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9 julio, 2026

GNL: Neuquén promulgó la ley que garantiza estabilidad fiscal por 30 años

La provincia de Neuquén dio un nuevo paso para avanzar con el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) al promulgar la Ley 3566, que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial e YPF. La norma establece el marco jurídico que acompañará el proyecto exportador, garantiza estabilidad fiscal por hasta 30 años y busca generar condiciones para atraer inversiones vinculadas al RIGI.

Con la promulgación de la ley, el gobernador Rolando Figueroa oficializó el Acta Acuerdo suscripta el 4 de junio con la petrolera de mayoría estatal. La iniciativa apunta a brindar previsibilidad a uno de los proyectos energéticos más ambiciosos del país, destinado a transformar el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación con acceso a mercados internacionales.

Estabilidad fiscal para impulsar el proyecto de GNL

La Ley 3566 ratifica un régimen especial de incentivos para el desarrollo del proyecto de GNL, asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta que adhieran al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Entre ellas se encuentran Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

La vigencia de esos beneficios estará condicionada al cumplimiento del RIGI, mientras que la Provincia otorgará estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores al inicio de cada etapa del proyecto. El objetivo es ofrecer previsibilidad a inversiones que demandan desembolsos multimillonarios y horizontes de desarrollo de varias décadas.

Durante el tratamiento legislativo de la iniciativa, Figueroa había definido el acuerdo como “una oportunidad histórica” para convertir el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible. El mandatario sostuvo además que la estabilidad fiscal constituye una herramienta indispensable para atraer capitales de largo plazo.

Inversión en infraestructura y desarrollo regional

El acuerdo también establece que YPF asumirá un compromiso de inversión de 175 millones de dólares en infraestructura. Ese monto podrá ejecutarse mediante la construcción de obras o a través de aportes económicos destinados a proyectos que serán definidos en conjunto con el gobierno provincial.

Según lo previsto, esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas a la actividad hidrocarburífera, fortaleciendo la infraestructura, los servicios públicos y las condiciones de vida en las zonas de influencia del desarrollo energético.

La aprobación legislativa y su posterior promulgación representan un paso clave para otorgar seguridad jurídica a una iniciativa considerada estratégica para ampliar la capacidad de exportación del gas argentino y consolidar a Neuquén como el principal polo energético del país.

El GNL, una apuesta estratégica para Vaca Muerta

El proyecto de GNL busca agregar valor a la producción de Vaca Muerta, diversificar los mercados de exportación y potenciar la actividad económica a través de nuevas inversiones. Además del complejo de licuefacción, el desarrollo contempla la expansión de infraestructura específica para el transporte del gas.

Entre las obras previstas figura la construcción de un gasoducto dedicado al abastecimiento del complejo exportador, una infraestructura considerada esencial para incrementar la producción, sostener el crecimiento del sector y fortalecer el posicionamiento de Argentina como proveedor de gas natural licuado en el mercado internacional.

8 julio, 2026

Cacheuta entra en escena: Mendoza busca definir si tiene potencial para producir shale

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, puso en marcha una licitación pública para contratar una empresa especializada que realice una evaluación técnica integral de la Formación Cacheuta, con el objetivo de determinar si posee condiciones para convertirse en un desarrollo de shale oil y shale gas.

La iniciativa apunta a consolidar toda la información geológica disponible sobre la Formación Cacheuta, organizar décadas de estudios técnicos y generar una base de conocimiento que permita reducir la incertidumbre sobre el potencial no convencional de este recurso. El proyecto forma parte de la estrategia energética anunciada por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de sesiones legislativas.

“La provincia tiene una extensa trayectoria petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es convertir esos datos en conocimiento útil para tomar mejores decisiones y evaluar con seriedad si Cacheuta representa una oportunidad de desarrollo futuro”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La funcionaria explicó que el estudio permitirá integrar toda la información disponible, analizarla en profundidad e identificar si existen sectores con características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen nuevas etapas de investigación sobre el potencial no convencional.

Mendoza explora Cacheuta

La Formación Cacheuta ocupa un lugar clave dentro de la Cuenca Cuyana, ya que constituye la roca madre del sistema petrolero mendocino y es el origen de buena parte de los hidrocarburos que impulsaron durante décadas la producción provincial.

