La expansión de la producción de hidrocarburos dejó de ser un fenómeno exclusivo del petróleo. El gas natural también viene registrando marcas inéditas, que se explican por el mismo factor que impulsó al crudo: el desarrollo de los recursos no convencionales en la Cuenca Neuquina.Entre enero y septiembre de 2026, la producción de gas natural promedió 147,7 millones de metros cúbicos diarios, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) elaborado en base a datos de la Secretaría de Energía. El nivel implica una suba de 0,7% interanual y constituye, de acuerdo con el organismo, “un nuevo máximo para el período”.En términos de volumen, el acumulado de los primeros nueve meses del año llegó a 40.300 millones de metros cúbicos, apenas por encima del registrado un año atrás y el más alto de la serie histórica. La suba es acotada y se da en un contexto en el que la producción de gas convencional disminuye.El dato mensual, en tanto, es menor al promedio del período. El Gobierno informó que en septiembre la producción de gas fue de 143,1 millones de metros cúbicos por día, un 3,2% más que en septiembre de 2025.

El informe de la BCR muestra que el gas no convencional representó el 67% del total producido entre enero y septiembre de 2026. Cinco años atrás, ese porcentaje era de 44%. La entidad rosarina señaló que “es notable el crecimiento de la producción de gas no convencional”, mientras que la caída del convencional incide sólo de manera parcial en el resultado total.Al igual que en el petróleo, la Cuenca Neuquina es la principal región productora. En los primeros nueve meses del año aportó el 75,3% del gas del país, y dentro de la cuenca el gas no convencional explicó el 88,5% de su producción.Entre las demás cuencas, la Austral contribuyó con el 17,3% de la producción nacional entre enero y septiembre y la del Golfo San Jorge con el 5,6%. La BCR proyecta que, en conjunto, las cuencas que no son la Neuquina producirán en 2026 un promedio de 36,4 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 13.300 millones de metros cúbicos en el año. En 2025 habían aportado 39,9 millones diarios, es decir, 14.550 millones de metros cúbicos anuales. El aumento en Neuquén más que compensaría la caída del resto de las regiones productoras.Para el 2026 completo, la BCR estima un promedio de 143,3 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 52.300 millones de metros cúbicos en el año. De concretarse, la producción superaría en torno al 1,25% el registro de 2025 y confirmaría un nuevo récord histórico en el total anual.En lo que respecta puntualmente a la Cuenca Neuquina, la proyección es de un promedio de 106,8 millones de metros cúbicos diarios, que equivalen a 39.000 millones de metros cúbicos anuales. También sería un nuevo máximo para la serie y mantendría el aporte de la región en cerca de tres cuartas partes del total nacional.La producción de petróleo ya había mostrado su propio récord. Según la Secretaría de Energía, en septiembre se extrajeron 973.700 barriles diarios, un 15,5% más que un año atrás, lo que deja al país a unos 26.300 barriles por día del millón. En el acumulado de enero a septiembre, el promedio fue de cerca de 906.000 barriles diarios, 16,3% más que en igual período de 2025, y el volumen total, de 39,3 millones de metros cúbicos, es una marca que no se registraba desde al menos 1999.La BCR mantiene la proyección de 54,5 millones de metros cúbicos para todo 2026, lo que superaría en cerca de 12% el récord de 1998. El petróleo no convencional representó el 79% de lo extraído entre enero y septiembre, frente al 21% de hace cinco años, y la Cuenca Neuquina aportó el 78,3% del total, con una producción cercana a 710.000 barriles diarios.Hacia adelante, un estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), difundido en agosto por la Secretaría de Energía, estimó en 30.170 millones de barriles los recursos remanentes de petróleo técnicamente extraíbles de Vaca Muerta. La cifra casi duplica los 16.220 millones de barriles que había calculado la agencia de energía de Estados Unidos (EIA) en 2013.Con ritmos de expansión diferentes, el petróleo y el gas comparten, según la BCR, una tendencia: la Cuenca Neuquina “concentra una proporción cada vez mayor de la producción argentina de hidrocarburos”. Esa región resulta decisiva para los niveles récord previstos para 2026. Infobae. 

El Ministerio de Economía aprobó la incorporación del proyecto Bajo del Choique–La Invernada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa, que desarrollarán Pluspetrol y la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), prevé inversiones por US$ 12.240 millones para extraer, tratar y transportar hidrocarburos no convencionales.

La formalización se realizó mediante la Resolución 1808/2026, publicada este lunes 19 de octubre en el Boletín Oficial. La medida completa el procedimiento anunciado a comienzos de mes durante la Argentina Week de París y encuadra el emprendimiento como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

El bloque está ubicado en el norte de Vaca Muerta, en territorio neuquino. Pluspetrol participa con el 90 % y GyP con el 10 %. El gobierno provincial había informado inicialmente una inversión de alrededor de US$ 12.400 millones; el monto del plan formalizado asciende a US$ 12.240 millones.El programa contempla la perforación de 620 pozos horizontales, cuatro plantas de procesamiento e instalaciones para trasladar el petróleo y el gas. Su desarrollo se divide en dos etapas, con inversiones previstas de US$ 4.175 millones y US$ 8.065 millones, respectivamente.La primera comprende 206 pozos y dos plantas, con una capacidad de 50.000 barriles diarios de petróleo y seis millones de metros cúbicos diarios de gas. La segunda incorpora otros 414 pozos y dos plantas adicionales, para llevar la capacidad a 100.000 barriles de crudo y 12 millones de metros cúbicos de gas por día. Las cifras corresponden a capacidades proyectadas, no a producción adicional ya alcanzada.

Según las estimaciones difundidas sobre el emprendimiento, podría generar exportaciones por unos US$ 2.300 millones anuales y alrededor de 2.300 puestos de trabajo durante sus distintas fases. Tanto los desembolsos como los empleos y las ventas externas dependen del avance efectivo del desarrollo.

Cuántos proyectos vinculados con Vaca Muerta tienen aprobaciónPara dimensionar el alcance del régimen, es necesario distinguir las inversiones dentro de los yacimientos de las instalaciones que permiten procesar, transportar y exportar sus hidrocarburos.El Monitor de Proyectos RIGI de CEPPAS registra siete iniciativas aprobadas directamente relacionadas con esa cadena: Los Toldos, de Tecpetrol; el proyecto Midstream Rincón de Aranda, de Pampa Energía; Vaca Muerta Oil Sur (VMOS); la licuefacción de Southern Energy; el gasoducto dedicado de San Matías Pipeline; la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, de TGS; y la ampliación de Compañía Mega.Al incorporar Bajo del Choique–La Invernada, el relevamiento permite identificar al menos ocho proyectos aprobados vinculados con Vaca Muerta y su infraestructura. Ese número no equivale a ocho desarrollos de extracción dentro de la formación: incluye ductos, procesamiento y exportación, con instalaciones que también se extienden fuera de Neuquén. Tampoco comprende solicitudes que todavía se encuentran en evaluación.La aprobación habilita el acceso a los incentivos del régimen, pero no significa que el monto total anunciado ya haya ingresado al país o se encuentre ejecutado. En Bajo del Choique–La Invernada, los US$ 12.240 millones corresponden al programa de inversión previsto para el desarrollo del proyecto.

La iniciativa, que se desarrollará en Vaca Muerta para impulsar la producción de petróleo no convencional, prevé una inversión de USD 6.400 millones y tiene como objetivo alcanzar los 70.000 barriles diarios.

