críticos.
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En el plano regional, la operación se enmarca en IDB LAC Minerals, una iniciativa del Grupo BID orientada al desarrollo de cadenas de suministro más seguras y con mayor valor agregado en América Latina y el Caribe. “Esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región”, señaló James Scriven, gerente general del organismo.
A nivel institucional, el financiamiento incluye también un Plan de Acción Ambiental y Social y un Plan de Acción de Gobierno Corporativo, diseñados para fortalecer la gestión de riesgos, el relacionamiento con comunidades y las prácticas de gobernanza corporativa. El objetivo es reforzar los estándares de sostenibilidad y garantizar una operación con capacidad de desarrollarse en el largo plazo.
Con la ampliación de Sal de Oro, Posco busca incrementar su producción de compuestos de litio en Argentina y avanzar en el procesamiento local de productos destinados a la industria de baterías. El proyecto se inserta en un contexto de creciente demanda global de minerales críticos para la transición energética.
Para la Argentina este financiamiento representa un paso clave en la consolidación de su rol como proveedor estratégico de litio, aportando inversión extranjera, empleo y desarrollo regional, además de fortalecer la competitividad del país en la cadena global de energía limpia.
El Gobierno de Río Negro y Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval) firmaron el convenio que permitirá avanzar con el proyecto Duplicar Norte, una obra clave para ampliar la capacidad de transporte del petróleo producido en Vaca Muerta y fortalecer la infraestructura energética hacia la costa atlántica.
En Cipolletti, el acuerdo fue suscripto por el gobernador Alberto Weretilneck junto a los representantes de Oldelval, Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será enviado en los próximos días a la Legislatura provincial para su tratamiento. Según el mandatario, la concreción del proyecto responde a una estrategia de largo plazo para consolidar a Río Negro como actor central en el desarrollo energético argentino.
Por su parte, Duplicar Norte contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros de longitud y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro. Del total de la traza, 146 kilómetros atravesarán territorio rionegrino, incluyendo el tramo entre Crucero Catriel y Allen.
En cuanto al avance de obra, durante agosto se alcanzó un 50% general, con más del 80% de los cruces especiales completados, entre ellos el paso subterráneo bajo la Ruta Nacional 151, considerado uno de los trabajos de mayor complejidad técnica. La primera etapa está prevista para entrar en operación hacia fines de 2026, con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios.
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Posteriormente, el sistema será ampliado hasta alcanzar una capacidad de 500.000 barriles diarios en 2027, incrementando significativamente la infraestructura disponible para transportar la producción de Vaca Muerta. Una vez en Allen, el ducto se integrará al sistema de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando un corredor logístico hacia la terminal exportadora de Punta Colorada.
En materia económica, el convenio firmado establece un Aporte al Desarrollo Territorial de USD 4,64 millones, destinado exclusivamente a obras y equipamiento para mejorar la calidad de vida de los rionegrinos y fortalecer la competitividad provincial. Oldelval abonará también una tasa anual de USD 200.000 para tareas de control y fiscalización, junto con la Tasa Ambiental prevista en la legislación provincial.
A su vez, la incorporación de Duplicar Norte se suma a otras obras estratégicas en curso, como el oleoducto VMOS, la terminal exportadora de Punta Colorada y los proyectos vinculados a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Con este conjunto de inversiones, Río Negro busca consolidarse como uno de los principales nodos logísticos de la energía argentina.
Para el Gobierno provincial estas inversiones no solo fortalecen la competitividad energética del país, sino que también deben traducirse en empleo, desarrollo de proveedores, nuevas obras e infraestructura que beneficien de manera directa a las comunidades rionegrinas y acompañen el crecimiento económico de las próximas décadas.
Una reciente licitación de 15 bloques de Vaca Muerta, organizada por Gas y Petróleo de Neuquén, recibió ofertas únicamente por ocho áreas. El resultado expone las dificultades que enfrenta Argentina para atraer capitales internacionales, incluso en uno de sus sectores más estratégicos.
En paralelo, el debate por el Súper RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), que ya cuenta con media sanción en el Congreso, suma tensión al escenario. La iniciativa propone reducciones impositivas y ventajas fiscales para sectores como energía, movilidad eléctrica, centros de datos e industrialización de recursos naturales.
Desde el ámbito técnico, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, defendió la herramienta. Según el especialista, Argentina necesita un incentivo adicional para reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales y así atraer inversiones multimillonarias.
Díaz destacó además el potencial de los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial para aprovechar el gas de Vaca Muerta y añadir valor a la cadena productiva.
Por otro lado, el exministro de Energía Juan José Aranguren cuestionó la necesidad de un nuevo régimen con beneficios tan amplios. “¿Por qué necesito un Súper RIGI para eso? ¿Por qué con el RIGI actual no es suficiente?”, planteó, sugiriendo que el país debería ser más selectivo en los sectores a competir.
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También crítico, Gustavo Lopetegui advirtió que una reducción impositiva de tal magnitud no puede convertirse en política económica general. “No me gusta porque no es sostenible ni extrapolable al resto de la economía, aunque a la Argentina le vaya bien, porque no podemos tener un 15% de tasa de impuestos a las Ganancias”, afirmó.
Aun así, Aranguren reivindicó el impacto positivo que el RIGI original ya tuvo en energía y minería. Para el exministro, este régimen proporcionó previsibilidad para transformar recursos naturales en producción, exportaciones y divisas, siendo “la última gran apuesta para darle cierta certeza a un sector”.
En conjunto, los tres participantes del debate coincidieron en que el RIGI generó un cambio significativo en sectores como Vaca Muerta. Se estima que hay proyectos por hasta USD 180.000 millones en desarrollo y que, de concretarse las iniciativas ya aprobadas, se invertirían unos USD 70.000 millones en los próximos dos o tres años.
El desafío persiste en cómo mantener este proceso de inversión sin generar un esquema de beneficios fiscales insostenible para el resto de la economía. La incertidumbre sobre las reglas futuras y el historial regulatorio en el sector energético también pesan sobre las decisiones de los inversores extranjeros, como se evidenció en la ausencia de ofertas internacionales para la venta de Metrogas.
Argentina alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 916.200 barriles diarios, lo que representa un incremento del 17,2% respecto del mismo mes del año pasado. El dato confirma la transformación del mapa energético nacional: más del 70% de ese volumen provino de Vaca Muerta, consolidada como el motor del crecimiento hidrocarburífero argentino.
Por su parte, la producción en la formación neuquina llegó a 643.100 barriles diarios, un 26,4% más que en julio de 2025. El salto productivo refleja el peso creciente de los hidrocarburos no convencionales y el avance sostenido de la producción privada, que hoy explica la mayor parte del incremento nacional.
En el frente externo, el impacto también se observa en las exportaciones. Entre enero y julio de 2026, las ventas de crudo generaron USD 5.722 millones, un 59,2% más que en igual período de 2025. Solo en julio, las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, frente a USD 418 millones un año atrás, lo que implicó un salto interanual del 144,4%.
Asimismo, el conjunto del sector energético acompañó esa tendencia: las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 1.506 millones en julio, un 97,8% más que en 2025, mientras que las importaciones de combustibles y lubricantes retrocedieron 7,3% interanual, hasta USD 614 millones.
En paralelo, un estudio del IAPG, realizado a pedido de la Secretaría de Energía, elevó a 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de petróleo en Vaca Muerta. La cifra representa un incremento del 89% frente a la estimación de la EIA en 2013 (16.220 millones).
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El informe atribuye el cambio a tres factores técnicos: un 22% más de área prospectiva útil, un 39% más de espesor de roca viable y un 54% más en el factor de recuperación gracias a mejoras tecnológicas.
De esta manera, la revisión del potencial cobra otra dimensión frente a los actuales niveles de producción. Con más de 643.000 barriles diarios, Vaca Muerta muestra que todavía existe margen para ampliar la escala del desarrollo, siempre que se resuelvan los desafíos de infraestructura para transportar y colocar mayores volúmenes en los mercados internacionales.
El crecimiento también se extiende al gas natural. La producción nacional alcanzó 158,8 millones de m³ diarios en julio, mientras que en Vaca Muerta llegó a 96,5 millones de m³ diarios, un 5,9% más que un año atrás. De esta manera, la formación neuquina ya explica el 61% del gas producido en Argentina.
En conclusión, el récord petrolero de julio confirma que Vaca Muerta no solo es el motor de la producción energética argentina, sino también la base de un nuevo perfil exportador. El desafío inmediato será acompañar ese salto con infraestructura y financiamiento que permitan sostener el crecimiento y aprovechar plenamente el potencial de la formación.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, inició una misión oficial en Estados Unidos con dos objetivos estratégicos: atraer inversiones para Vaca Muerta y poner en marcha un plan vial de 1.000 kilómetros de rutas que acompañe la expansión del shale neuquino. La gira incluye escalas en Washington y Houston, donde se combinarán gestiones políticas, financieras y empresariales.
Durante su paso por Washington, Figueroa se reunirá con el embajador argentino Alejandro Oxenford y participará de un encuentro con inversores en la sede diplomática. La agenda contempla la presentación de proyectos vinculados al Gas Natural Licuado (GNL) y reuniones con autoridades del Banco Mundial para explorar alternativas de financiamiento.
Entre los invitados figura Harold Hamm, fundador de Continental Resources, referente del shale en Estados Unidos, lo que refleja el interés internacional por la experiencia neuquina.
Además, la misión incluye reuniones políticas con funcionarios del Departamento de Estado, como Juan Pablo Segura, subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental. El objetivo es ampliar el respaldo institucional y abrir nuevas puertas de acceso a capitales que permitan sostener el salto productivo de la cuenca neuquina.
En Houston, epicentro mundial de la industria energética, Figueroa avanzará en un acuerdo de financiamiento con las principales operadoras de Vaca Muerta —YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy— para iniciar obras viales estratégicas.
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El plan prevé pavimentar 1.000 kilómetros de rutas antes de fin de año, con prioridad en los corredores utilizados por la industria hidrocarburífera. Entre los primeros trabajos se destacan la pavimentación de la Ruta Provincial 8, entre la Ruta 6 y el Camino de Tortuga, además de intervenciones en las rutas 6, 51 y 7, claves para el transporte de insumos, equipos y trabajadores.
La presión sobre la red vial neuquina se intensificó con el crecimiento de la producción no convencional. La perforación y fractura de pozos requieren un movimiento constante de camiones para trasladar arena, agua y maquinaria. Por eso, mejorar las rutas dejó de ser una cuestión de conectividad y pasó a ser una condición indispensable para sostener la expansión de Vaca Muerta.
Con este acuerdo, las operadoras buscan suplir la insuficiencia de recursos públicos y acelerar la ejecución de obras. La lógica es que las empresas financien la infraestructura que necesitan para optimizar su logística, mientras la provincia garantiza seguridad vial y reducción de costos de transporte.