Históricamente, el petróleo generado en esta formación migró hacia otras rocas reservorio, desde donde posteriormente fue producido. Sin embargo, el interrogante que ahora busca responder Mendoza es si parte de esos hidrocarburos permanecieron atrapados dentro de la propia roca madre, tal como ocurre en los principales desarrollos de shale del mundo.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que el objetivo de la licitación no es comprobar si Cacheuta generó petróleo, un aspecto ampliamente respaldado por la evidencia técnica, sino determinar cuánto hidrocarburo pudo haber quedado retenido en la formación y en qué sectores existen condiciones favorables para un eventual desarrollo no convencional.

“El verdadero valor estratégico del estudio consiste en identificar dónde podrían existir condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que permitan considerar a Cacheuta como una oportunidad para el desarrollo de recursos no convencionales”, sostuvo Erio.

El funcionario también remarcó que Cacheuta no debe compararse directamente con Vaca Muerta. Mientras esta última es una formación de origen marino y cuenta con una amplia curva de aprendizaje tecnológico, Cacheuta posee un origen lacustre continental, lo que obliga a estudiar en detalle su mineralogía, madurez térmica, contenido orgánico, capacidad de retención de hidrocarburos y comportamiento frente a técnicas de estimulación hidráulica.

Qué analizará el estudio técnico

La licitación contempla la elaboración de una base de datos integrada junto con mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, estudios de carbono orgánico total, caracterización petrofísica, análisis mineralógicos, evaluaciones geomecánicas y una jerarquización de las áreas con mayor interés técnico.

Además, el trabajo incluirá la construcción de distintos escenarios de desarrollo, la estimación de la potencialidad de los recursos, el análisis de las tecnologías que podrían aplicarse y la priorización de sectores según criterios de viabilidad geológica, infraestructura disponible, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.

La Cuenca Cuyana abarca aproximadamente 66.348 kilómetros cuadrados, cuenta con 35 áreas delimitadas, registra cerca de 3.100 pozos perforados y dispone de 1.754 km² de sísmica 3D, una base de información considerada suficiente para avanzar hacia una evaluación integral del potencial de la formación.

El estudio tendrá un plazo máximo de 14 meses y se desarrollará en distintas etapas que comprenderán la recopilación de información, el procesamiento de datos, el modelado geológico y la elaboración de un informe final. La apertura de ofertas fue fijada para el 4 de agosto de 2026.

6 julio, 2026

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

2 julio, 2026

Trafigura invertirá en una central de 273 MW que dejará el diésel para operar con gas natural

Trafigura y Generadora Metropolitana concretaron la adquisición de la Central Los Guindos, una usina de 273 MW ubicada en la comuna de Cabrero, en la Región del Biobío, en Chile. La operación representa el ingreso de la compañía global al negocio de generación eléctrica del país y contempla la reconversión de la planta para que opere con gas natural.

La central actualmente funciona con diésel, pero ambas empresas anunciaron que este mismo año comenzarán las obras para adaptar sus dos turbinas al uso de gas natural. La iniciativa forma parte de una estrategia orientada a incrementar la eficiencia de la instalación y acompañar la transición energética del sistema eléctrico chileno.

Con esta inversión, Trafigura amplía su presencia en el sector energético de América Latina y suma un activo que buscará desempeñar un papel de respaldo para la creciente incorporación de energías renovables en Chile.

La Central Los Guindos dejará el diésel para operar con gas natural

La Central Los Guindos cuenta con una capacidad instalada de 273 MW, distribuida en dos turbinas que actualmente utilizan diésel como combustible para la generación eléctrica.

El proyecto prevé la reconversión de ambas unidades para que funcionen con gas natural en el corto plazo. Según informaron las compañías, esta transformación permitirá incrementar la potencia máxima de la central, además de reducir la intensidad de las emisiones asociadas a la operación.

Las empresas también señalaron que el cambio de combustible mejorará la eficiencia operativa y la flexibilidad de la planta, dos características consideradas fundamentales para respaldar un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables.

Trafigura apuesta por expandirse en el mercado eléctrico chileno

La adquisición constituye la primera inversión de Trafigura en el sector eléctrico de Chile, un mercado que la empresa considera estratégico para su crecimiento regional.

“Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo”, afirmó Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura en Argentina.

Como parte del acuerdo, Generadora Metropolitana tendrá a su cargo el 100% de la operación, la administración y la gestión integral de la Central Los Guindos, aprovechando su experiencia en el mercado eléctrico chileno.