El proyecto impulsará la generación de 3.100 empleos directos y otros 4.800 indirectos. El ministro de Economía, Luis Caputo, había anunciado la aprobación a través de su cuenta de X en agosto pasado: “El RIGI no solo acelerará el ritmo del desarrollo sino que además permitirá que se incrementen en aproximadamente un 40% los recursos a ser desarrollados en el área”.El desarrollo se ubica cerca de Rincón de los Sauces, en un área de 78 kilómetros cuadrados de la Cuenca Neuquina, y contempla obras de infraestructura para ampliar la capacidad productiva.La primera etapa de Los Toldos II Este, prevista entre el 1 de noviembre de 2024 y el 28 de febrero de 2027, contempla una inversión de USD 1.635 millones. Los fondos estarán destinados al desarrollo de infraestructura y transporte, incluida una Planta Central de Procesamiento y la construcción de oleoductos y gasoductos. Además, se prevé la perforación de 16 pozos.La segunda etapa se desarrollará entre el 1 de marzo de 2027 y el 30 de junio de 2029, con una inversión estimada en USD 1.268 millones. En este período, los trabajos se concentrarán en ampliar la capacidad de la planta de tratamiento para alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios de petróleo y gas asociado, además de perforar otros 91 pozos. De alcanzar ese nivel, Los Toldos II se convertiría en uno de los polos petroleros de mayor escala dentro de Vaca Muerta. Por último, la tercera etapa comenzará el 1 de julio de 2029 y se extenderá hasta 2054. Con una inversión proyectada de USD 3.529 millones, esta fase prevé la perforación y terminación de los últimos 273 pozos, así como el desarrollo de las instalaciones necesarias para completar el aprovechamiento integral del campo.Cabe mencionar que, según un informe del Ieral, Neuquén superaría en valor exportado a Córdoba el año próximo, a Santa Fe en 2028 y a Buenos Aires entre 2031 y 2032, gracias al aumento de la producción de petróleo no convencional, la ampliación de la infraestructura de transporte y la futura exportación de gas natural licuado (GNL). Hacia 2035, las exportaciones de la jurisdicción patagónica alcanzarían cerca de 37.000 millones de dólares.Además, en el marco del RIGI también, recientemente la empresa Pluspetrol obtuvo la aprobación para desarrollar un proyecto de 12.400 millones de dólares en Vaca Muerta. La iniciativa denominada Bajo del Choique-La Invernada busca acelerar la extracción de hidrocarburos durante los próximos 25 años. El plan de infraestructura contempla la instalación de cuatro plantas de procesamiento y la perforación de más de 620 pozos en Neuquén.El desarrollo generará más de 2.350 puestos de trabajo directos y alrededor de 4.640 empleos indirectos. Asimismo, el volumen de exportación tendrá la capacidad de generar 2.200 millones de dólares anuales en divisas.Durante la Argentina Week en París, la empresa francesa TotalEnergies presentó una cartera de proyectos por cerca de USD 10.000 millones para ampliar su producción de gas y petróleo en Argentina.En Neuquén puntualmente, TotalEnergies prevé incrementar su producción de gas en Aguada Pichana y avanzar con un desarrollo petrolero en San Roque, dentro de Vaca Muerta. Este último proyecto contempla una inversión potencial de alrededor de USD 5.000 millones.Por su parte, Pan American Energy (PAE), la petrolera de la familia Bulgheroni, anunció el primer proyecto de hidrocarburos convencionales enmarcado en el RIGI, con una inversión de unos USD 1.200 millones. Se trata de una iniciativa destinada a una cuenca madura, cuyo objetivo es incrementar la producción de petróleo y gas convencional en Cerro Dragón, Chubut.

La expansión de Vaca Muerta sigue trasladando presión sobre la infraestructura terrestre de Neuquén. En ese contexto, la Provincia avanzó con un esquema para ampliar las alternativas de circulación hacia Añelo y mejorar la conectividad de los corredores utilizados por la actividad petrolera.

El proyecto contempla la pavimentación y repavimentación de 158 kilómetros de las rutas provinciales 7, 8 y 51 y obtuvo despacho favorable en la comisión de Hidrocarburos de la Legislatura neuquina para continuar su tratamiento legislativo.

Según explicó el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, la ejecución de las obras permitiría llegar a Añelo por tres vías alternativas, frente a una sola en la actualidad. Las intervenciones también apuntan a mejorar la circulación hacia Rincón de los Sauces y otros puntos vinculados con la actividad hidrocarburífera.

El acuerdo prevé aportes de hasta 177,6 millones de dólares de 15 operadoras petroleras, que adelantarán los fondos a tasa cero. La Provincia tendrá a su cargo la definición y ejecución de las obras, mientras que el recupero se realizará posteriormente mediante peajes y deducciones vinculadas a regalías.

El monto base previsto para las intervenciones es de 154,5 millones dólares, con la posibilidad de ampliarlo hasta 177,6 millones para cubrir eventuales mayores costos durante la ejecución. De acuerdo con la información presentada en la Legislatura, el tramo más extenso de la ruta 8 demandaría 91,3 millones de dólares, otro sector de esa vía 6,8 millones, la ruta 51 unos 50,4 millones y la ruta 7 cerca de 6 millones.

Koenig explicó que la participación de cada empresa se determina a partir de la cantidad de áreas que opera y señaló que el mecanismo busca acelerar obras consideradas necesarias para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta.

Nuevas alternativas para el tránsito pesado

Las obras comprenden dos tramos de la ruta 8, de 95 y 8 kilómetros, otros 40 kilómetros sobre la ruta 51 y 15 kilómetros de la ruta 7. Todos los sectores previstos incorporarán además peajes y sistemas de control dinámico de peso, con sanciones para los vehículos que superen los límites establecidos.

El foco está puesto en corredores que registran una elevada circulación de equipos, insumos y personal vinculados con la actividad hidrocarburífera. El propio gobierno neuquino señaló que el tránsito pesado genera mayores niveles de congestión, siniestralidad y deterioro acelerado de las calzadas, lo que llevó a priorizar nuevas obras y reparaciones sobre la red vial de la zona.

La ruta 8 es uno de los corredores que conecta con Rincón de los Sauces, mientras que la 51 recorre la zona de los lagos Mari Menuco y Los Barreales hasta empalmar con la ruta 17. En septiembre, la Provincia ya había avanzado con la licitación de los proyectos ejecutivos correspondientes a ambas trazas.

Cómo se recuperarán los fondos

Una parte de los recursos adelantados por las petroleras será recuperada mediante el pago de peajes que realizarán las propias empresas. Otra se compensará a través de anticipos de regalías, mecanismo que comenzará a aplicarse 30 meses después de cada desembolso y tendrá como límite el 20% del total que perciba la Provincia por ese concepto.

Koenig indicó además que los vehículos radicados en Neuquén tendrán un descuento cercano al 99% sobre el peaje y remarcó que el mayor peso del esquema recaerá sobre las compañías que utilizan intensivamente los corredores.

La estimación oficial es que las obras puedan comenzar antes de fin de año, aunque los plazos dependerán de los primeros desembolsos y del avance de los proyectos ejecutivos.

Infraestructura para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El plan se inscribe en una estrategia más amplia para adaptar la infraestructura vial al crecimiento de la actividad hidrocarburífera. En septiembre, la Provincia había informado que busca incorporar y mejorar corredores utilizados por el tránsito pesado y ampliar la capacidad logística de la región.

En ese escenario, el avance de las rutas 7, 8 y 51 apunta a reducir la dependencia de un único acceso hacia Añelo y sumar alternativas para el movimiento de cargas, equipos y personal.

El desafío logístico ya no pasa solamente por aumentar la producción de Vaca Muerta, sino también por garantizar que la infraestructura terrestre pueda absorber el mayor volumen de operaciones sin convertirse en un cuello de botella para la cadena.

Por Lola Loustalot - La petrolera de mayoría estatal YPF presentará este jueves en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) su proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado que demandará un desembolso estimado de USD 51.000 millones, el mayor presentado hasta el momento.