En resumidas cuentas, la misión de Figueroa en Washington y Houston apunta a combinar capitales, energía e infraestructura en una misma agenda: atraer inversiones internacionales para profundizar el desarrollo de Vaca Muerta y generar las condiciones para que ese crecimiento se sostenga en el tiempo.
La llegada del primer equipo perforador propio de CGC al flanco norte de Santa Cruz marca un hito en la estrategia provincial para estabilizar la producción hidrocarburífera.
El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, celebró el arribo de la maquinaria y fijó como meta alcanzar los 5.000 metros cúbicos diarios para frenar el declive que arrastran las áreas convencionales desde 2017.
En declaraciones a LU12 AM680, Álvarez explicó que el equipo, de tipo Flex y con 1.000 caballos de potencia, operará en el yacimiento Tres Picos de Cañadón León. “Que este primer equipo ya haya llegado y en los próximos días esté perforando es un avance muy importante para la provincia”, sostuvo el funcionario.
De manera complementaria, el plan contempla 31 perforaciones comprometidas por prórroga contractual: nueve se ejecutarán en lo que resta de 2026 y 22 durante 2027. La decisión de CGC de adquirir un equipo propio busca garantizar continuidad en el flanco norte y dinamizar la actividad hidrocarburífera en un contexto de reordenamiento tras la salida de YPF de los campos convencionales.
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Paralelamente, otras operadoras privadas como Crown Point y Quintana sumarán perforaciones, mientras YPF avanza con la campaña de abandono de pozos acordada en un memorándum con la provincia. Este esquema de transición apunta a sostener la producción y los empleos directos e indirectos en las localidades petroleras.
Por su parte, Álvarez destacó la articulación institucional que acompaña el proceso, con participación del Ejecutivo provincial, intendentes, concejales, legisladores y sindicatos como SIPGER, petroleros jerárquicos y de la construcción. “Que todas las áreas sociales de la provincia y las instituciones estemos trabajando con un mismo objetivo de mayor inversión, mayor producción y estabilización de los puestos de trabajo es importantísimo”, afirmó.
Para cerrar el ministro subrayó que alcanzar los 5.000 m³ diarios permitirá “ganarle al declive” y consolidar la recuperación económica en los municipios del flanco norte. La meta productiva se presenta como condición clave para que la actividad derrame en las comunidades y sostenga el empleo en la región.
La Municipalidad de Rawson supervisa el avance de la obra de red de gas en las Áreas 12 y 13, que beneficiará a más de 700 familias de la ciudad. Los trabajos se concentran actualmente en el cruce subterráneo bajo la avenida Antártida Argentina, en la intersección de la rotonda frente al Club Defensores de la Ribera, en dirección al puente Néstor Kirchner.
En la verificación de tareas, el secretario de Planificación y Desarrollo Urbano, Pablo Villalobos, destacó que la obra está a cargo de la empresa CYMSEG S.R.L. con intervención técnica de Camuzzi Gas del Sur. Desde el municipio se realiza el seguimiento para garantizar cumplimiento en tiempo y forma.
De manera complementaria, la planificación contempla ampliar la red hacia nuevos sectores como COBIPOL, el lotear Etapa 1, el Área 19 (ex-IAC), chacras en la Ruta 7, Aldea Casablanca y el barrio Sindicato 711 Lotes. En este último caso, la red de gas se ejecutará una vez finalizada la obra de agua potable.
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Respecto del financiamiento, Villalobos explicó que el mayor aporte proviene de los vecinos, mediante un plan de pago en 12 cuotas. La Provincia de Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, destinó fondos para concretar el cruce del río Chubut. Además, Camuzzi reconocerá el monto abonado por los vecinos como consumo futuro.
Por su parte, el funcionario subrayó que la obra forma parte de un plan integral de expansión de servicios básicos en Rawson. “Es un servicio fundamental para la calidad de vida de los vecinos y para nosotros es muy importante poder seguir trabajando para que estas obras se concreten”, señaló Villalobos.
La combinación de financiamiento vecinal y provincial, junto con la gestión municipal, marca un esquema innovador para la ejecución de infraestructura energética en la ciudad. El proyecto refuerza la política de descentralización de servicios y mejora la cobertura de gas en sectores en crecimiento.
El área Bajo del Choique–La Invernada, operada por Pluspetrol en Vaca Muerta, registró el mayor crecimiento mensual de producción de petróleo en julio 2026. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el bloque aumentó 13,66% frente a junio, pasando de 39.800 a 45.283 barriles diarios.
En el ranking nacional, este repunte convirtió al área en la de mayor incremento dentro del top 10, con una participación del 4,93% en la producción total del país. La variación se destacó en un mes en el que la mayoría de los bloques líderes mostraron cambios moderados, de un dígito.
De manera paralela, la producción nacional alcanzó un nuevo récord histórico: 901.512 barriles diarios en julio, un 0,13% más que en junio y 12,11% por encima del mismo mes de 2025. Con gasolina estabilizada, el total ascendió a 918.181 barriles diarios.
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Por su parte, la Cuenca Neuquina volvió a ser el motor del sector, con 712.416 barriles diarios, equivalente al 79% de la producción nacional. En este contexto, Vaca Muerta continúa ampliando su peso en el mapa energético argentino.
Dentro del top 10, YPF mantuvo el liderazgo con Loma Campana (85.244 bbl/d), La Amarga Chica (84.558 bbl/d) y Bandurria Sur (61.402 bbl/d). Sin embargo, la novedad la aportó Pluspetrol, que logró posicionar Bajo del Choique–La Invernada entre los primeros seis gracias a su salto mensual.
Finalmente, Vista Energy con Bajada del Palo Oeste y otros bloques convencionales como Cerro Dragón (Pan American Energy) y Manantiales Behr (PECOM) completaron el listado. Chevron, con El Trapial Este, cerró el ranking con 21.892 barriles diarios y una caída de 4,99% frente a junio.
El bloque subsidiado de electricidad se eleva en septiembre de 150 a 200 kWh. Por encima de ese consumo, los usuarios pagan tarifa plena.
El gobierno decidió suavizar el recorte del bloque subsidiado para los consumos residenciales de electricidad. En el cronograma original estaba previsto una baja de 300 a 150 kWh a partir de septiembre, pero decidió que el subsidio cubra los primeros 200 kWh. Al mismo tiempo, incrementará el porcentaje que bonifica sobre el precio estacional de la energía eléctrica de 66,59% a 75%.
En el caso del gas natural, en cambio, la bonificación se reduce levemente de 75% a 74,5%, aunque sigue estando muy por encima del beneficio que se había programado a comienzos de año y que luego se reforzó por el impacto que provocó la guerra de Medio Oriente en los precios internacionales del gas natural y del GLP.
En lo que respecta a las tarifas de electricidad, en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) realizada el jueves pasado se informó que el Valor Agregado de Distribución (VAD) de Edenor va a aumentar en septiembre 1,67% y el de Edesur 1,60%, aunque ese cálculo aún no incorporaba la variación de los precios de la energía mayorista que se conocerá en las próximas horas.
En el caso del gas natural, se mencionó que la suba de la factura promedio país para usuarios residenciales iba a ser de 1,28% si la bonificación para los subsidiados se mantenía en 75%, pero como cayó a 74,5% se supone que terminará siendo levemente mayor.
Suavizan el recorte del bloque subsidiado para electricidad
El Régimen de Subsidios Focalizados eliminó en enero, a través del decreto 943/25, el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplazó por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado.
En el caso de la electricidad, esa norma y sus reglamentaciones complementarias establecieron que el bloque subsidiado en enero, febrero y diciembre es de 550 kWh/mes para las zonas muy cálidas, 370 kWh/mes para las zonas cálidas y 300 kWh/mes para el resto.
Por fuera de ese trimestre, los valores se unifican en todo el país. En mayo, junio, julio y agosto debe ser de 300 kWh/mes, mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre baja a 150 kWh/mes. Eso implica que a partir de este mes de septiembre la bonificación tenía que bajar de 300 a 150 kWh/mes, pero el gobierno decidió que, al menos durante septiembre, el bloque subsidiado sea de 200 kWh/mes. Por encima de ese consumo los usuarios que reciben subsidio pagarán la tarifa plena.
En la resolución 221/2026 firmada este lunes y que saldrá publicada en las próximas horas se justifica ese cambio del siguiente modo: “La experiencia recogida durante la implementación del Régimen SEF, así como el análisis de la información disponible respecto de los patrones de consumo residencial de energía eléctrica, permite advertir la conveniencia de revisar el volumen de consumo base aplicable para el mes de septiembre de 2026, a fin de adecuarlo a las necesidades de consumo indispensable de los hogares beneficiarios.
Aumento de la bonificación para el consumo de electricidad
Dentro de ese bloque subsidiado, el gobierno decidió incrementar el porcentaje que bonifica sobre el precio estacional de la energía eléctrica de 66,59% a 75%.
El decreto 943/25 establecióuna bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado y creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y estaba previsto que se reduzca de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Sin embargo, el gobierno ha venido modificando esa bonificación transitoria y la mantuvo más alta de lo previsto inicialmente.
Por ejemplo, según el cronograma original en agosto debía haber sido de 59,09% (50% +9,09% de bonificación transitoria), pero fue de 66,59% (50%+16,59% de bonificación transitoria fijada por la resolución 187/26 del 30 de julio).
La Secretaría de Energía ahora dio un paso más allá y subió al 25% la bonificación transitoria para los consumos subsidiados de electricidad. Es por ese que este mes de septiembre el porcentaje subsidiado trepará de 66,59% a 75%.
Que pasa con la bonificación que se aplica al gas natural
El decreto 943/25 estableció para los usuarios de gas natural que reciben subsidio una bonificación de 50% entre los meses de abril y septiembre que aplica sobre el Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU), un precio anual uniforme que refleja el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), pero suavizando sus variaciones estacionales.
A esa bonificación del 50%, se le debe sumar una bonificación anual extraordinaria que comenzó siendo en enero del 25% y, según el cronograma establecido en el decreto 943/25, debía ir reduciéndose todos los meses hasta quedar en 0% en diciembre.
Según ese cronograma, en enero la bonificación anual extraordinaria debía ser del 25%, en febrero del 22,73%, en marzo del 20,45%, en abril del 18,18%, en mayo del 15,91%, en junio del 13,64%, en julio del 11,36%, en agosto del 9,09%, en septiembre del 6,82%, en octubre del 4,55%, en noviembre del 2,27% y en diciembre del 0 por ciento.
A su vez, entre los meses de abril y septiembre, se suma la bonificación base de 50%. Por lo tanto, en agosto la bonificación sobre el PAU debería ser de 59,09% (50%+9,09%). Sin embargo, debido a la suba de los costos de la energía que provocó la guerra en Medio Oriente el gobierno no respetó el cronograma original y en los últimos meses reforzó el bloque subsidiado.