Una inversión orientada a la transición energética

Desde Generadora Metropolitana destacaron que la incorporación de la central forma parte de su estrategia de expansión y del fortalecimiento de una matriz energética con menores emisiones.

“Esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable. La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, señaló Diego Hollweck, gerente general de la compañía.

Una vez finalizada la reconversión prevista para este año, la Central Los Guindos buscará consolidarse como un activo de respaldo para el sistema eléctrico chileno. Su operación con gas natural permitirá ofrecer mayor disponibilidad de generación y acompañar el crecimiento de las energías renovables mediante una infraestructura más flexible y eficiente.

30 junio, 2026

Horacio Marín: “Comienza la etapa del 3x en la producción de YPF”

Horacio Marín anticipó una nueva para el shale. En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el presidente y CEO de YPF repasó el estado actual de Vaca Muerta y adelantó un cambio de escala en la producción de hidrocarburos para los próximos años.

“Yo no coincido cuando dicen que el desarrollo de Vaca Muerta está apenas arriba del 4%. Nadie sabe los extremos, pero en la cordillera es mucho más complejo”, afirmó Marín.

El directivo explicó que YPF tiene un programa para 2031 con el objetivo de desarrollar totalmente Vaca Muerta y alcanzar el plateau tanto de gas como de petróleo. Según Marín, todavía queda gas disponible para abastecer data centers y el mercado interno en los próximos años.

Marín también destacó el desembarco de compañías extranjeras en la cuenca neuquina. Mencionó la sociedad entre Pan American Energy y Continental, además de la participación de GeoPark, Vista y Pluspetrol, entre otras, en el desarrollo conjunto de Vaca Muerta, que crece a un ritmo cada vez más acelerado.

Empieza la era del 3x de YPF

“Empezó ahora lo que diga YPF, agarrémonos, porque ahora empieza el 3x. Empezamos a aumentar la actividad fuertemente, y no solamente nosotros, también Pan American y todas las empresas”, señaló el CEO de la petrolera en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo detalló que YPF pasó de 12 equipos de perforación en 2024 a 19 previstos para diciembre de este año. Con la misma inversión, la compañía pasó de 204 pozos perforados en 2024 a 253 en 2025, según los datos que presentó Marín.

Marín proyectó que el salto productivo se reflejará con fuerza recién hacia fines de 2027. Explicó que la creación de puestos de trabajo no es instantánea, ya que las inversiones y los compromisos de exportación asumidos por YPF maduran recién hacia 2031.

El círculo virtuoso y el RIGI

“El gran cambio es el cambio de gobierno, donde es friendly hacia los negocios, con el RIGI. El círculo virtuoso tiene tres actores: el gobierno nacional, que dio los incentivos correctos; el gobierno provincial y el gremio, que se acoplan a todo lo que estamos haciendo”, explicó Marín.

El CEO remarcó que, a diferencia de Estados Unidos, la Argentina todavía no cuenta con la logística necesaria para sostener cientos de equipos de perforación. Mientras en el Permian operan 450 equipos, YPF prevé llegar a entre 35 y 40 rigs propios en los próximos años.

Marín subrayó que el recurso de Vaca Muerta es de mejor calidad que el de las formaciones shale de Estados Unidos, aunque la falta de infraestructura sigue siendo un desafío. Por eso, dijo, la compañía decidió construir junto a otras petroleras la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento.

Colaboración entre compañías y productividad

“Entendimos que había que trabajar colaborativamente. Significa desarrollar infraestructura entre todos, porque entre dos empresas se gana más haciendo un oleoducto que haciéndolo cada una por su cuenta”, sostuvo Marín durante su exposición.

Según el directivo, YPF impulsa proyectos conjuntos de infraestructura con otras petroleras para reducir costos logísticos en la cuenca. También remarcó que la compañía aplica un esquema de pago por productividad que alcanza a todos los niveles, incluido el personal de las estaciones de servicio.

“El aumento de producción que nosotros prevemos para fines del 2027 va a sorprender a todo el mundo el valor que vamos a poner”, subrayó Marín.

29 junio, 2026

YPF incorpora a Eni y XRG como socios para desarrollar bloques de gas en Vaca Muerta

YPF anunció la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que concentrará la titularidad de los bloques de gas de Vaca Muerta destinados a la iniciativa exportadora.