El proyecto que la compañía lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG no es nuevo, y apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas licuado por año, con una meta de escalar hasta 18 millones. Hasta ahora es el proyecto más grande que se sumó al programa de beneficios para inversiones.Según pudo confirmar Infobae, la presentación ante el RIGI marca un hito formal en el avance de un proyecto que, una vez en plena operación, podría generar exportaciones por USD 10.000 millones anuales durante dos décadas y que no hubiera sido posible sin el nuevo marco regulatorio. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había resaltado en una nota con este medio la importancia del régimen para este tipo de proyectos: “Sin RIGI hoy no hay LNG. Lo dije al principio y lo sigo diciendo. Era muy necesario ese cambio y esa apertura a los negocios”.La infraestructura que demandará el proyecto es de escala inédita para la Argentina. El plan contempla la construcción de un gasoducto de 527 kilómetros entre Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro, con un diámetro de 48 pulgadas y una capacidad proyectada de alrededor de 100 millones de metros cúbicos diarios.

En paralelo, se construirá un poliducto para el transporte de líquidos asociados al gas, plantas de tratamiento y al menos dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías. Un gasoducto de ese diámetro no existe actualmente en el país.El financiamiento del proyecto se estructura como el mayor esquema de project finance de América Latina. El desarrollo total demandará unos USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, con un 70% cubierto mediante crédito internacional y el 30% restante con aportes directos de los socios. El foco inmediato está en cerrar el financiamiento de la primera etapa, que asciende a USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero. Según reveló Marín a Infobae, 47 bancos presentaron números y el total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido. “Cuando tenés un book que sobrepasa lo que necesitás, eso significa más plazo y menos tasa”, explicó Marín. Entre las entidades que participarían se destaca el Santander.El plan de inversiones contempla un desembolso total de USD 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción, se estima una inversión cercana a los USD 29.000 millones: unos USD 24.000 millones destinados a infraestructura estratégica —complejos industriales, ductos, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG— y alrededor de USD 5.000 millones para el desarrollo del upstream y la perforación de pozos. Los bloques que alimentarán el proyecto ya están definidos. Tras la compra de Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II —que pertenecían en partes iguales a YPF y Pluspetrol—, un swap de activos dejó la distribución en 36% para YPF y 32% para cada socio internacional. La administración de esas áreas quedó en manos de UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada específicamente para el proyecto.El impacto sobre el empleo también figura entre los compromisos del proyecto. Durante la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, con picos de hasta 40.000 trabajadores en los períodos de mayor actividad. Ya en la fase de operación, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 empleos anuales entre directos e indirectos. A eso se suma una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios a proveedores nacionales, lo que impulsaría el desarrollo de la industria local en Neuquén, Río Negro y el resto de la cadena de valor energética del país.Entre las obras que demanda el proyecto, la licitación de los caños para el gasoducto es una de las más esperadas por la industria, dado el volumen y la escala del contrato. Tenaris estudia una inversión para participar al menos en el revestimiento, aunque la fabricación completa en el país es inviable por el diámetro requerido. El holding que lidera Paolo Rocca busca revancha en la compulsa principal tras perder la última licitación de caños frente a la india Welspun, que se quedó con el contrato para proveer los tubos al otro proyecto de GNL del país, Southern Energy (SESA), liderado por Pan American Energy (PAE).De hecho, SESA ya firmó un contrato por USD 7.000 millones con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de fines de 2027. Ese volumen cubrirá cerca del 80% de la capacidad del primer buque licuador, el Hilli Episeyo, frente al Golfo San Matías. Los buques de SESA tienen entre un 40% y un 60% menos de capacidad que los previstos para Argentina LNG, cuyo inicio de operaciones está proyectado entre 2029 y 2031. Infobae. 

Lola Loustalot – La Argentina podría aportar el 1,1% de la producción mundial de petróleo en 2026. El dato, que surge de un informe de BBVA Research, contrasta con el peso de los tres mayores productores del planeta -Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita-, que en conjunto concentran el 39% de la oferta mundial. El motor de ese crecimiento es Vaca Muerta, la formación no convencional de la Cuenca Neuquina que en ocho años multiplicó casi 12 veces su producción a un ritmo promedio anual del 36 por ciento.La producción nacional de petróleo cerró en junio de 2026 con un nuevo récord de 914.900 barriles por día, según el Monitor Oil & Gas de ese mes elaborado por Ricsa ALyC. El número representa un avance del 17,1% respecto al mismo mes del año anterior y deja al país a solo 85.100 barriles diarios de superar la barrera del millón, una meta que el informe privado proyecta alcanzable antes de que finalice el año. A su vez, en el acumulado a junio, la producción nacional creció 17,2% en términos interanuales, impulsada por el récord histórico de Neuquén, que trepó a 648.114 barriles diarios.Detrás de esos números está el avance estructural del crudo no convencional, que ya representa 70% de la producción total de Argentina en el acumulado de 2026. Solo en los últimos 12 meses, Vaca Muerta sumó 157.486 barriles diarios adicionales -un volumen superior al que generaba toda la formación en 2018-. En junio, la Cuenca Neuquina aportó 715.105 barriles diarios, equivalentes al 79% del total nacional, con Vaca Muerta como principal responsable del 70% de ese total.

Según el informe de BBVA, la producción mundial de petróleo crudo alcanzó a 74,9 millones de barriles diarios en 2025 y las perspectivas para 2026 apuntan a una nueva expansión, con los productores no pertenecientes a la OPEP+ como principal motor: entre ellos, Brasil, Guyana, Canadá y, justamente, la Argentina. Este dinamismo, señala el estudio, continuará reduciendo de forma gradual la participación relativa del bloque OPEP+ en la oferta global.Dentro del ranking de principales productores de 2025, Estados Unidos lidera con 13.586 mil barriles diarios, seguido por Rusia con 9.877 mil y Arabia Saudita con 9.556 mil. Argentina, con 860 mil barriles diarios ese año, se ubicó por debajo de los grandes bloques, pero por encima de la participación que tenía hace apenas una década, con una trayectoria de crecimiento que el informe proyecta que llevará al país al 1,1% del total global en el transcurso de este año.

Aumento de costos y caída de la demanda: cómo afectan las decisiones empresarias sobre producción, salarios e inversiónUn informe de Boston Consulting Group (BCG) y el Center for Energy Impact resalta la importancia de Vaca Muerta en un contexto en el que, asegura, hasta el 80% de las principales compañías de petróleo y gas registrarán una reducción en sus niveles de producción hacia 2040.BGC espera caídas que para la mayoría oscilarán entre el 20% y el 50%, por lo que pone en valor los activos con reservas de largo plazo y potencial de desarrollo a escala, como Vaca Muerta.

“Después de una década marcada por mayor disciplina en la asignación de capital, la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica”, dijo Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.“Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar el desarrollo de un recurso de clase mundial como Vaca Muerta y convertirlo en producción a escala, competitiva y sostenible en el tiempo”, agregó De Lella.Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar el desarrollo de un recurso de clase mundial como Vaca Muerta y convertirlo en producción a escala, competitiva y sostenible (De Lella)El estudio de BCG también destaca que el 45% del valor presente neto de los recursos líquidos aún disponibles en el mundo se encuentra en mercados controlados por los Estados o con acceso restringido, lo que eleva la importancia de los marcos regulatorios estables para atraer inversión.Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, proyectó que Argentina “va a terminar exportando 1 millón de barriles diarios”, aunque estimó que ese hito se alcanzará alrededor de 2033 o 2034.“No se van a invertir millones y millones si no se va a poder exportar”, sostuvo Marín durante su participación en la Feria Internacional del Libro de Buenos Aires, al referirse a la importancia del marco regulatorio, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la apertura de mercados como condiciones para sostener el crecimiento de la formación.

Los líderes en producciónEl ranking de producción de junio por operadoras, según Ricsa ALyC, estuvo liderado por YPF con 349.000 barriles diarios y una participación del 38% en el total nacional. Le siguieron PAE con 98.000 barriles (11%), Grupo Pluspetrol con 89.000 (10%) y Vista con 80.000 (9%). La empresa con mayor crecimiento mensual fue Shell Argentina, con un alza del 28,7 por ciento.En el plano exportador, el sector energético acumuló un superávit de USD 5.076 millones en el primer semestre de 2026, un salto del 61,7% frente a los USD 3.139 millones del mismo período del año anterior, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Las exportaciones sectoriales alcanzaron USD 6.594 millones (subieron 42,5% interanual), con el petróleo crudo como principal motor: los despachos de aceites crudos crecieron 47,7% y acumularon USD 4.693 millones, 71,2% del total exportado por el sector. Infobae. 