En mayo la bonificación para los beneficiarios del SEF debía ser del 65,91% (50%+15,91%), pero el gobierno ordenó a través de la resolución 111/26 que la bonificación extraordinaria no fuera del 15,91% sino del 25%, lo que elevaba el beneficio al 75%.
Esa decisión fue solo para mayo, pero desde entonces el gobierno fue prorrogando el beneficio todos los meses. En junio lo hizo a través de la resolución 121/26, en julio con la resolución 146/26 y en agosto con la resolución 187/2026.
En septiembre introduce una variante, pero muy leve. En lugar de mantener la bonificación extraordinaria en 25% el gobierno decidió bajarla a 24,5% a través de la resolución 223/2026. Por lo tanto, la bonificación total se reduce de 75% a 74,5%.
Las oportunidades que abre el desarrollo del almacenamiento energético y el nuevo escenario que plantearon las licitaciones AlmaGBA y AlmaSADI fueron algunos de los principales ejes del encuentro de formación desarrollado en Buenos Aires por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) sobre Energías Renovables y BESS en Argentina.
Se trató de una propuesta orientada a generar capacidades, compartir experiencias y promover el intercambio sobre las principales transformaciones que atraviesa el mercado energético local.
Durante dos jornadas, los participantes de forma interactiva abordaron distintos aspectos de la cadena de valor de los proyectos de energías renovables y almacenamiento, desde el análisis de los recursos solar y eólico y la integración de sistemas BESS en proyectos híbridos, hasta el desarrollo, la estructuración financiera y la ejecución de este tipo de iniciativas.
Los especialistas analizaron el nuevo marco regulatorio y comercial del mercado eléctrico argentino, junto con aspectos como la remuneración por disponibilidad, las garantías de performance y los desafíos técnicos, regulatorios y financieros para el desarrollo de nuevos proyectos.
Santiago Enriquez, Skills Expert del Departamento de Energía y Medio Ambiente de AHK Argentina, destacó que “la integración de los proyectos energéticos renovables con los sistemas de almacenamiento abre una nueva etapa para el sector energético argentino. Desde la AHK buscamos generar espacios que permitan acercar conocimiento, experiencias y herramientas para acompañar el desarrollo de este nuevo nicho de mercado y contribuir al desarrollo de proyectos con potencial de inversión”.
En ese contexto se desarrolló el panel “La visión y los proyectos de los protagonistas de la licitación Alma SADI”, que reunió a representantes de algunas de las empresas adjudicatarias para intercambiar perspectivas sobre el proceso licitatorio, los proyectos BESS que se desarrollarán en distintas regiones del país y las perspectivas del mercado de energías renovables y almacenamiento.
El panel contó con la participación de Juan Pablo Alagia, Gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy; Marcelo Rodríguez, Gerente Comercial de DQD Energy; Marcos Moore, Coordinador de Nuevos Negocios Energéticos de Aluar; y Agustín Heredia Barión, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de Genneia.
Durante las jornadas, Juan Luchilo, Gerente General de CAMMESA, compartió la visión de la empresa sobre el presente y las perspectivas de las energías renovables en Argentina, las licitaciones de almacenamiento y los desafíos vinculados al desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico.
El programa incluyó también casos prácticos sobre la estructuración, ejecución y operación de proyectos BESS, así como un análisis del nuevo marco regulatorio y comercial del sistema eléctrico argentino.
La AHK Argentina, a través de su Centro de Formación AHK Academy, continúa impulsando espacios de formación, intercambio y articulación en torno a sectores estratégicos para el desarrollo del país. A través de su trabajo junto a empresas, especialistas e instituciones, la Cámara busca acompañar la incorporación de nuevas tecnologías, fortalecer capacidades y generar vínculos que contribuyan al desarrollo de proyectos e inversiones vinculados a la transición energética, se destacó.
La Cámara de Industria y Comercio Argentino Alemana tiene 110 años de presencia local y procura construir relaciones estratégicas entre empresas argentinas y alemanas. Cuenta con una plataforma de contactos de más de 300 asociados articulando una red de oportunidades comerciales y profesionales que posibilita el intercambio de experiencias, conocimientos, y el desarrollo de negocios conjuntos.
Donald Trump anunció el acuerdo con Venezuela el viernes por la noche.
La administración de Donald Trump en los Estados Unidos anunció el viernes un acuerdo con Venezuela para desarrollar 17 campos estratégicos con un potencial probado de 65.000 millones de barriles de petróleo crudo venezolano. La inversión superaría los US$ 100 mil millones, pero el dato más llamativo es que el Pentágono ingresaría como accionista a una petrolera independiente en Venezuela que será clave en la explotación de esas áreas.
The Wall Street Journal reveló el fin de semana que el Departamento de Guerra (Pentágono) planea adquirir una participación pasiva del 35% en North American Blue Energy Partners(NABEP), una operadora que en los últimos dos años se transformó en la segunda mayor productora privada de petróleo de Venezuela, por detrás de Chevron.
El rol del Pentágono en el acuerdo petrolero
NABEP, una empresa encabezada por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, tendría una preferencia para desarrollar esos 17 campos, según el medio estadounidense. Betancourt fue investigado por presunto lavado de dinero en España y Suiza, pero no llegó a enfrentar cargos. El País de Madrid reveló que la intervención de la administración Trump resultó clave para resolver la causa penal.
El empresario venezolano Alejandro Betancourt.
El ingreso del Pentágono en NABEP se concretaría mediante la compra de warrants, títulos que otorgan el derecho, pero no la obligación, de comprar acciones de una empresa. La operación correría a través de la Oficina de Capital Estratégico del Departamento de Defensa.
El Pentágono también ostentaría derechos preferenciales para comprar el 20% de laproducción petrolera futura de NABEP al costo de producción.
El ingreso directo del gobierno estadounidense en la industria petrolera venezolana sería una suerte de respuesta a la lentitud de las petroleras estadounidenses para acelerar o retomar inversiones en Venezuela.
Bajo la administración Trump, el Pentágono ingresó como financista en las cadenas de suministro de minerales críticos, a través de acuerdos con la empresa MP Materials.
Uno de ellos es relativo a la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita, a través de una joint venture en la que el Departamento de Guerra y MP Materials controlan el 49%. El restante 51% está en manos de la empresa saudita Mareen.
Por otro lado, Trump indicó que con parte del petróleo producido en Venezuela a partir del acuerdo se buscará recomponer las reservas estratégicas de EE.UU. «Una de las cosas que voy a hacer con el petróleo venezolano es llenar las Reservas Estratégicas Nacionales que, debido al somnoliento Joe Biden, han quedado prácticamente vacías», publicó el presidente estadounidense.
Detalles del acuerdo petrolero entre Venezuela y EE.UU.
La presidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez detalló durante el fin de semana que el acuerdo con Estados Unidos tendrá una vigencia de 25 años y establece como objetivo una producción superior a 1,5 millones de barriles diarios. Como parte de este proyecto, se desarrollarán cuatro bloques greenfield en la Faja del Orinoco.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, anunció por cadena nacional un «histórico acuerdo» petrolero con EE.UU.
La líder venezolana, que asumió el poder en enero luego de que un operativo comando de fuerzas especiales estadounidenses detuviera a Nicolás Maduro y se lo llevara detenido a Nueva York, precisó que el Estado recaudaría US$209.335 millones durante la vigencia del acuerdo, si se toma un precio de referencia de 65 dólares por barril.
«Esto significa que por cada barril producido y vendido, cerca de 19 dólares ingresan directamente a nuestro país», explicó Rodríguez, que asumió como presidenta encargada a comienzos de este año, tras la intervención militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro de la presidencia venezolana.
El Partido Socialista Unido de Venezuela (PSUV) apoyó el acuerdo. «Respaldamos la conducción de la presidenta, quien asume con firmeza y responsabilidad las riendas de este proceso«, comunicó el partido oficialista, que además posee una amplia mayoría en la Asamblea Nacional, el órgano legislativo venezolano, facultado para tratar y aprobar el acuerdo. No obstante, varios analistas han advertido en los últimos días que el gobierno venezolano, sostenido por la administración Trump, no tiene autoridad legal para vender los derechos petroleros del país.
Neuquén es la principal productora de gas de Argentina. Foto: Matías Subat
El gobierno de Neuquénanunció el diseño de un plan plurianual para llevar gas a toda la provincia a través de una estrategia que denominó «escalera energética» que combinará la construcción de gasoductos y redes, ampliaciones de los sistemas existentes y soluciones «inmediatas» para las familias que todavía dependen de la leña u otros sistemas costosos para cocinar y calefaccionarse.
Según se anunció, se trata de una planificación a seis años que busca superar la que se definió como una de las «grandes paradojas históricas de Neuquén» como es contar con Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas del mundo, pero tener familias que todavía no acceden al servicio.
Alrededor de un 85% de los hogares de la provincia cuentan con acceso a redes de gas natural, con marcadas diferencias entre las regiones.
Según los datos oficiales publicados por el Copade, el organismo de planificación de Neuquén, la región de la Comarca Petrolera, cuyas cabeceras son Cutral Co y Plaza Huincul, es la de mayor acceso, con un 92,2% de sus hogares cubiertos. Le siguen la región Confluencia (86,2%) y Lagos del Sur (82,3%).
Por debajo de una cobertura del 80%, en cambio, se ubican la región del Pehuén (78,6%) en el centro de la provincia; la región Alto Neuquén (78,5%), en el norte; la región Vaca Muerta (78,4%) que incluye a Añelo y Rincón de los Sauces; y, por último, la región del Limay (75,3%), la menos poblada.
El plan presentado por el gobernador Rolando Figueroa proyecta más de 500 kilómetros de nuevas trazas con el objetivo de que todas las localidades estén conectadas al gas natural por redes troncales.
Pero durante el tiempo que demoren esas obras, la Provincia implementará en paralelo una estrategia denominada ‘escalera energética’, que permitirá «dar una respuesta acorde con la realidad de cada comunidad sin esperar a que llegue la solución definitiva».
En qué consiste la «escalera energética»
El esquema incluye tres peldaños. El primero estará destinado a los parajes y comunidades de menor escala donde no resulta «viable» instalar una planta de distribución, se explicó.
A través del programa ‘Hidenesa llega a tu casa’, la Provincia, de la mano de la empresa estatal, llevará garrafones domiciliarios de GLP que serán recargados periódicamente por camiones graneleros para que las familias puedan contar con gas para cocinar y calefaccionarse sin tener que esperar la construcción de un gasoducto.
El programa comenzará como experiencia piloto en Sauzal Bonito, Quili Malal y Ruca Choroi y luego se extenderá progresivamente a otras comunidades. El gobierno indicó que ya adquirió camiones graneleros y 80 zepelines para iniciar esa distribución.
El segundo peldaño corresponde a las localidades que pueden ser abastecidas mediante plantas de GLP y redes de distribución. La gestión capitalizó para ello a Hidenesa, que garantiza el servicio donde la inversión privada no resulta rentable por la cantidad de usuarios.