La compañía informó que la operación permitirá sumar a ambos socios al desarrollo de los activos que abastecerán el proyecto de gas natural licuado. La transacción todavía deberá cumplir una serie de condiciones, entre ellas la aprobación de la cesión de las áreas por parte de la autoridad competente.

“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Cómo quedará la participación en los bloques

La operación se concretará a través de la sociedad vehículo que, una vez completado el proceso y cumplidas las condiciones previstas, será la titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, todos vinculados al desarrollo de Argentina LNG.

Según el esquema acordado, Eni y XRG adquirirán cada una el 32% del capital social de la compañía, mientras que YPF conservará el 36%. Desde la firma de los acuerdos, los bloques quedarán destinados exclusivamente al abastecimiento del proyecto.

Desde Eni destacaron que el ingreso al desarrollo de Vaca Muerta les permitirá fortalecer su presencia en la producción global de gas y ampliar su participación en toda la cadena del negocio del GNL, desde la extracción del recurso hasta el abastecimiento de clientes internacionales.

La visión de los nuevos socios

Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, sostuvo que la incorporación al proyecto junto con YPF y XRG permitirá desarrollar recursos de gas a escala internacional y transformar el potencial de Vaca Muerta en una fuente competitiva de GNL para distintos mercados.

Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que Argentina cuenta con condiciones para incrementar su participación en el mercado mundial de gas y consideró que Argentina LNG será una pieza central para aprovechar esa oportunidad mediante un suministro confiable de gas natural licuado.

El directivo también destacó la alianza con YPF por su experiencia en el desarrollo de Vaca Muerta y señaló que la participación conjunta con Eni permitirá impulsar un proyecto de largo plazo con capacidad para convertirse en una nueva fuente de abastecimiento de GNL para los mercados internacionales.

El antecedente de la operación

La incorporación de ambos socios llega después de que, el 30 de abril, YPF adquiriera el 50% de participación que Pluspetrol mantenía en estos bloques mediante un intercambio de activos. Con esa operación, la petrolera estatal consolidó el control del 100% de las áreas involucradas.

Argentina LNG es un proyecto integrado que busca desarrollar los recursos no convencionales de gas de Vaca Muerta mediante infraestructura de transporte y plantas de licuefacción para abastecer la creciente demanda internacional de gas natural licuado.

22 junio, 2026

El costo de perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta ronda entre los U$S 8,5 y U$S 13 millones

Nicolás Ziperovich, exCEO de San Antonio Internacional y Founder & Managing Director de Lumina Energy Solutions, realizó un análisis del underwriting completo de un nuevo operador en Vaca Muerta, desde la evaluación de subsuelo hasta la estrategia de salida, donde consideró que el riesgo real en la roca madre no es geológico sino de precio del petróleo.

La formación acumula alrededor de 16.000 millones de barriles de petróleo recuperable y más de 300 Tcf de gas, según datos de la EIA, lo que la posiciona entre las cuatro mejores plays de shale del mundo. Menos del 2% de los pozos que se perforarán eventualmente han sido ejecutados hasta la fecha, lo que dimensiona el potencial que resta por desarrollar.

“El rendimiento de los pozos centrales ahora rivaliza con el Permian, con IP30 de entre 1.000 y 2.000+ boepd desde laterales de más de 3.000 metros con más de 50 etapas de fractura“, señaló Ziperovich en su publicación en su cuenta de LinkedIn.

La economía de un pozo en Vaca Muerta

El análisis de Ziperovich desagrega la estructura de costos del ciclo completo: el costo de perforación y completación se ubica entre US$8,5 y US$13 millones por pozo, una reducción del 40 al 50% respecto de 2018, con margen adicional de baja gracias al pad drilling y los laterales más largos. El costo de caja total en madurez ronda los US$25–30 por barril, contemplando regalías de Neuquén del 12%.

A un Brent de US$70, los márgenes EBITDA alcanzan el 60%, con un punto de equilibrio de ciclo completo de entre US$38 y US$56 por barril sobre precio Medanito. La principal exposición es el precio del crudo, no la geología ni la ejecución operativa.

“La curva de costos es un problema de ejecución que se puede resolver. Pasar de diésel a gas y luego a red eléctrica quita entre US$2 y US$3 por barril del costo de lifting. Un programa de reutilización de agua del 40–50% elimina otros US$0,50–1,00”, explicó Ziperovich.