La directora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, iniciaba hoy lunes 27 de julio una visita oficial a la Argentina, que representa un nuevo respaldo político al gobierno de Javier Milei.Según se informó, Georgieva llega a Buenos Aires tras aceptar una expresa invitación del jefe del Estado. La agenda de la titular del FMI se mantiene en estricta reserva por seguridad y para evitar que puedan organizarse de antemano actos de repudio a su presencia.No obstante, se sabe que además de reunirse en Buenos Aires con la cúpula del Poder Ejecutivo, mantendrá encuentros con otros actores de la vida política del país.La última Directora Gerente del FMI que estuvo en Buenos Aires fue Christine Lagarde, quien en 2018 participó a mitad de ese año de los encuentros de Ministros de Finanzas del G20, y finalmente retornó a Buenos Aires a fines de noviembre para la cumbre de mandatarios, manteniendo reuniones bilaterales con el entonces presidente Mauricio Macri.El último encuentro de Georgieva con Milei tuvo lugar en septiembre del año pasado en la Asamblea General de la ONU, en tanto con el ministro de Economía, Luis Caputo, dialogó en abril en las reuniones de Primavera del organismo.Se estima que las conversaciones con Milei y Caputo tendrán lugar el lunes y cerca del mediodía ofrecería una conferencia de prensa en el Palacio de Hacienda.Durante la tarde del lunes, la directora del FMI encabezará una exposición institucional en el Palacio Libertad. El programa de la actividad estipula una disertación ante representantes del sector privado, académicos y funcionarios sobre las perspectivas económicas globales y las proyecciones del organismo para la región de América Latina.La vocera del FMI, Julie Kozack, declaró previamente en rueda de prensa en Washington que el viaje del organismo busca mantener un diálogo con distintos actores sociales y del ámbito productivo para analizar la coyuntura del país.En tanto, el martes 28 de julio, la delegación del organismo viajará a la provincia de Neuquén para visitar el yacimiento Loma Campana, ubicado en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.Durante el recorrido por el área hidrocarburífera, la funcionaria será recibida por el presidente y director ejecutivo de la empresa YPF, Horacio Marín.La visita de Georgieva tiene un eminente carácter político y la evaluación de los números del acuerdo en curso serán un repaso somero, dado que estos temas de fondo quedan en manos de los técnicos del organismo.No obstante, se descuenta que Georgieva dará un nuevo respaldo al plan económico del Gobierno argentino y ponderará los avances del programa, tal como lo viene haciendo en diferentes declaraciones.También buscará darle una señal a los mercados, que aún duda de la capacidad del país de hacer frente a sus compromisos de deuda. Con la actividad económica solo en alza para un sector, los inversores comienzan a tener dudas sobre el resultado electoral y la ratificación del modelo en las urnas.Esto lleva a pensar en otro período de incertidumbre cambiaria cuando se inicie el electoral año 2027. Para evitar ese escenario, el Gobierno detalló el programa financiero y la visita de Georgieva busca advertir a los mercados que el plan de Milei seguirá teniendo apoyo político. Agencia NA

El Gobierno nacional analiza reactivar el Tren Norpatagónico, una obra ferroviaria de cargas que permanece suspendida y que busca fortalecer la logística de Vaca Muerta mediante la modernización de la infraestructura entre Bahía Blanca y Añelo.La iniciativa apunta a mejorar la capacidad y confiabilidad del corredor ferroviario que conecta la provincia de Buenos Aires con el principal polo de producción de hidrocarburos no convencionales del país.Según pudo saber la Agencia Noticias Argentinas, el proyecto es evaluado por el impacto que podría tener sobre la expansión de Vaca Muerta, cuya producción de petróleo y gas continúa creciendo y demanda una red logística más eficiente.La propuesta contempla la intervención de 665 kilómetros de vías férreas para conectar de manera directa la estación de Bahía Blanca con la localidad neuquina de Añelo, considerada el epicentro operativo del desarrollo energético.De acuerdo con la documentación técnica a la que accedió la Agencia Noticias Argentinas, la ejecución total de la obra demandaría un plazo estimado de 48 meses.El objetivo es incrementar de manera sustancial la capacidad de transporte ferroviario de cargas, reducir los tiempos de traslado y mejorar la eficiencia del corredor logístico.

Cómo es el proyecto ferroviario que permanece suspendidoEl proyecto del Tren Norpatagónico, que actualmente figura con estado “suspendido”, contempla una profunda modernización del corredor ferroviario de cargas entre Bahía Blanca y Añelo para responder a las necesidades logísticas del desarrollo de Vaca Muerta.Las obras previstas incluyen:Mejoramiento de 374 kilómetros de vías existentes sobre el trazado troncal que atraviesa Bahía Blanca, Río Negro y Neuquén.Renovación integral de 208 kilómetros en los sectores más deteriorados del histórico ramal ferroviario.Construcción de 83 kilómetros de vías nuevas, mediante un desvío ferroviario entre Contraalmirante Cordero y Añelo, que permitirá evitar el paso por zonas urbanas y conectar de forma directa con el corazón operativo de Vaca Muerta.El desarrollo ferroviario aparece como una herramienta estratégica para abastecer la creciente demanda de arena, caños, maquinaria y otros insumos utilizados en las operaciones de extracción de petróleo y gas.Además, permitiría facilitar el traslado de la producción hacia los principales polos industriales y puertos de exportación, reduciendo la presión sobre el transporte por camión.Para el sector energético, la recuperación del Tren Norpatagónico representa una infraestructura clave para mejorar la competitividad logística, disminuir costos y acompañar el crecimiento de Vaca Muerta durante los próximos años. Agencia NA 

El gasoducto tendrá aproximadamente 480 kilómetros de longitud, un diámetro de 36 pulgadas y una capacidad de transporte de 27.000.000 de metros cúbicos diarios (m³/d) de gas natural.SMP SA deberá acreditar US$454 millones en activos computables durante el primer año y US$ 501 millones durante el segundo año, cumpliendo así con el requisito legal del 40% del monto mínimo de inversión en los dos primeros años.La fecha límite para completar el monto mínimo de inversión en activos computables es el 31 de mayo de 2027.El inicio de la construcción está previsto para el 30 de junio de 2026 y el comienzo de la operación de las instalaciones, para el 1° de mayo de 2028.La decisión quedó establecida en la Resolución 873/2026 publicada en el Boletín Oficial y que procesó Agencia Noticias Argentinas.SMP SA es la nueva denominación de Pan American E&P SA, empresa que modificó su estatuto social y limitó su objeto exclusivamente al proyecto de gasoducto.El proyecto incluye la instalación de una planta compresora de 60.000 HP y la repotenciación de la planta compresora existente en San Antonio Oeste.El gasoducto transportará producción incremental de la cuenca Neuquina -proveniente de la formación Vaca Muerta- hacia terminales licuefactoras del Golfo San Matías.SMP SA se comprometió a contratar proveedores locales por al menos el 20% del monto total de inversión. Agencia NA 