A partir de este esquema, cuando una localidad queda conectada al gas natural, las plantas de GLP se desmontan, se trasladan y se reutilizan en otra zona. Esto fue lo que se hizo con la planta de Los Miches que, a partir de la construcción del gasoducto que conectó a la mayoría de las localidades del norte, fue trasladada hacia Moquehue.
El tercer peldaño, y el objetivo final de la política, será que el gas natural llegue por redes troncales.
Reunión con Camuzzi
Rolando Figueroa se reunió con representantes de Camuzzi, TGS y las estatales GyP e Hidenesa.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, afirmó que «cada situación tiene su solución más óptima» y advirtió que debe analizarse cómo consume actualmente energía cada comunidad, cuál es su nivel de urbanización y si dispone de las condiciones técnicas y geográficas para llegar con el gas por redes.
Respecto de la capacidad de los gasoductos actuales, explicó que el sistema que llega a Zapala desde Cutral Co se encuentra actualmente «al límite» y que una ampliación permitiría analizar alternativas para avanzar hacia Aluminé, Villa Pehuenia y Moquehue.
Una situación similar ocurre con el sistema que abastece a Junín de los Andes y San Martín de los Andes desde Collón Curá, mientras que también se analiza la capacidad disponible para acompañar el crecimiento de Villa La Angostura.
Estas localidades del sur de la provincia pudieron incorporar este año nuevos usuarios a partir de la repotenciación del Gasoducto Cordillerano, una acción acordada con los gobiernos de Chubut y Río Negro, que implicó la asignación de un crédito del Banco Provincia del Neuquén para afrontar parte del costo de la obra ejecutada por Camuzzi.
En el norte, en cambio, el sistema vinculado al Gasoducto del Pacífico presenta capacidad para analizar nuevas alternativas de expansión a partir del corredor que atraviesa Chos Malal y Andacollo, señaló Medele.
«Este sí tiene capacidad de expansión y desde ahí nos podríamos mover hacia toda la zona del norte», señaló el funcionario. Desde el año pasado, se sumaron a la red de gas natural a partir del tendido ejecutado por Hidenesa las localidades de Los Miches, Guañacos, Villa del Nahueve, Camalón, Comunidad Antiñir Pilquiñán, Tierras Blancas, Bella Vista, Los Chacayes y Cayanta. La segunda etapa, actualmente en obra, alcanzará a Varvarco y Manzano Amargo.
La semana pasada, Figueroa mantuvo una reunión con representantes de Camuzzi, TGS y las estatales GyP e Hidenesa para avanzar en una hoja de ruta destinada a ampliar el acceso al gas en la provincia.
«Nos sentamos con Camuzzi a entender un poco esta dificultad. ¿Por qué es que no se está expandiendo la red?», planteó Medele. Afirmó que la empresa presentó «sus proyectos y las necesidades de financiamiento» y que comenzará a trabajar con la Provincia sobre «mecanismos que permitan hacer viables nuevas obras».
Irán informó que un superpetrolero sufrió graves daños y un incendio tras impactar con dos minas navales en el estrecho de Ormuz, un paso marítimo clave donde se intensifica la tensión entre Teherán y Washington. Según la Guardia Revolucionaria iraní, el buque intentaba atravesar la ruta ilegal del sur del estrecho cuando chocó contra las minas, lo que provocó incendios de gran magnitud y dejó al barco completamente inmovilizado.
No se han divulgado detalles sobre la bandera del superpetrolero ni si hubo víctimas en el incidente. Este hecho se produce en un contexto de creciente confrontación entre ambos países en la región.
Estados Unidos sostiene que el estrecho de Ormuz ha sido desminado, mientras que Irán asegura que no se ha realizado ningún desminado y advierte que no se debe cruzar sin su autorización. Este choque ocurre luego de que Estados Unidos atacara dos plataformas para impedir que Irán lanzara minas marinas, a lo que Irán respondió con ataques contra objetivos estadounidenses en Jordania y Emiratos Árabes Unidos.
En julio, Irán cerró temporalmente el paso por el estrecho tras bombardeos estadounidenses, hecho al que Washington respondió con un cerco a buques y puertos iraníes, afectando la economía del país persa. Para reabrir el tránsito marítimo de petróleo, Estados Unidos habilitó una ruta alternativa en el sur del estrecho, cercana a la costa de Omán.
El episodio refleja la complejidad y la persistente tensión en la región, donde el estrecho de Ormuz es un punto estratégico para el comercio mundial de hidrocarburos y un foco constante de disputas geopolíticas.
Mientras las dos monoboyas del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanzan rumbo a Punta Colorada, en el Golfo San Matías ya están los principales componentes para fabricar los 7 kilómetros de ducto submarino que completarán el sistema de exportación offshore. El proyecto entra así en una etapa clave de su obra marina, que conectará la terminal terrestre con las futuras posiciones de carga mar adentro.
El ducto offshore será una pieza central del sistema: conectará la Terminal Punta Colorada con las dos monoboyas desde las que se cargará petróleo directamente a grandes buques petroleros para su exportación a mercados internacionales.
Uno de los principales avances fue el arribo de 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas, especialmente revestidos con hormigón para su instalación submarina.
Los tubos fueron fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires y trasladados desde Dock Sud hasta el Puerto de San Antonio Este, que se convirtió en un punto logístico fundamental para el desarrollo de la obra.
A ese despliegue se suma una plataforma modular autoelevable, conocida como combifloat, que servirá como soporte para las tareas de soldadura offshore. La estructura puede soportar hasta 400 toneladas y está preparada para operar con estabilidad en condiciones marítimas exigentes.
También ya se encuentra en la zona el buque factoría Seminole, que tendrá un papel central en esta fase: será el encargado de soldar los tramos de cañería y depositarlos progresivamente sobre el lecho marino hasta conformar el ducto de aproximadamente 7 kilómetros.
El sistema offshore empieza a tomar forma
La preparación del ducto se desarrolla al mismo tiempo que las dos monoboyas destinadas al proyecto continúan su navegación hacia Río Negro.
Ambas estructuras ya superaron el Estrecho de Ormuz y avanzan hacia Punta Colorada, donde se integrarán al sistema marítimo que permitirá realizar las operaciones de carga de crudo en altamar.
Cada monoboya pesa 272 toneladas, tiene 15,3 metros de diámetro y está diseñada para posibilitar la carga directa a buques VLCC, embarcaciones de gran porte utilizadas para el transporte internacional de petróleo.
De esta manera, mientras una parte de la infraestructura avanza por mar hacia la provincia, en la costa rionegrina ya se prepara la obra que permitirá conectarla con la terminal.
El Gobierno de Tierra del Fuego AeIAS concretó un esquema de transición destinado a garantizar la continuidad de la producción petrolera en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, luego de que la UTE que tenía a su cargo la concesión no solicitara una prórroga.
De este modo, por primera vez en la historia petrolera de la Provincia, una concesión llega a su finalización y Tierra del Fuego avanza hacia un proceso de licitación para definir al nuevo concesionario y operador de las áreas.
La decisión adoptada por la Provincia tiene como eje central garantizar que la producción no se detenga, tanto por razones técnicas y operativas como por el impacto que la actividad tiene sobre la economía provincial y sobre las familias vinculadas directamente al yacimiento.
Durante el período de transición, Roch continuará operando por cuenta y orden de la Provincia, hasta que se concrete el ingreso del nuevo concesionario que resulte adjudicatario del proceso licitatorio. De esta manera, se evita una interrupción de la explotación y se asegura el normal funcionamiento de las instalaciones mientras se desarrolla la nueva adjudicación.
El esquema diseñado también contempla la situación de los trabajadores vinculados a la explotación. La UTE afrontará las indemnizaciones correspondientes por la finalización de la concesión, mientras que los trabajadores serán convocados a continuar desempeñándose para Roch durante el período de transición.
La medida permite preservar durante esta etapa el conocimiento y la experiencia de quienes actualmente trabajan en el yacimiento, al tiempo que garantiza la continuidad de las tareas necesarias para sostener la producción. Se trata de una actividad de la que dependen directamente alrededor de 50 familias y que, además, constituye una fuente de ingresos para las arcas provinciales.
La finalización de la concesión también representa una oportunidad para fortalecer el rol de la Provincia en el desarrollo de sus recursos hidrocarburíferos.
En este proceso, el Estado provincial no se limita a esperar el ingreso de un nuevo operador, sino que toma las medidas necesarias para garantizar la continuidad de una actividad estratégica, administrar los recursos que recibe con el cierre de la concesión y avanzar en la definición de un nuevo concesionario.
Como parte del cierre, la Provincia recibirá las instalaciones fijas incorporadas durante los años de explotación, entre ellas infraestructura, baterías, plantas de procesamiento y otras instalaciones vinculadas a la operación.
A esto se suma, como compensación de obligaciones pendientes, la incorporación de la flota vehicular utilizada para la operación y de los bienes y materiales existentes en los almacenes. El valor conjunto de estos activos supera los USD 4 millones y constituye un aporte fundamental para sostener la continuidad operativa, al disponer de vehículos, repuestos y materiales necesarios para las tareas en el campo.
La presencia del Estado permite que, frente a la finalización de una concesión, la Provincia pueda asumir un rol activo, garantizar la continuidad productiva, proteger el trabajo y administrar los bienes que forman parte del patrimonio provincial, mientras define las condiciones para la llegada del próximo concesionario.
La transición constituye así un mecanismo para ordenar el cierre de la concesión actual sin detener la producción y, al mismo tiempo, preparar las condiciones para una nueva etapa de explotación petrolera en Tierra del Fuego.
En paralelo, la UTE continuará existiendo por fuera de la concesión y deberá cumplir con las obligaciones que establece la legislación vigente, entre ellas el saneamiento de los pasivos ambientales, el abandono de los pozos y las demás responsabilidades vinculadas al cierre de la explotación.
El objetivo es avanzar hacia un cierre ordenado de la concesión, con continuidad productiva, resguardo de los trabajadores y una participación activa del Estado provincial, mientras se desarrolla el proceso licitatorio que determinará quién será el nuevo concesionario de las áreas.
Autoridades del Gobierno del Ministerio de Energía y Minería analizaron junto a representantes y técnicos de la empresa Clear Servicios, el desarrollo del plan de abandono de pozos correspondientes a distintas áreas que anteriormente eran operadas por YPF, en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.
La reunión, fue encabezada por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, acompañado por Emmanuel Quiroga, jefe de Departamento Explotación; la subsecretaria de Permisos y Concesiones, Débora Zerpa; y Javier Szewczuk, ambos de la Secretaría de Estado de Recursos Hídricos. En representación de Clear Servicios, participaron Ramón Beltrán, Jorge Natucci y Macarena Manriquez.
Durante el encuentro virtual, la empresa informó sobre el inicio de las tareas previstas para un universo de 1.160 pozos, en el marco de un plan de trabajo con una ejecución proyectada a cinco años, que ya fue aprobado por el Gobierno Provincial.
Las tareas se desarrollan de acuerdo con los procedimientos establecidos por la Resolución 05/96 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece los criterios técnicos para el abandono temporario o definitivo de pozos, su categorización y niveles de prioridad. Asimismo, el plan contempla las prácticas y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), aplicables a este tipo de intervenciones.
En este marco y conforme a las políticas públicas emanadas en la gestión del gobernador, Claudio Vidal, desde el Ministerio de Energía y Minería se realiza el seguimiento de las tareas y del cronograma aprobado, en articulación entre las secretarías de Estado de Hidrocarburos; de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y de Recursos Hídricos. El objetivo es garantizar el cumplimiento de los procedimientos técnicos y las condiciones de seguridad previstas para el abandono de los pozos, con especial atención a la protección de los recursos hídricos y el cuidado ambiental.
De esta manera, el Gobierno Provincial sostiene el control y seguimiento de las obligaciones vinculadas a las exáreas de YPF, en articulación con las nuevas empresas continuadoras, procurando que las tareas de abandono se ejecuten conforme a la normativa vigente, las pautas técnicas aplicables y el plan aprobado por la Provincia.
YPF y ENI, la gigante italiana que es socia de la petrolera argentina, firmaron un acuerdo con Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay) para la exploración conjunta de petróleo y gas offshore en el bloque OFF-5, ubicado en la costa del país vecino.
El entendimiento se formalizó el pasado viernes y permitió avanzar con la operación que ambas compañías habían anunciado el año pasado. Ahora, según indicaron en la empresa, el acuerdo quedó perfeccionado.
De esta manera, la petrolera italiana se incorpora como socia del área con una participación del 50% y asume la operación del bloque, mientras que Miwen, la sociedad a través de la cual participa YPF, conserva el 50% restante.
Desde finales de 2023, a través de Miwen, YPF mantenía el 100% de la concesión por 30 años para la exploración y explotación de hidrocarburos. Con el nuevo acuerdo, la firma estatal cedió la mitad de su participación a ENI.
El bloque OFF-5 está ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y cuenta con una extensión aproximada de 17.000 kilómetros cuadrados y profundidades de agua que llegan a los 4.100 metros.
“Esto puede ser mucho más grande que Vaca Muerta. Si se da, puede llevar millones y millones de barriles de producción”, había anticipado en julio el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, a la revista Forbes Uruguay.
El presidente Donald J. Trump firmó la semana pasada la Orden Ejecutiva 14420, declarando una emergencia nacional para proteger el “bulk-power system” (sistema eléctrico a gran escala) de Estados Unidos ante la amenaza que representan los equipos fabricados en el extranjero. La pretende eliminar la dependencia de suministros críticos de países adversarios y abre una oportunidad de oro para la industria eléctrica estadounidense.
La medida, que revoca una orden similar de la administración Biden, prohíbe la adquisición, importación, transferencia o instalación de cualquier equipo eléctrico para la red de transmisión que haya sido diseñado, desarrollado o fabricado por entidades extranjeras consideradas adversarias.
En el texto de la orden, el mandatario argumenta que “ciertos actores extranjeros están creando y explotando cada vez más vulnerabilidades en el sistema eléctrico de Estados Unidos” y señala que “el rápido crecimiento de la manufactura avanzada, los centros de datos, la inteligencia artificial y la producción de defensa aumentó la dependencia de la nación de una electricidad abundante y confiable”. Trump también advirtió que los equipos importados podrían tener “puertas traseras digitales” que permitan a países hostiles acceder a ellos de forma remota.
La orden otorga al Secretario de Energía un plazo de 120 días para publicar las regulaciones que identifiquen los equipos y proveedores prohibidos. La medida aplica a una amplia gama de componentes críticos: transformadores de subestaciones, inversores conectados a la red, sistemas de almacenamiento de baterías, interruptores de alta tensión y sistemas de control industrial, entre otros. Quedan excluidas las instalaciones de distribución local de electricidad.
Oportunidad
La Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA, por sus siglas en inglés), que representa a más de 300 empresas del sector que generan más de 500.000 empleos en todo el país, respaldó de inmediato la iniciativa. “La orden del presidente Trump eleva nuestro objetivo compartido de proteger el sistema eléctrico de Estados Unidos y las cadenas de suministro críticas que lo hacen posible”, declaró Debra Phillips, presidenta y CEO de NEMA.
Phillips destacó que la industria eléctrica estadounidense invertió más de US$ 200 mil millones en producción nacional desde 2018. “A medida que la administración avance, será importante fortalecer la red de manera que también se mantengan cadenas de suministro confiables y asequibles para construir la infraestructura eléctrica que Estados Unidos necesita”, agregó.
Empresas en la mira
La orden ejecutiva representa un impulso sin precedentes para las miles de empresas estadounidenses que ya producen equipos y componentes eléctricos para el mercado local. Entre los principales fabricantes domésticos que podrían ver incrementada su demanda se encuentran:
Entre los principales fabricantes domésticos destacan empresas consolidadas como Eaton Corporation —multinacional con operaciones clave en EE.UU. que invertió más de US$1.000 millones en manufactura norteamericana desde 2023 en la producción de transformadores de distribución e interruptores— y GE Vernova, que fabrica turbinas de gran potencia, transformadores y soluciones de modernización de redes desde su planta de transmisión en Charleroi, Pensilvania.
A ellos se suman Industrial Electric Mfg. (IEM), el mayor fabricante independiente de equipos de distribución eléctrica y sistemas de potencia integrados del país; Hubbell Incorporated, con sede en Connecticut y especializada en soluciones eléctricas y de servicios públicos; la emergente Ayr Energy, que ya aseguró más de US$ 250 millones en pedidos contratados para sus equipos de red; y S&C Electric, reconocida por su tecnología innovadora en redes inteligentes y resilientes, con producción en Illinois.
A estos se suman decenas de empresas especializadas en transformadores (Delta Star, HICO America, MEPPI, Pennsylvania Transformer), interruptores, sistemas de control, cables de energía, y componentes de protección contra sobretensiones. La NEMA reporta que sus miembros representan la mitad de toda la inversión manufacturera de EE.UU. en los últimos tres años y el segundo sector exportador del país.
Paradojas
Sin embargo, el panorama de la cadena de suministro revela una paradoja: varias de las empresas estadounidenses que dominan el mercado de equipos eléctricos mantienen una presencia productiva significativa en China.
Eaton, por ejemplo, cuenta con 19 bases de fabricación en el país asiático, incluyendo sus plantas inteligentes en Changzhou y Suzhou, donde produce desde interruptores hasta sistemas de distribución de media y baja tensión. De manera similar, GE Vernova opera una planta en Suzhou que fabrica interruptores, disyuntores y otro equipamiento de alta tensión para redes de transmisión en más de 75 países, además de tener una joint venture con la estatal Harbin Electric para producir turbinas de gas en China.
Tapa de Businessweek Bloomberg, 2018
Hubbell Incorporated también fabrica o ensambla productos en el país asiático a través de sus subsidiarias, como la planta de Dongguan que emplea a más de 1.100 personas. A estas se suma SNC Manufacturing, un fabricante especializado en transformadores con sede en Wisconsin, que opera una instalación en la provincia de Jiangsu.
Mas empresas
No existe una cifra oficial única sobre la cantidad de empresas estadounidenses del sector eléctrico que producen en China, ya que el universo varía según la definición de “industria eléctrica” y el tipo de compañías consideradas. Sin embargo, la información disponible permite estimar un rango de entre 1.600 y 5.500 empresas o establecimientos de origen estadounidense vinculados con la producción de bienes, partes y repuestos para esta industria.
Según el sitio Mergr, base de datos especializada en fusiones y adquisiciones (M&A) y private equity, el segmento de fabricantes de equipos eléctricos altamente especializados —correspondiente a la categoría NAICS 3353, que comprende transformadores, motores, generadores, interruptores, tableros de distribución y controles industriales— reúne entre 1.618 y 1.847 empresas. Por su parte, IBISWorld, contabiliza para 2026 1.639 empresas de origen estadounidense que producen en China dentro de esta categoría, a las que se suman 948 fabricantes de componentes eléctricos especializados —NAICS 33599—, entre ellos cableado, conectores y resistencias.
Si se amplía el universo a los proveedores y fabricantes de equipos eléctricos en general, las estimaciones se ubican entre 2.425 y 2.832 empresas, mientras que el número puede alcanzar aproximadamente 5.500 establecimientosal contabilizar todas sus localizaciones productivas y operativas. Esta última cifra no representa necesariamente 5.500 compañías independientes, sino el conjunto de plantas, instalaciones y oficinas pertenecientes tanto a empresas con una única localización como a grandes corporaciones con múltiples establecimientos.
Esta dependencia de la producción en China subraya la complejidad de la orden ejecutiva, que busca desmantelar la exposición a cadenas de suministro extranjeras aun cuando parte de esa exposición proviene de los propios gigantes industriales estadounidenses, obligándolos a reconfigurar sus operaciones globales para alinearse con las nuevas exigencias de seguridad nacional.
Reacciones
La orden, que entra en vigor de inmediato para transacciones iniciadas después de su firma, también instruye al Secretario de Energía a desarrollar, en un plazo de 180 días, recomendaciones para modificar el Reglamento Federal de Adquisiciones (FAR) y priorizar la compra de infraestructura energética fabricada en Estados Unidos.
Analistas de mercado señalan que los fabricantes nacionales y proveedores locales podrían experimentar un aumento significativo en la demanda, a medida que las empresas de servicios públicos se alejen de proveedores extranjeros antes del plazo de diciembre para la reglamentación del Departamento de Energía. La medida es vista como un movimiento clave para fortalecer la seguridad nacional y la resiliencia de la red eléctrica, al tiempo que se consolida la base manufacturera doméstica en un sector estratégico para la economía y la defensa del país.
El mapa petrolero patagónico atraviesa una etapa de transición marcada por licitaciones, expectativas y planes de saneamiento. Este lunes 31 de agosto se conocerán las ofertas para operar el área Restinga Alí en Chubut, mientras que en Santa Cruz las miradas vuelven a posarse sobre Palermo Aike y un nuevo anuncio de remediación ambiental.
Chubut apuesta a atraer inversión privada para un bloque maduro que YPF dejó de operar en la cuenca del Golfo San Jorge. Para hacerlo más atractivo, se redujo la regalía al 5% por decreto, con un plazo de concesión de 25 años. Actualmente el área produce unos 52 metros cúbicos diarios (330 barriles), aunque con optimización podría alcanzar los 70 m³ (440 barriles). El pliego exige inversiones de entre 3 y 5 millones de dólares, con especial interés en la batería San Carlos, lindante con Manantiales Behr.