El desarrollo energético atraviesa una etapa de transformación marcada por inversiones de gran escala, incorporación tecnológica y nuevos esquemas de exportación. En ese escenario, Vaca Muerta se convirtió en uno de los activos estratégicos más relevantes en el territorio nacional por su potencial productivo y su capacidad para generar divisas.Durante los últimos años, YPF viene impulsando proyectos orientados a ampliar infraestructura energética y acelerar obras capaces de acompañar el crecimiento de la actividad no convencional. Oleoductos, terminales portuarias y desarrollos vinculados al gas natural licuado forman parte de una agenda enfocada en fortalecer la presencia argentina dentro del mercado energético global.La expansión de la producción también generó nuevos desafíos vinculados al transporte, la logística y la capacidad exportadora. Frente a ese escenario, distintas iniciativas avanzan con el objetivo de responder a la demanda prevista para los próximos años y potenciar el desarrollo de este lugar.Uno de los proyectos más relevantes es Vaca Muerta Oil Sur, obra que ya muestra avances concretos en distintos frentes de trabajo. Actualmente, la iniciativa supera el 65% de ejecución y concentra tareas simultáneas sobre el oleoducto, estaciones de bombeo y la terminal marítima ubicada en Punta Colorada.Para comienzos de 2027, la empresa estima alcanzar una capacidad cercana a los 180 mil barriles diarios. Luego, el sistema podría expandirse hasta 390 mil barriles y superar los 500 mil hacia finales de ese mismo año.Ese aumento representa un cambio de escala para la industria local. La ampliación operativa permitiría incrementar exportaciones y fortalecer el posicionamiento argentino dentro de un contexto internacional atravesado por una creciente demanda energética.Por otra parte, desde la compañía destacan que obras de esta magnitud requieren planificación integral, coordinación técnica y herramientas capaces de optimizar procesos complejos. Por ese motivo, se incorporaron tecnologías como BIM y gemelos digitales para mejorar tiempos de ejecución y anticipar posibles contingencias. Estos sistemas permiten centralizar información, optimizar diseños y fortalecer el seguimiento de cada etapa de construcción. A su vez, facilitan la articulación entre áreas operativas y equipos técnicos distribuidos en diferentes regiones.Asimismo, el desarrollo de capital humano ocupa un rol central dentro de la estrategia vinculada a Vaca Muerta. La empresa impulsa programas de formación destinados a fortalecer perfiles técnicos y especializaciones relacionadas con infraestructura energética, ingeniería y operación de obras de gran dimensión.La expansión de actividades también genera demanda de empleo calificado en distintas provincias. En consecuencia, la capacitación aparece como un factor clave para acompañar el crecimiento sostenido del sector y responder a las necesidades productivas futuras.En paralelo, otro de los proyectos estratégicos impulsados por YPF es Argentina LNG, iniciativa orientada a desarrollar una plataforma exportadora de gas natural licuado con alcance internacional. El emprendimiento contempla una inversión estimada en USD 20.000 millones y apunta a posicionar al país entre los principales exportadores mundiales de GNL.El proyecto integra actividades upstream y midstream para potenciar los recursos gasíferos de Vaca Muerta y abastecer mercados externos. En febrero de 2026, YPF firmó junto a Eni y XRG un Acuerdo de Desarrollo Conjunto destinado a avanzar sobre una capacidad de producción estimada en 12 MTPA.Actualmente, las compañías trabajan sobre aspectos técnicos, financiamiento y acuerdos regulatorios necesarios para concretar el desarrollo. El objetivo es construir una estructura exportadora sostenible que permita ampliar ingresos de divisas y fortalecer la competitividad argentina dentro del mercado energético internacional.Además, desde la empresa destacan la relevancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta destinada a brindar previsibilidad. La estabilidad regulatoria y fiscal aparece como un elemento determinante para sostener proyectos de largo plazo vinculados a infraestructura y exportación.La articulación entre inversión privada, innovación tecnológica e infraestructura aparece como uno de los pilares centrales para acelerar el desarrollo energético argentino. En ese contexto, Vaca Muerta continúa ampliando su relevancia estratégica y proyecta un escenario de crecimiento capaz de impulsar exportaciones, producción y nuevas oportunidades económicas para el país.

Vaca Muerta proyectó que, en los próximos cuatros años, necesitará 40.000 puestos de trabajo debido a que se espera que la extracción de hidrocarburos no convencionales, impacte significativamente en el aumento de inversiones, en obras de infraestructura y en sostener la exportación de la cuenca neuquina.Según supo la Agencia Noticias Argentinas, los perfiles más demandados para esta búsqueda laboral abarca todas las áreas que se necesitan para que la reserva continúe siendo uno de los principales motores de la economía argentina: desde puestos operativos en el terreno como roles de soporte en los centros urbanos cercanos.Asimismo, se supo que ya se brindan capacitaciones gratuitas por parte del gobierno de Neuquén, junto a sindicatos y empresas del sector, que lanzaron programas de perfeccionamiento acelerado mediante becas y cursos.En el campo técnico solicitarán la presencia de mecánicos, electricistas, electromecánicos y químicos especializados; también operarios de plantas de tratamiento, maquinistas y choferes con licencia profesional de carga pesada.En cuanto a ingenieros y especialistas Vaca Muerta necesitará profesionales en petróleo, geología, medio ambiente, automatización y seguridad e higiene; y en lo que respecta al soporte administrativo y servicios habrá puestos abiertos dentro de las áreas de logística, compras, hotelería, mantenimiento y personal de catering en los campamentos base.Los niveles salariales en la cuenca reflejan la alta competencia y la complejidad del trabajo bajo regímenes de diagramas rotativos siendo $2.900.000 el sueldo más bajo, y llegando hasta $7.000.000 netos por mes para los perfiles de mayor antigüedad o criticidad en pozo.Por último, cuentan con adicionales fijos, debido a que el sector petrolero mantiene compensaciones específicas actualizadas, como la Asignación Permanente Vaca Muerta y sumas no remunerativas por zona. NA.

La petrolera YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con LLL Oil, uno de los proyectos de exportación de petróleo más relevantes en la historia argentina. Según la compañía, la inversión estimada asciende a USD 25.000 millones en los próximos 15 años, y representa la mayor iniciativa presentada bajo el programa RIGI hasta el momento.La empresa informó que LLL Oil prevé la perforación de 1.152 pozos, con la expectativa de alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. De acuerdo a la presentación, la totalidad del petróleo extraído será destinado al mercado externo: “La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS”, aseguró la compañía.VMOS está conformada por la propia YPF junto a Pan American Energy (PAE), Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Shell. El plan de Vaca Muerta Sur cuenta con una inversión inicial de USD 3.000 millones e incluye un oleoducto para transportar hasta 550.000 barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles diarios en función del aumento de producción.En tanto, el nuevo proyecto de YPF contempla, además, la generación de aproximadamente 10 millones de metros cúbicos diarios de gas, que se utilizarán para abastecer el mercado argentino.De acuerdo con YPF, se estima que LLL Oil permitirá generar exportaciones por alrededor de USD 6.000 millones anuales hacia 2032 y crear unos 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo. “LLL Oil es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador”, especificó la firma.La iniciativa apunta al desarrollo integrado del potencial productivo en áreas contiguas de Vaca Muerta, apostando a sinergias operativas y económicas para alcanzar niveles de eficiencia y competitividad internacionales.Las áreas involucradas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua. “Este esquema permitirá maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país”, señaló la compañía.Para YPF, el RIGI constituye “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.El presidente de la compañía energética, Horacio Marín, apeló a sus redes sociales para confirmar el pedido de ingreso al RIGI y destacar que “en toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones”.“Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta. Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI. Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, detalló Marín a través de una publicación en su cuenta oficial de X.Cabe destacar que YPF selló a comienzos de 2026 un acuerdo con la italiana ENI y la gigante árabe XRG para avanzar con el megaproyecto Argentina GNL. La iniciativa prevé destinar USD 20.000 millones de dólares a obras de infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos petroleros, además de generar hasta cincuenta mil empleos en el pico de actividad.La suscripción del Joint Development Agreement (JDA) formalizó el compromiso para avanzar con el proyecto Argentina LNG, orientado a la producción y exportación de gas natural licuado. Esta asociación contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad conjunta de doce millones de toneladas por año.El cálculo de inversión para la infraestructura alcanza los USD 20.000 millones, mientras que el desarrollo de los pozos petroleros demandará USD 10.000 millones adicionales. Dentro de este esquema, la estrategia de financiamiento ocupa un espacio prioritario para el consorcio. Los acuerdos con entidades bancarias internacionales y la organización del financiamiento serán clave para viabilizar el proyecto, con la previsión de tomar la decisión final de inversión en la segunda mitad de 2026, según informó la empresa. El financiamiento podría situarse entre USD 15.000 y USD 17.000 millones, de acuerdo con declaraciones del CEO de la petrolera argentina.Las exportaciones se iniciarían cuatro años después de concretarse la decisión final de inversión. El gas natural licuado se cargará en buques metaneros, destinados principalmente a abastecer mercados de Europa y Asia.