La provincia de Santa Cruz vuelve a ilusionarse con Palermo Aike. YPF anunció la posibilidad de retomar trabajos exploratorios hacia fin de año, pero voces sindicales pidieron cautela. Marcelo Turchetti, secretario general del Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Cuenca Austral, advirtió que nuevas perforaciones podrían recién concretarse hacia 2027 o 2028, y que una explotación significativa no llegaría antes de 2035.
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Turchetti agregó que la operadora CGC necesita sumar tres o cuatro socios dispuestos a invertir unos 50 millones de dólares cada uno para continuar con el desarrollo del no convencional. Mientras tanto, desde el Sindicato Petrolero de Santa Cruz se mencionó la posibilidad de atraer a grandes compañías como Chevron, Shell, PAE, TotalEnergies y Tecpetrol, aunque varias de ellas ya se retiraron de la provincia.
Respecto a la remediación ambiental, el Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz informó sobre una reunión con la empresa Clear Servicios para avanzar en el abandono de 1.160 pozos en las ex áreas de YPF. El plan, anunciado en varias oportunidades desde 2025, contempla una ejecución a cinco años bajo procedimientos de la Secretaría de Energía de la Nación y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
La salida definitiva de AESA de Chubut completa el panorama. Tras décadas de actividad, la compañía deja sus equipos y la continuidad de las tareas de perforación queda en manos de PECOM, Venver y San Antonio. Desde el gremio petrolero de Chubut, Jorge Ávila reclamó que la maquinaria pesada permanezca en la región, aunque hasta ahora los equipos ya habrían partido.
Entre licitaciones, promesas de exploración y planes de saneamiento, la Patagonia petrolera sigue reconfigurando su mapa. La salida de YPF de áreas convencionales abrió un escenario de incertidumbre, donde las provincias buscan atraer inversiones, sostener la actividad y proyectar un futuro energético que combine recursos maduros con desarrollos no convencionales.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció un plan plurianual de seis años para garantizar que el gas producido en la provincia llegue a todos los hogares. La iniciativa contempla más de 500 kilómetros de nuevas trazas, ampliaciones de redes existentes y obras destinadas a conectar localidades, parajes y comunidades que todavía no cuentan con gas natural.
La estrategia se apoya en el concepto de “escalera energética”, que propone soluciones diferenciadas según la escala de cada comunidad. En los parajes más pequeños se instalarán garrafones domiciliarios de GLP mediante el programa “HIDENESA llega a tu casa”, con experiencias piloto en Sauzal Bonito, Quili Malal y Ruca Choroi.
En localidades de mayor tamaño se mantendrá el abastecimiento mediante plantas de GLP y redes de distribución, hasta que sea posible avanzar con la conexión definitiva al gas natural. El tercer nivel del programa apunta a extender las redes troncales de gas natural y ampliar la capacidad de los sistemas que ya se encuentran en funcionamiento.
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La Provincia informó que ya existen obras realizadas en el Alto Neuquén y Añelo, mientras continúan proyectos para llegar a Manzano Amargo y Varvarco, con la meta de avanzar progresivamente hacia Aluminé y Las Coloradas. También se proyectan ampliaciones en el sur provincial para acompañar el crecimiento de Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Para definir la hoja de ruta, Figueroa mantuvo reuniones con Camuzzi, TGS, Gas y Petróleo del Neuquén e HIDENESA, con el objetivo de resolver aspectos técnicos, regulatorios, contractuales y financieros. La estrategia también contempla la participación del Banco Provincia del Neuquén y los municipios para facilitar obras y conexiones domiciliarias.
El gobernador destacó que la meta es que el crecimiento de Vaca Muerta se traduzca en infraestructura energética y permita que el gas producido en Neuquén llegue de manera progresiva a todos los hogares de la provincia.
Este plan busca saldar una paradoja histórica: Neuquén es uno de los principales productores de gas del país, pero aún existen comunidades sin acceso al servicio. Con la combinación de redes troncales y soluciones transitorias con GLP, la provincia apunta a universalizar el acceso y mejorar la calidad de vida de sus habitantes.
La provincia de Tierra del Fuego AIAS desplegó una agenda internacional encabezada por la secretaría de Desarrollo, Inversiones y Comercio Internacional, Karina Fernández, con el objetivo de posicionar sus recursos, atraer inversiones estratégicas y abrir mercados externos para el sector privado fueguino.
El primer encuentro se realizó con el embajador de los Emiratos Árabes Unidos, Saeed Abdulla Alqemzi, donde se avanzó en gestiones técnicas, comerciales y sanitarias para habilitar exportaciones hacia Medio Oriente. En la reunión participó Martín Marcos, representante de la firma Vitalcan, que proyecta enviar alimento húmedo para mascotas elaborado en Río Grande con proteínas orgánicas de alta calidad.
Fernández explicó que se trata de “una estrategia provincial de acompañamiento al sector privado con el acercamiento institucional para destrabar trámites que suelen aparecer en el acceso a mercados internacionales”. Marcos, por su parte, destacó que el foco estuvo en resolver acuerdos sanitarios bilaterales para iniciar las exportaciones.
La agenda bilateral continuó con el embajador de Corea del Sur, Chong Hwa Lee, en una reunión institucional destinada a visibilizar la propuesta de desarrollo e inversiones de la provincia. En este marco, se solicitó un nexo directo con la agencia de inversiones coreana, considerada una herramienta clave para propiciar transferencias tecnológicas hacia la industria fueguina.
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Posteriormente, Fernández se reunió con el embajador de la India, Ajaneesh Kumar, para exhibir el potencial de los recursos naturales y del recurso humano calificado de Tierra del Fuego. La funcionaria destacó que la apertura de la embajada permitirá que inversores indios visiten la provincia y conozcan de primera mano las oportunidades de desarrollo productivo.
“Fue una apertura muy grande desde la embajada para que inversores de la India puedan recorrer y conocer estas posibilidades que tenemos de desarrollo productivo, no solo para seguir creciendo sino para sostener lo que tenemos y hacer propuestas concretas de inversiones”, señaló Fernández.
La secretaría concluyó que esta serie de reuniones “nos permite abrir las puertas de la provincia al mundo, mostrar nuestros recursos humanos y nuestra industria, que atraviesa una difícil situación, y generar vínculos entre cámaras, agencias de inversión y embajadas. Es una estrategia para producir más, sostener lo existente y, sobre todo, generar empleo”.
La petrolera argentina YPF y la italiana ENI firmaron un acuerdo con la estatal uruguaya ANCAP para explorar hidrocarburos en el bloque offshore OFF-5, ubicado a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay. La operación, formalizada el 29 de agosto de 2026, establece que ambas compañías tendrán el 50% del área, mientras ENI asumirá la función de operadora durante la etapa de exploración.
El bloque OFF-5 tiene una superficie aproximada de 17.000 km² y profundidades de agua que alcanzan los 4.100 metros, lo que convierte al proyecto en una de las iniciativas más desafiantes de exploración en aguas profundas de la región.
Hasta ahora, YPF mantenía el 100% de la concesión a través de su filial MIWEN, adjudicada en 2023 por un período de 30 años. Con el nuevo entendimiento, la empresa argentina cede la mitad de su participación a ENI, que se incorpora como socia estratégica y operadora del bloque.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había señalado meses atrás que el potencial del área podría ser muy significativo, llegando incluso a comparar sus posibilidades con las de Vaca Muerta, aunque los resultados dependerán de las futuras tareas exploratorias.
La estrategia de Uruguay de abrir toda su plataforma continental a la exploración ya atrajo a compañías como Shell, Qatar Energy, APA Corporation, Chevron y Sintana Energy, con estimaciones de hasta 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en la cuenca uruguaya.
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Para YPF, la asociación con ENI refuerza su presencia regional y diversifica su portafolio más allá de Vaca Muerta. Para ENI, representa una oportunidad de consolidarse como operadora en Sudamérica y ampliar su participación en proyectos de aguas profundas.
En paralelo, ambas compañías avanzan en Argentina junto a XRG (ADNOC, Emiratos Árabes Unidos) con el megaproyecto Argentina LNG, que contempla una inversión de USD 51.000 millones y prevé iniciar operaciones en 2031. La combinación de apuestas —offshore en Uruguay y GNL en Argentina— muestra cómo YPF busca posicionarse como un actor energético de escala internacional en la próxima década.
La minería es el principal objetivo de expansión. La empresa ya participa en cotizaciones y trabajos para compañías del sector y apunta especialmente al crecimiento de los proyectos de litio y cobre en el NOA.
Prometva construyó su posición en el mercado de estructuras metálicas a partir de proyectos vinculados principalmente con Oil & Gas y energía. En la actualidad, el 90% de su actividad está concentrada en el sector hidrocarburífero, donde la compañía asegura ubicarse entre las cinco firmas líderes en estructuras metálicas. Ahora busca utilizar esa experiencia como plataforma para avanzar sobre nuevos mercados.
La minería es el principal objetivo de expansión. La empresa ya participa en cotizaciones y trabajos para compañías del sector y apunta especialmente al crecimiento de los proyectos de litio y cobre en el NOA. A esa estrategia se suma un tercer mercado: la infraestructura para Data Centers, una industria todavía incipiente en la Argentina que demanda capacidades vinculadas con ingeniería, fabricación, trazabilidad y ejecución de proyectos de alta exigencia.
“El conocimiento que tenemos de Oil & Gas nos ayuda mucho. La experiencia en el sector hidrocarburífero ya nos dio un conocimiento muy nutrido de cómo encarar clientes y armar alianzas estratégicas. La minería requiere más fierros y necesitamos seguir creciendo en estructura para poder darle servicio a ese sector”, explicó José Machado Zorrilla, socio gerente de Prometva.
“El conocimiento que tenemos de Oil & Gas nos ayuda mucho. La experiencia en el sector hidrocarburífero ya nos dio un conocimiento muy nutrido de cómo encarar clientes y armar alianzas estratégicas”, explicó José Machado Zorrilla.
De la energía a la minería
La trayectoria de la compañía está marcada por proyectos que, según Machado Zorrilla, funcionaron como antecedentes para abordar trabajos de mayor complejidad. Uno de ellos fue la extensión de vida de la Central Nuclear de Embalse. Prometva también trabajó junto a Techint y AESA, experiencias que le permitieron incorporar requerimientos específicos de la industria de Oil & Gas.
En paralelo, proyectos como Sales de Jujuy le dieron experiencia en el ámbito minero y permitieron dimensionar las exigencias asociadas a este tipo de desarrollos. “Las inspecciones que nos hacen en planta nos ayudan a corregir errores y nos enseñan la metodología de trabajo que piden los clientes. Son credenciales que después aplicamos en otros proyectos”, señaló el directivo.
Entre los primeros clientes de la compañía estuvieron Holcim, Tecpetrol —en Fortín de Piedra—, Electroingeniería —en Atucha y Embalse— e INVAP. Para Machado Zorrilla, esos trabajos contribuyeron a establecer desde el comienzo un estándar de exigencia sobre los procesos productivos. “La calidad forma parte de nuestro ADN”, afirmó.
Prometva también trabajó junto a Techint y AESA, experiencias que le permitieron incorporar requerimientos específicos de la industria de Oil & Gas.
Vaca Muerta como plataforma de crecimiento
El desarrollo de Vaca Muerta continúa siendo uno de los principales motores de demanda para la empresa. El crecimiento de la producción de petróleo y gas y las nuevas necesidades de infraestructura asociadas al procesamiento y transporte de hidrocarburos abren oportunidades para los fabricantes de estructuras y componentes metalmecánicos. “Ese desarrollo del sector nos permite vislumbrar un crecimiento significativo, a paso firme. Nos hace adquirir tecnología y seguir mejorando nuestra capacidad productiva”, sostuvo Machado Zorrilla.
La compañía busca dar un paso hacia la minería. En particular, sigue de cerca la expansión de los proyectos del NOA y ya mantiene vínculos comerciales con distintas empresas, incluidos actores relacionados con Vicuña, uno de los desarrollos mineros de mayor escala de la región. Pero el desafío no está en conseguir demanda sino en como en contar con los recursos necesarios para atenderla. La capacidad de producción y el acceso al financiamiento aparecen como dos de las principales restricciones para acelerar el crecimiento.
“Todo requiere tiempo. Estar en Oil & Gas desde el arranque de las inversiones de YPF en Vaca Muerta ha sido una visión muy buena; desde ahí buscamos dar el salto hacia la minería”, aseveró el ejecutivo de Prometva.
Data Centers, un nuevo mercado en construcción
Mientras la minería aparece como el mercado prioritario para la expansión, Prometva también comenzó a analizar una industria diferente como es la infraestructura asociada al desarrollo de Data Centers.
La apuesta se apoya en capacidades que la compañía ya desarrolló en proyectos industriales como la precisión en ingeniería, fabricación de estructuras metálicas, trazabilidad de los procesos, cumplimiento de plazos y coordinación entre las etapas de ingeniería, producción y montaje.
El objetivo no es desarrollar una capacidad completamente nueva, sino trasladar parte del know-how acumulado en Oil & Gas, energía y minería hacia una nueva tipología de infraestructura. La expansión de los Data Centers en la Argentina puede abrir así un mercado adicional para proveedores industriales capaces de responder a proyectos con altos requerimientos de coordinación y ejecución.
Tecnología para aumentar la escala
La estrategia de crecimiento también está vinculada con la digitalización de los procesos productivos. Prometva incorporó desde sus comienzos la metodología BIM mediante Tekla Structures y posteriormente sumó Strumis. “Tekla está en nuestro ADN. Es un sistema que permite integrar producción, ingeniería y logística, agiliza los procesos, los controla y nos permite dar información en tiempo real para que el cliente coordine su obra”, detalló Machado Zorrilla.
La herramienta también busca mejorar la visibilidad del proceso productivo para los clientes: “Le permite visualizar lo que se está haciendo, son los ojos del cliente en Prometva”, indicó el referente de la empresa.
En paralelo, la compañía avanzó con inversiones en capacidad industrial. Incorporó máquinas de corte por láser, equipos con control numérico y una nueva nave industrial de 3.000 metros cuadrados. La meta consiste en acompañar con mayor capacidad de producción la demanda que pueda surgir de los sectores en los que la empresa busca crecer.
En el corto plazo, Oil & Gas y minería aparecen como los dos mercados con mayor potencial para Prometva dentro del negocio de estructuras metálicas. Data Centers se incorpora como una apuesta de más largo alcance, en un mercado que todavía está desarrollando su infraestructura en el país. No obstante, la expansión tiene un límite concreto que radica en la capacidad de la propia compañía para absorber nuevos proyectos.
“La idea es apuntar a estos sectores. Tenemos que ampliar nuestra capacidad productiva en términos de recursos humanos y de tecnología”, concluyó Machado Zorrilla sobre el próximo desafío de la empresa.
La petrolera estadounidense Chevron Corp. avanza en negociaciones para sumar dos nuevos yacimientos petroleros a sus operaciones en Venezuela, según fuentes cercanas al proceso. El movimiento se produce en un contexto de creciente influencia de la administración Trump sobre el sector energético venezolano.
Actualmente, Chevron representa cerca del 20% de la producción nacional de crudo y es la única gran compañía estadounidense que mantiene operaciones en el país. Su presencia se remonta a varias décadas y se consolidó incluso después de las expropiaciones de activos de ExxonMobil y ConocoPhillips en 2007.
Las conversaciones incluyen acuerdos de inversión de largo plazo y se dan en paralelo a negociaciones entre Washington y Caracas para que Estados Unidos adquiera una participación significativa en los yacimientos venezolanos, considerados entre los más grandes del mundo.
Otras compañías energéticas también buscan posicionarse. Halliburton está en tratativas para llevar equipos petroleros al país, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips observan con cautela el proceso, recordando los antecedentes de nacionalización de activos.
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El interés internacional responde a la magnitud de las reservas venezolanas y al potencial de recuperación de su producción. Venezuela produce actualmente alrededor de 1,1 millones de barriles diarios, lejos de los más de 3 millones que alcanzaba a comienzos de los 2000, pero con margen para crecer si se consolidan nuevas inversiones.
En el plano financiero, el mercado reaccionó positivamente: al 28 de agosto de 2026, las acciones de Chevron cerraron en USD 201,86 (+1,05%), ExxonMobil en USD 156,71 (+0,17%), ConocoPhillips en USD 130,35 (+0,64%) y Halliburton en USD 36,18 (+1,94%).
La expansión de Chevron en Venezuela refuerza su papel como socio estratégico de la petrolera estatal PDVSA y abre la puerta a un nuevo ciclo de inversiones extranjeras en el país. El desenlace de estas negociaciones marcará no solo la recuperación petrolera venezolana, sino también el grado de dependencia de capital externo en un sector clave para su economía.
El gas de Vaca Muerta se convirtió en motor de exportaciones argentinas, pero la paradoja es evidente: mientras la cuenca neuquina provee el 91% del gas exportado, las industrias del norte del país enfrentan cortes de suministro de entre 70 y 85 días cada invierno.
La Unión Industrial de Tucumán advirtió que los sectores azucarero y citrícola sufrirán nuevamente interrupciones este año. El precio spot de la electricidad trepó a USD 150/MWh, muy por encima de los USD 83–90 proyectados por Cammesa. El problema no es la producción —que alcanza hasta 60 millones de m³/día en invierno— sino la infraestructura: el sistema de transporte hacia el norte tiene un tope de apenas 15 millones de m³/día.
Detrás de esta brecha hay una decisión política. El Estado nacional resolvió que la construcción de nuevos gasoductos quede exclusivamente en manos del sector privado, sin financiamiento estatal. Tres obras buscan descomprimir el sistema: las plantas compresoras del Gasoducto Norte (frenadas por un conflicto entre Enarsa y Esuco), la ampliación del gasoducto Perito Moreno a cargo de TGS y el nuevo gasoducto Tratayén–La Carlota de TGN. La más avanzada recién estaría lista en abril de 2027, y la de TGN hacia fines de 2028.
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Mientras tanto, la infraestructura exportadora avanza a otro ritmo. El proyecto Southern Energy (SESA) —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— cerró un préstamo de USD 900 millones con cuatro bancos internacionales y firmó contratos con Alemania por ocho años. Pluspetrol ofertó capacidad hacia Chile por 52 años. En paralelo, el proyecto Argentina LNG (YPF, Eni y XRG) presentó su solicitud al RIGI para una inversión de USD 51.000 millones, con exportaciones proyectadas de USD 10.000 millones anuales durante dos décadas.
La asimetría es clara: los compradores externos obtienen contratos de largo plazo con certidumbre financiera, mientras la industria local negocia condiciones interrumpibles, invierno a invierno.
Las diferencias también se reflejan en los precios. Tecpetrol factura USD 3,41 por unidad en verano contra USD 7,79 en invierno, una brecha del 55%. Gasener, por su parte, indexa su precio al Brent más un 18%. En contraste, la discusión tarifaria doméstica sigue “muy politizada”, según los propios actores del sector.
De cara a los próximos años, Argentina está en camino de consolidarse como exportador global de gas natural licuado. Sin embargo, la solución estructural para que el mercado interno deje de racionar en invierno no llegará antes de 2028, de acuerdo con los plazos actualmente proyectados. La paradoja seguirá marcando la agenda energética: contratos externos blindados a décadas frente a un mercado interno que aún espera certidumbre.
El hidrocarburo se consolidó como el principal producto de exportación de la Argentina en 2026, desplazando a rubros tradicionales de la canasta exportadora. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC, entre enero y julio se generaron USD 5.722 millones, lo que representa un crecimiento interanual del 59,2% respecto al mismo período de 2025.
Con este desempeño, el complejo petrolero pasó a explicar el 9,8% del total de las ventas externas del país, reforzando su rol estratégico en la balanza comercial. El salto operativo se vincula principalmente con el récord de producción no convencional en la Cuenca Neuquina y la ampliación de la capacidad de transporte por oleoductos, que permitió volcar mayores volúmenes hacia los puertos de exportación.
En cuanto a las cifras mensuales, julio de 2026 mostró un desempeño excepcional: las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, un incremento del 144,4% interanual frente a los USD 418 millones registrados en julio de 2025.
Por su parte, el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, destacó en el Senado que la producción nacional alcanzó 918.000 barriles por día, frente a los 520.000–530.000 barriles diarios de hace tres años. En paralelo, el gas natural llegó a 160 millones de m³/día en invierno, frente a los 120 millones de m³/día de 2023.
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A futuro, las proyecciones del sector son aún más ambiciosas. Ormachea anticipó que para 2035 la producción podría llegar a 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de m³/día de gas. En términos de comercio exterior, las exportaciones proyectadas alcanzarían USD 30.000 millones al 2030 y USD 40.000 millones al 2035, con un saldo positivo de la balanza comercial energética de USD 28.000 millones al 2030 y USD 38.000 millones al 2035.
En materia de inversiones, el plan contempla USD 15.000 millones anuales hasta 2030 en proyectos de upstream, infraestructura y transporte. Estas cifras consolidan al sector hidrocarburífero como motor de divisas y empleo en la transición energética argentina.
En conclusión, el desafío será sostener este crecimiento frente a la volatilidad de los precios internacionales, las exigencias ambientales globales y la necesidad de diversificar la matriz exportadora. El petróleo crudo se afianza como protagonista, pero su consolidación exige políticas que equilibren competitividad, sostenibilidad y desarrollo regional.
La provincia de La Rioja lanzó un registro de proveedores mineros que obliga a que el 80% de la mano de obra contratada sea riojana, en el marco de un plan para fortalecer la participación local ante el avance de 17 proyectos en prospección y exploración.