El desarrollo de Vaca Muerta continúa consolidándose como uno de los principales motores de la actividad energética en Argentina. En ese escenario, el crecimiento sostenido de la producción comenzó a trasladar presión sobre variables clave como la infraestructura, la logística y la capacidad de coordinación entre los distintos actores de la industria. La expansión del sector no solo plantea oportunidades, sino también desafíos vinculados a la escala operativa.

Ese escenario quedó reflejado en un reciente encuentro empresarial de la cadena energética en Neuquén, que reunió a más de 1.200 participantes y a más de 20 grandes compañías compradoras en una dinámica constante de reuniones y vinculación comercial, que funcionó como un termómetro de la actividad y de las necesidades reales del sector.“Haber superado las expectativas de asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este tipo de espacios son una herramienta de competitividad indispensable”, señaló Lucas Albanesi, gerente comercial vinculado a la organización del encuentro, en diálogo con Movant Connection.En ese contexto, describe un entramado productivo compuesto por múltiples niveles de empresas. Entre ellas, se destacan las pymes proveedoras que integran el denominado “tercer anillo”, encargadas de abastecer con productos y servicios a operadoras y compañías especializadas, cumpliendo un rol central en la cadena de suministro.

Estas empresas resultan determinantes para sostener la operación diaria, especialmente en un entorno donde la actividad hidrocarburífera continúa creciendo. La articulación entre los distintos niveles de la cadena aparece como un factor crítico, no solo para garantizar la continuidad productiva, sino también para responder a las exigencias de un sistema cada vez más complejo en términos logísticos.El incremento de la producción en Vaca Muerta evidenció restricciones vinculadas a la capacidad de transporte, tanto en petróleo como en gas.

Según Lucas, la industria hidrocarburífera viene superando récords de producción de manera sostenida, lo que comenzó a generar tensiones en la infraestructura disponible para evacuar esos volúmenes.“La capacidad exportadora estuvo limitada por los canales de transporte de oil & gas”, explicó, en referencia a un cuello de botella que impacta directamente en la logística energética. Este tipo de limitaciones condiciona no solo la operación interna, sino también la posibilidad de escalar la producción hacia mercados externos.En este marco, las obras de infraestructura adquieren un rol central para acompañar el crecimiento. Proyectos vinculados a la ampliación de los sistemas de transporte y a nuevas soluciones de evacuación aparecen como condiciones necesarias para mejorar la eficiencia operativa y sostener el ritmo de expansión del sector.Cambio en la balanza energética y expansión del comercio exteriorUno de los aspectos más relevantes de los últimos años fue la transformación de la matriz energética argentina. El país pasó de un esquema deficitario, donde predominaban las importaciones, a una situación en la que la balanza comenzó a mostrar resultados favorables.“Hasta hace muy pocos años importábamos más de lo que exportábamos en materia de energía”, señaló el referente del evento sectorial. Ese escenario se modificó recientemente, dando lugar a un contexto en el que las exportaciones comenzaron a superar a las importaciones, con impacto directo en la generación de divisas.Este cambio refuerza el rol del sector energético dentro del comercio exterior, donde la capacidad de sostener el crecimiento exportador dependerá en gran medida de la infraestructura disponible. La relación entre producción, logística internacional y acceso a mercados se vuelve cada vez más determinante en la competitividad del sector.

El rol de las pymes en la estructura operativaEl funcionamiento del sector energético no depende únicamente de los grandes proyectos de infraestructura, sino también de la solidez del entramado de proveedores. En este punto, las pymes del tercer anillo cumplen un papel fundamental en la provisión de servicios y en la ejecución de tareas críticas para la cadena logística.De acuerdo con Lucas, la generación de sinergias entre empresas locales y aquellas que operan a nivel nacional resulta clave para mejorar la eficiencia del sistema. Esta integración permite optimizar procesos, reducir tiempos y fortalecer la capacidad de respuesta frente a un entorno dinámico.La articulación entre estos actores también impacta en la calidad de la gestión operativa, al facilitar la coordinación de actividades y mejorar la previsibilidad en la ejecución de proyectos. En un contexto de crecimiento, estas variables adquieren un peso cada vez mayor. 

Por Lola Loustalot - Ante el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, Brasil busca importar más gas desde la formación neuquina. Así lo confirmó a Infobae el director de la agencia reguladora de energía brasileña, Pietro Mendes, quien aseguró que el diálogo con el Gobierno es permanente y que el principal problema hoy no es la demanda, sino la infraestructura.“Sabemos que es necesario tener inversiones en infraestructura dentro de la Argentina, y tenemos demanda para respaldar este tipo de inversiones porque nuestro consumo industrial fue disminuyendo con el tiempo. Así que necesitamos tener más oferta de gas natural para bajar el precio”, dijo el funcionario a este medio en el marco de CERAWeek by S&P Global.

Según comentó Mendes, la demanda brasileña de gas natural se mantuvo estable en torno a los 15 millones de metros cúbicos diarios en los últimos 15 años, aunque el país cuenta con potencial para expandirse mucho más allá de ese volumen.

Demétrio Magalhães, CEO de Edge, una compañía brasileña enfocada en el mercado libre de gas natural y la transición energética creada por el grupo Cosan, comentó que “la infraestructura limitada y la falta de competitividad en los gasoductos siguen siendo los principales obstáculos”. Detalló, además, que en Brasil, el costo de producción offshore es de USD 2 o USD 3 por millón de BTU, mientras que los clientes pagan USD 11. “La mayor parte de ese precio corresponde a evacuación, procesamiento y transporte”, reconoció el ejecutivo.El punto central es la infraestructura. Sin nuevos gasoductos, el intercambio energético entre Argentina y Brasil sigue siendo muy limitado. Magalhaes subrayó que el sistema de gasoductos en Brasil aún está poco desarrollado. A pesar de la diversidad de fuentes disponibles—Bolivia, yacimientos offshore brasileños, biometano y ahora las primeras exportaciones argentinas—la falta de redes adecuadas y de condiciones competitivas para el transporte sigue limitando la expansión del consumo interno.Al mismo tiempo, señaló que el dilema entre oferta y demanda está estrechamente vinculado a la infraestructura existente y no únicamente al suministro.Por su parte, Ricardo Markous, presidente de Tecpetrol, recordó que en la década de 1990, la Argentina llegó a exportar hasta 24 millones de metros cúbicos diarios de gas, dirigido principalmente a Chile. Un cambio abrupto en la política local suspendió esos flujos, pero la aparición de Vaca Muerta modificó el panorama energético regional.

Markous puntualizó que hoy la Argentina reanudó sus exportaciones a Chile, que se ubican entre 10 y 12 millones de metros cúbicos diarios, lo cual impacta en la reducción de importación de GNL en ese país.El crecimiento de Vaca Muerta volvió a cambiar el mapa energético de la región. Según Markous, las reservas se estiman entre 150 y 300 TCF (trillones de pies cúbicos), equivalentes a más de 150 años del consumo local argentino actual. Añadió que existe un diálogo con Magalhães para iniciar el proceso de integración hacia el mercado brasileño, utilizando infraestructura existente y conectando la Cuenca Neuquina con el gasoducto del norte y el de Bolivia hacia Brasil.El declive productivo de Bolivia, que disminuyó de 65 millones a 30 millones de metros cúbicos diarios, abre una oportunidad adicional para el gas argentino. Markous anticipó que en el plazo de entre cinco o seis años, Bolivia debería comenzar a importar gas desde Argentina para abastecer su mercado interno. Si bien el mercado regional es de tamaño limitado, subrayó que el salto más relevante será hacia el mercado internacional del GNL.De hecho, Tecpetrol prevé el inicio de exportaciones vía barcos de regasificación y licuefacción a partir de julio del próximo año, junto a futuros proyectos liderados por YPF previstos para sumarse en 2028. 