El Registro Provincial de Proveedores de Empresas Mineras (Reppem) establece que las compañías deberán priorizar servicios y empleo locales, salvo excepciones justificadas. La herramienta busca consolidar un modelo productivo con participación provincial y garantizar que la cadena de valor se radique en La Rioja.
En paralelo, la Cámara Riojana de Empresas y Proveedores Mineros (CREPROMIN) organizó el primer Encuentro de Fortalecimiento del Proveedor Minero, donde PyMEs, especialistas y funcionarios analizaron abastecimiento, calidad, financiamiento y normas ISO. El objetivo es que las mineras encuentren en la provincia los servicios que hoy suelen contratar fuera.
Por su parte, la secretaria de Minería, Ivana Guardia, destacó que la capacitación anticipada es clave para que proveedores y profesionales locales puedan ingresar en la cadena de compras del sector. La funcionaria subrayó que la etapa de exploración es la más importante para preparar a la provincia frente a la futura demanda.
A su vez, la vicegobernadora Teresita Madera afirmó que el Plan Quinquenal Minero constituye la hoja de ruta provincial y que la prioridad es garantizar que los proveedores riojanos estén listos cuando los proyectos avancen a fases de mayor inversión.
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En las últimas semanas, el gobierno provincial impulsó capacitaciones gratuitas en normas ISO junto a North Atlantic Consultora Minera, destinadas a PyMEs sin experiencia previa en estándares internacionales. La iniciativa busca elevar la competitividad de las empresas locales frente a las exigencias de grandes operadoras.
El presidente de EMSE, Walter Gómez, explicó que las Sierras Pampeanas concentran minerales no metalíferos como talco, yeso y cuarzo, mientras que en la Precordillera y la Cordillera aparecen oro, plata, cobre y zinc. Gómez señaló que La Rioja se ubica en la Faja Vicuña, cercana a proyectos de cobre como Josemaría y Filo del Sol, lo que refuerza el potencial provincial en la transición energética.
Las autoridades remarcaron que provincias como San Juan y Catamarca deben ser consideradas aliadas y no competidoras, en una estrategia de integración regional para atraer inversiones. El desafío para las PyMEs riojanas será cumplir exigencias técnicas, ambientales y de trazabilidad similares a las aplicadas en provincias con mayor desarrollo minero.
En el último año, las facturas de gas y electricidad consolidaron marcados incrementos en la canasta del AMBA, aportando presión tarifaria sobre el presupuesto de los hogares.
La canasta de servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires representó en agosto el 14,5% del salario promedio registrado del sector privado, de acuerdo con el último reporte del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET). El dato refleja cómo la masa de gastos en tarifas consolidó un piso al alza que se viene registrando desde comienzos de la presente gestión, que en agosto del año pasado equivalía al 12,3% del ingreso y este año trepó poco más de dos puntos procentuales, marcando un elemento de presión al costo de vida. La suba responde, en gran medida, al incremento del costo de los combustibles —tanto Gas Natural Licuado (GNL) como gasoil para que utilizan para cubrir tanto la demanda gasífera de hogares como la de centrales termoeléctricas— como consecuencia de la guerra en Medio Oriente.
En efecto, el informe detalla que un hogar promedio del AMBA necesitó $289.622 en agosto para cubrir el consumo mensual de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte. Aunque la cifra representó una baja del 2,1% respecto de julio pasado por una menor demanda estacional en electricidad y gas, en la comparación interanual acumula una suba del 54% nominal, superando por más de 20 puntos a la inflación estimada del período (34%). Los 14,5 puntos porcentuales que representa el costo de los servicios públicos sobre los salarios en la Argentina está en línea —o incluso por debajo— que la media de otros países de la región como Chile, Brasil y Uruguay.
Al desagregar el peso por rubros dentro del presupuesto del hogar, la factura de energía eléctrica registró el salto pronunciado con una suba acumulada del 50%, y el gas natural un 43% en el mismo lapso, ratifican do una aceleración por sobre la inflación. En el desglose de ingresos, para un usuario residencial sin subsidio la luz y el gas explican el 5,1% del salario promedio, en tanto que para un hogar con subsidios es el 3,7%.
Al evaluar la dinámica del gasto y el comportamiento tarifario, Alejandro Einstoss, coordinador del Observatorio de Tarifas de Servicios Públicos de la UBA e investigador del IIEP (UBA-CONICET), remarcó que «como regla de comportamiento se ve un cambio de tendencia: durante la administración anterior el peso de la canasta de servicios sobre el ingreso familiar. «Esta dinámica explica la alta sensibilidad social al comportamiento de las facturas en el peso del servicio en los ingresos», sostuvo.
De acuerdo al observatorio, un salario promedio registrado de $1.993.280 alcanzó en agosto para cubrir 6,9 canastas de servicios públicos. Esto refleja un deterioro frente al año pasado, cuando con un sueldo medio podían adquirirse 8,1 canastas dentro de la propia administración. Esta pérdida en la capacidad de compra expone que la necesidad oficial de contener el déficit fiscal y moderar la inercia del IPC choca contra el límite de la viabilidad social en los ingresos de los hogares.
Cobertura del costo energético y el regreso de los subsidios
A pesar del ajuste en las boletas, las tarifas aún están lejos de reflejar el costo real del sistema. Es que el Gobierno nacional volvió a priorizar el uso de subsidios para contener el impacto de los mayores costos de la energía sobre las tarifas. La estrategia quedó reflejada tanto en la evolución del nivel de cobertura tarifaria como en el incremento de las transferencias destinadas a sostener el sistema eléctrico.
Esta estrategia quedó reflejada en un informe de la consultora Economía y Energía, que señala que durante el primer semestre se devengaron subsidios energéticos por US$ 2.147 millones, un 80% más que en el mismo período del año pasado. Del incremento interanual de US$ 952 millones, más del 70% respondió al aumento de las transferencias del Tesoro Nacional a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Según explicó a EconoJournal Lara Bernsten, de Economía y Energía, en junio las tarifas residenciales cubrieron en promedio el 47% del costo de abastecimiento eléctrico, mientras que en el segmento comercial la cobertura alcanzó el 49%. Se trata de un promedio ponderado de toda la demanda residencial, por lo que el cálculo incluye tanto a los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) como a aquellos que no reciben asistencia estatal.
Todos los servicios de la canasta residencial subieron largamente por encima de la inflación anual, y poseen un efecto de indexación que dificulta romper el 2% del IPC mensual.
El crecimiento de los subsidios estuvo directamente relacionado con el aumento de los costos de generación eléctrica. Durante el primer semestre, el costo de la generación asignada destinada al abastecimiento residencial y comercial promedió 90 dólares por MWh, un 21% por encima del ejercicio previo.
Esta suba respondió al mayor costo de la generación térmica, el mayor reconocimiento económico a la generación hidroeléctrica y el encarecimiento de las importaciones. En el segmento residencial, mientras el costo promedio de abastecimiento fue de 89 dólares por MWh, el precio estacional abonado por la demanda promedió 51 dólares.
La diferencia, equivalente a 38 dólares por MWh, fue cubierta mediante subsidios estatales. Para mantener el mismo nivel de cobertura registrado durante el primer semestre del año anterior, los precios estacionales deberían haberse incrementado un 22% adicional.
En paralelo, el costo de los combustibles utilizados para generar electricidad aumentó 26% interanual, afectado tanto por el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) en el mercado internacional como por una matriz de abastecimiento con mayor participación de combustibles de mayor costo.
El gas natural y el nuevo esquema focalizado
En el mercado de gas natural, con un costo de abastecimiento estimado en US$ 5,2 por millón de BTU, los usuarios residenciales sin subsidio cubren alrededor del 90% de ese costo en invierno, porcentaje que supera el 100% en verano por menor demanda. En los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) (SEF), el bloque subsidiado cubre aproximadamente el 18% del costo de abastecimiento.
Desde este año, el SEF reemplazó la segmentación anterior por niveles de ingresos: acceden aquellos hogares que no superan tres Canastas Básicas Totales (CBT) del Indec y cumplen requisitos patrimoniales. En electricidad, los beneficiarios reciben bonificaciones sobre bloques de hasta 300 kWh mensuales en invierno y 150 kWh el resto del año, pagando el excedente a tarifa plena.
Las causas de estos movimientos responden a múltiples variables. Un factor determinante es el contexto de la Guerra: el costo de vida necesariamente se ve impactado por el encarecimiento global de los insumos energéticos. «Hay un tema de precio de la energía eléctrica, con un pico esperado en los 100 dólares, pero que llegó a 180 dólares por el costo del gas y combustibles importados en el marco del conflicto bélico«, explicó Einstoss.
A este escenario externo se suma el atraso del tipo de cambio utilizado como ancla antiinflacionaria -que contrasta con costos de generación dolarizados- y cambios en las reglas de juego locales, como el aumento en el valor de la generación hidroeléctrica tras las modificaciones regulatorias en el marco de las privatizaciones.
Comparativa regional: ¿dónde se ubican las tarifas de la Argentina?
A pesar de las marcadas subas y de la mayor presión sobre los ingresos familiares, los valores que pagan las familias argentinas continúan retrasados en la comparación internacional. De acuerdo con el análisis de Einstoss, el valor del kilovatio hora (kWh) en la Argentina resulta significativamente más accesible que en otros países de América del Sur o del Hemisferio Norte.
Aun con las recientes actualizaciones y el aumento de costos, el usuario argentino abona un valor del kW que, en el mejor de los casos, representa apenas un 30% de lo que se paga en países vecinos como Uruguay, Chile o Brasil, y dista aún más de las tarifas vigentes en metrópolis como Nueva York o Londres.
Desde la perspectiva de Einstoss, la contracara del proceso plantea dudas sobre la meta fiscal: «Uno pensaría que la contracara de ese incremento tarifario debería ser una reducción sustancial de los subsidios. Lo que vemos de las variables en términos reales es que en general el gasto del Estado en subsidios llegó en agosto del año pasado a un piso que el aumento de tarifas no puede perforar«.
Los datos del IIEP indican que el gasto en transferencias energéticas y de transporte se ubicará este año en torno al 0,6% del PBI, dificultando el compromiso oficial con el FMI de llevarlo al 0,55%.
La paradoja radica en cómo esta actualización interactúa con el IPC. «Hay un techo de cristal del proceso de desinflación del Gobierno: la indexación de los servicios de la inflación pasada pone piso a la inflación del mes próximo y dificulta la estabilización. Esto hace que al Gobierno se le haga muy difícil perforar el 2% promedio», detalló Einstoss.
Por último, el encarecimiento de los costos en moneda dura le resta competitividad a la economía general. «Si se suma el impacto del tipo de cambio, el aumento de costos de combustibles importados y el cambio de regla en el pricing, es un combo difícil de digerir para trasladar a tarifa, y empieza a crujir la meta fiscal«, concluyó el economista.