Según supo la Agencia Noticias Argentinas, se trata de un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la Cuenca Neuquina. Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.La Compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país. El plan de mediano plazo es aún más ambicioso ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como Compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, desacó Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.La Compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo.Inician una perforación clave en Vaca Muerta en un plan de trabajo que llega a los USD 100 millonesEn materia de responsabilidad social empresarial, la Compañía dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educación para el desarrollo sostenible de la Provincia.GeoPark cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014 y en Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. 

 “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo. “La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027”, detalló Economía.El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro. Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027. En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.La infraestructura permitirá no solo incrementar la capacidad de exportación, sino también eliminar los cuellos de botella que hoy frenan la producción, fortaleciendo el flujo de inversiones y el desarrollo de la cadena de valor asociada a la explotación y comercialización de hidrocarburos.El inicio de operaciones del Vaca Muerta Oleoducto Sur está previsto para fines de 2026, con la meta de posicionar a la región como un actor clave en el comercio energético internacional.

La iniciativa, que tiene lugar en Vaca Muerta, llega para cambiar el mapa energético regional y generar impacto económico, industrial y social a mediano y largo plazo.El foco está puesto en el desarrollo integral de gas natural licuado (GNL), conocido internacionalmente como LNG (por sus siglas en inglés). Este elemento constituye una alternativa eficiente para el transporte y almacenamiento del gas natural.Mediante un proceso de enfriamiento a -162°C, este recurso reduce su volumen unas 600 veces, lo que habilita su traslado a largas distancias y facilita contar con energía flexible donde y cuando se la necesita.El GNL, además, ofrece una alta versatilidad de uso: resulta clave para la generación eléctrica, la industria, el transporte marítimo y terrestre. A medida que la digitalización y el avance de la inteligencia artificial incrementan la demanda energética -especialmente en centros de datos y plataformas digitales-, se vuelve una solución estratégica para ofrecer un suministro seguro y competitivo a escala mundial.Cabe destacar que la demanda internacional de gas natural continúa en ascenso. Según estimaciones del sector, podría duplicarse hacia 2050, impulsada por factores como, la electrificación de la economía y la necesidad de fuentes de energía seguras y confiables.En este escenario dinámico, YPF impulsa el primer desarrollo de licuefacción de gas natural a gran escala en la historia: el proyecto Argentina LNG. Se trata de una propuesta integral que conecta la producción en Vaca Muerta con la transformación, almacenamiento y exportación del recurso desde Sierra Grande, en la provincia de Río Negro.La iniciativa se diseñó con el objetivo de monetizar el gas excedente de la cuenca neuquina mediante la exportación a mercados de alto consumo como Europa y Asia. Al hacerlo, se prevé generar la mayor inversión privada registrada en el país y que este sea uno de los emprendimientos energéticos más relevantes de América Latina.Argentina LNG se destaca por abarcar toda la cadena de valor: desde el pozo hasta la entrega del producto en barcos metaneros, con infraestructura de última generación que incluye tanto gasoductos dedicados como unidades flotantes de licuefacción.La travesía comienza en los yacimientos de Neuquén, donde la producción de gas ya supera la demanda interna. El material extraído se transportará a través de un gasoducto especialmente construido hasta la localidad rionegrina de Sierra Grande.Esta zona, ubicada sobre el Atlántico, fue seleccionada como punto estratégico para el emplazamiento del polo de licuefacción y embarque. Allí confluyen ventajas logísticas y geográficas: la cercanía al yacimiento acorta la distancia de los gasoductos, mientras la profundidad natural del Golfo San Matías permite operar grandes buques sin grandes obras de dragado, lo que significa menor impacto ambiental y menores tiempos de obra. Una de las principales características del esquema es la incorporación de terminales flotantes (FLNG, Floating Liquefied Natural Gas), que habilitan procesar, licuar y almacenar el gas natural en alta mar. Este enfoque genera flexibilidad operativa y optimiza el eslabón exportador, permitiendo contar con una infraestructura escalable para responder a la demanda de los mercados internacionales.En la primera etapa, a través del consorcio Southern Energy, el proyecto contempla la puesta en marcha de dos unidades flotantes, con capacidad para procesar tres millones de toneladas de GNL por año cada una. La segunda fase liderada por YPF junto a socios estratégicos, prevé sumar tres plataformas adicionales -de 6 millones de toneladas anuales cada una- que incrementarán exponencialmente la capacidad de producción y exportación argentina.La magnitud de Argentina LNG se refleja en su potencial para generar hasta 10.000 millones de dólares anuales en exportaciones durante dos décadas, un flujo de ingresos que resultará central para apuntalar la macroeconomía y fortalecer las reservas del país. El desarrollo prevé la creación de 50.000 puestos de trabajo, tanto directos como indirectos, con oportunidades para proveedores, logística, servicios e industrias conexas.Al consolidarse como proveedor global, la Argentina podrá garantizar el abastecimiento energético a Europa y Asia, dos regiones en busca de alternativas confiables y sostenibles ante la reconfiguración internacional del mercado del gas.La escala y complejidad de la iniciativa requiere reglas claras y seguros para atraer inversión estratégica. Por eso, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aporta estabilidad tributaria, aduanera y regulatoria por 30 años, además de acceso competitivo a divisas y la posibilidad de recurrir al arbitraje internacional en caso de controversias.De esta manera, con recursos naturales de primer orden, condiciones logísticas diferenciales y un proyecto de escala mundial en marcha, la Argentina se encamina a ocupar un rol protagónico en la transición energética global.A medida que el mundo demanda energías más flexibles, diversas y seguras, el gas natural licuado argentino está llamado a aportar un diferencial concreto, posicionando al país en el centro del mapa energético internacional.

Por Newsroom Infobae - El Gobierno anunció que incorporará la exploración petrolera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), según anunció Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, durante el almuerzo del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).“El Ministro nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI. Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato, con el objetivo de incentivar la inversión y la producción”, afirmó González ante empresarios del sector.

Luego de una reunión con el ministro Luis Caputo, a cargo del área, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dio una pista en ese sentido en X: “Hoy trabajamos con el ministro Caputo para la concreción de medidas que impacten en la industria y en el desarrollo de nuestra provincia. Por eso solicitamos la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional de petróleo y gas natural —particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción— dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI); para promover más producción, empleo y crecimiento para toda la provincia”.

Durante su exposición, González realizó un balance de la actividad hidrocarburífera. Destacó que, a pesar de la caída de 17% del precio del petróleo a nivel internacional, “hemos visto una industria que sostuvo el nivel de actividad, que mantuvo un compromiso claro con el largo plazo y una visión estratégica”. Resaltó que “en el no convencional completamos un 20% más de pozos que el año pasado, más de un 30% más de etapas de fractura y alcanzamos un récord histórico de producción de petróleo”.El funcionario remarcó que la decisión de avanzar en la eliminación de las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional busca apuntalar la actividad en las cuencas maduras. Señaló que con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras y dijo: “El Gobierno quiere acompañar este esfuerzo. Por eso, hace un mes anunciamos junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, entendiendo que, con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras”.González defendió la política de acompañamiento estatal hacia la industria, recalcando la importancia de preservar el equilibrio fiscal. “Desde el Estado vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia”, dijo. Destacó que la mejora de las condiciones macroeconómicas permitió que “hoy las compañías valen más, existe financiamiento que antes no estaba disponible, podemos planificar a largo plazo y empiezan a llegar a la Argentina empresas que antes ni siquiera la consideraban”.En relación al impacto del RIGI, el funcionario enumeró diversos proyectos ya aprobados bajo este marco, como el VMOS y los dos barcos de licuefacción de gas de una operadora privada. Además, indicó la existencia de cinco proyectos en análisis: “la expansión del gasoducto Perito Moreno, el gasoducto dedicado para GNL y tres proyectos de plantas de tratamiento vinculadas al nuevo desarrollo de petróleo no convencional, todos ellos bajo evaluación dentro del RIGI”. Según González, el régimen “es una herramienta sumamente poderosa y muestra con claridad hacia dónde queremos que converja la Argentina”.Durante su intervención, también puntualizó sobre la liberalización del mercado de gas. Explicó la reciente revisión quinquenal de tarifas y se refirió a los avances para que generadoras y productoras puedan retirar volúmenes dentro del Plan Gas y acordar contratos directamente. Planteó que “nuestra intención es avanzar con estas adecuaciones antes de fin de año”.

Finalmente, confirmó que Enarsa dejará de ser el único comprador de gas natural licuado en el país, para dar paso a un esquema competitivo. Subrayó que el Estado busca “crear las condiciones para que haya más ‘Continentals’ dispuestas a invertir en la Argentina” fomentando la competencia y la llegada de mejores prácticas a la industria.

El sector energético argentino protagonizó en octubre el mayor ingreso neto de la última década, un fenómeno atribuido al crecimiento de la producción no convencional y a pesar de la reconfiguración de precios internacionales.El saldo positivo alcanzó los USD 708 millones en el mes, impactando directamente sobre la balanza comercial nacional, según un informe de Nadin Argañaraz, director del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf). Este desempeño se vio acompañado de un superávit acumulado en los últimos doce meses que escaló a USD 7.470 millones, de acuerdo al análisis de Romano Group.El reciente auge responde, principalmente, a mayores envíos al exterior y a una marcada reducción en las importaciones de energía. De acuerdo con el informe de Iaraf, las exportaciones energéticas de octubre representaron USD 913 millones, mientras que las compras externas del sector totalizaron USD 205 millones. Esta dinámica permitió que la balanza energética explique casi el 90% del saldo favorable general de la balanza comercial del mes.La mejora se sostiene sobre dos fenómenos diferenciados. Por un lado, el efecto precio generó una merma de USD 36 millones en octubre y un retroceso de USD 431 millones en el año; en cambio, el efecto cantidades sumó USD 134 millones adicionales en el mes y USD 2.176 millones en el acumulado anual. La combinación arrojó un saldo neto incremental de USD 1.745 millones, que refleja la fortaleza del sector pese al descenso de los valores internacionales.Desde Romano Group precisaron que la mayor capacidad exportadora energética surgió en paralelo al desarrollo de Vaca Muerta, con una incidencia directa en el nuevo superávit energético. “La balanza comercial energética fue superavitaria en USD 700 millones en octubre de 2025, resultando así en un superávit acumulado de USD 7.470 millones los últimos doce meses“, detalló la consultora en su reporte.En la desagregación entre exportaciones e importaciones, el menor precio en la energía comprada al exterior permitió un ahorro de USD 579 millones y la reducción del volumen importado contribuyó con USD 143 millones adicionales. Por el lado de las ventas externas, la caída de los precios recortó USD 1.010 millones respecto al año anterior, saldo que fue compensado por un aumento en cantidades exportadas que sumó USD 2.033 millones. El saldo neto entre menores importaciones y mayores exportaciones arrojó USD 1.745 millones de ingresos extra en el año.Según el análisis de Iaraf, estos números consolidan el papel de Vaca Muerta en la matriz de generación y exportación energética, a pesar de las variaciones adversas en los mercados internacionales de referencia. El ciclo actual marca un punto de inflexión tanto para la política energética local como para el posicionamiento del país como oferente regional de gas y petróleo no convencional.La producción de petróleo en Argentina alcanzó en octubre un nivel histórico al superar la marca de 859.000 barriles diarios, un registro inédito impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta, según informó la Secretaría de Energía de la Nación. El país dejó atrás el máximo anterior, establecido en mayo de 1998, y se consolidó como uno de los principales actores regionales en la extracción de crudo.Todos los yacimientos del país sumaron 859.500 barriles por día en octubre, cifra que representa un incremento de 2% respecto al mes anterior. El avance se logró tras superar un récord que se mantuvo durante 27 años, cuando la Argentina había producido 858.329 barriles diarios en su mejor mes registrado.La clave de este salto productivo reside en el no convencional extraído de Vaca Muerta, que según el reporte oficial aportó cerca del 66% del total mensual nacional. Durante octubre, la formación neuquina produjo 567.500 barriles diarios, permitiendo compensar la caída del segmento convencional y consolidando el predominio del no convencional en la matriz petrolera nacional. Infobae. 

El proyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un nuevo hito al completar la última soldadura automática en línea regular del oleoducto que une la cuenca de Vaca Muerta con el océano Atlántico.Este tramo finalizó en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada, sitio estratégico para el almacenamiento y posterior exportación de petróleo a partir de diciembre de 2026.La construcción incluye 437 kilómetros de extensión y utiliza caños de 30 pulgadas (762 milímetros) de diámetro, trazando una nueva ruta troncal para el despacho de crudo desde la localidad de Allen, en el Alto Valle de Río Negro, hasta la costa cercana a Sierra Grande.La obra fue ejecutada por la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Techint Sacde y requirió la intervención de más de 1.500 trabajadores, distribuidos en tres campamentos móviles a lo largo del trayecto. El financiamiento incluyó un préstamo sindicado de USD 2.000 millones –sobre un total de unos USD 3.000 millones– otorgado por bancos internacionales como Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, bajo la modalidad de project finance, el mayor de este tipo en dos décadas. El proyecto accedió a los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El avance de los trabajos logró un récord en octubre, cuando el equipo alcanzó 175 uniones soldadas en una sola jornada, superando los 4 kilómetros de avance en ese día. “Agradezco a las empresas que lo hicieron posible y a todos sus trabajadores”, expresó Gustavo Chaab, CEO de VMOS.Además del desafío logístico que implicó movilizar más de 200 equipos pesados, la obra requirió la realización de 76 cruces especiales sobre rutas y arroyos. Para el siguiente paso relevante, la etapa de terminación contempla soldaduras lineales y la ejecución del cruce subterráneo del Río Negro mediante tecnologías dirigidas de última generación (HDD), previsto para diciembre de 2025. El oleoducto está diseñado para despachar 180.000 barriles diarios de petróleo en su primera fase, con capacidad de escalar hasta 550.000 barriles por día. La consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con una salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para la Argentina en los próximos años, posicionando a la región en el centro del comercio energético global.  VMOS se constituye como un consorcio integrado por firmas protagonistas del sector energético: YPF, Vista, Shell, Pan American Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo de Neuquén (GyP). El sostenido ritmo de trabajo se explica, en parte, por la incorporación de equipos de soldadura automática, una tecnología de alta precisión que optimiza la seguridad, la calidad y la productividad en la construcción de ductos de gran escala. Este método ya había sido utilizado en proyectos anteriores como el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno y la Reversión del Gasoducto Norte. Como detalló Infobae días atrás, los equipos de soldadura automática del VMOS estuvieron a cargo de un grupo de 23 soldadores turcos liderados por Iskender Ucmaz, quienes trabajaron junto a más de cien argentinos.La soldadura automática constituyó el eje tecnológico de la obra, aunque, como subrayó Ricardo Unzner, project manager de Techint-SACDE, “también es un paso de muchos en una obra así”. Unzner explicó que el proceso comenzó con un equipo de topógrafos que marca el recorrido de los cuatrocientos treinta y siete kilómetros. Luego se despejó el terreno y se preparó la pista de trabajo. El siguiente paso fue el zanjeo, que permitió instalar el ducto a dos metros de profundidad. Una vez completado y cubierto —sin compactar—, se inicia el “desfile”, que consiste en alinear tubos de veinticuatro metros a medida que llegan.Con los tubos alineados, los equipos de soldadores realizaron primero la soldadura interna —la primera se efectuó en mayo— y luego la externa. La mayor parte del tendido se montó mediante soldadura automática, bajo la responsabilidad de especialistas turcos y argentinos. Infobae.