El capital es pesado, pero financiable

Una plataforma de escala media, unas 50.000 acres, aproximadamente 200 pozos en siete años hasta alcanzar 40.000 boepd, requiere una inversión total de entre US$2.800 y US$3.000 millones. De ese total, entre US$1.000 y US$1.200 millones corresponden a equity; el resto se estructura con reserve-based lending y flujo de caja reinvertido una vez que la producción escala. La perforación representa el 70% del capex, por lo que el costo por pozo y el ritmo de ejecución son las variables determinantes.

El precio de entrada al activo agrega otro argumento: la acreage se transa entre US$6.000 y US$14.000 por acre, un descuento del 70 al 90% respecto del Permian por roca comparable. Las obras de infraestructura en marcha —GPNK para gas y Vaca Muerta Sur para el crudo— y el régimen RIGI, que garantiza ingresos en dólares y estabilidad impositiva por 30 años, reducen el descuento Argentina que el mercado aún aplica.

“El descuento Argentina es más amplio que el riesgo que efectivamente queda. La ventaja ahora está en la construcción: qué acreage elegir, qué diseño de pozo, a qué velocidad perforar y cómo financiarlo sin regalar los retornos”, sostuvo Ziperovich.

El caso de salida: IRR del 22% y una referencia que ya existe

El escenario base del modelo arroja una TIR de entre el 18 y el 22% sobre equity, con un múltiplo de entre 2,0 y 2,5 veces. La salida se estructura a entre 5 y 8 veces el EBITDA hacia una IOC, una NOC o el mercado de capitales. Vista Oil & Gas construyó una compañía valuada en más de US$4.000 millones en NYSE desde cero en 2017, en condiciones de infraestructura peores que las actuales.

“El consenso por fin alcanzó al macro. El filo ahora está en la construcción”, remarcó Ziperovich, sintetizando la tesis central del análisis.

21 junio, 2026

Jorge Brito: “Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial”

Genneia participó del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, organizado en el marco de la 56° Asamblea General de la OEA, realizada en Panamá. El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación.

En ese contexto, el presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, donde compartió su visión sobre las oportunidades que posicionan a la Argentina como un actor estratégico en el nuevo mapa energético global, en la antesala de la 56ª Asamblea General de la OEA, encabezada por su secretario general, Albert Ramdin, donde participarán presidentes y ministros de los países miembros e invitados especiales.

“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito durante su exposición ante 350 líderes gubernamentales y empresariales globales.

El futuro del país

Y destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y energías renovables.

“La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, señaló.

Asimismo, remarcó el papel del RIGI como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala.

“El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica”, afirmó.

La capacidad de generar energía

Durante el panel también se abordó el crecimiento exponencial de la demanda energética asociada a la inteligencia artificial y la oportunidad que representa para países con abundancia de recursos energéticos competitivos.

“Hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”, explicó Brito.

En ese sentido, destacó que la disponibilidad de energía renovable será un factor determinante para la localización de las nuevas inversiones tecnológicas a nivel global.

“Los centros de datos requieren energía abundante, confiable y con baja huella de carbono. Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”, agregó.

El compromiso de Genneia

Finalmente, Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado.

“La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional. La combinación de nuestros recursos energéticos y un entorno cada vez más favorable para la inversión nos permite pensar en un desarrollo de largo plazo con mayor valor agregado”, aseguró.

La participación de Genneia en este espacio de alto nivel reafirma su compromiso con la promoción del diálogo público-privado y con el impulso de iniciativas que contribuyan a consolidar una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible para la Argentina. El presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, junto a ministros de energía y ejecutivos de empresas globales de energía, como Exxon y AES, donde compartió su visión acerca de las oportunidades que posicionan a la Argentina como un polo estratégico para la inversión energética y la inteligencia artificial.

19 junio, 2026

Efecto Vaca Muerta: las exportaciones de energía crecieron 167% en mayo

El avance de Vaca Muerta volvió a reflejarse en la balanza comercial energética. Durante mayo de 2026, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron un máximo histórico de 1.745 millones de dólares, impulsadas principalmente por el fuerte crecimiento de las ventas de petróleo crudo. Ese desempeño fue determinante para que el país registrara un superávit comercial de 3.504 millones de dólares, el más elevado para un mes de mayo.

Los datos difundidos por el Indec muestran que las exportaciones totales llegaron a 9.537 millones de dólares, un 34,4% más que un año atrás. En paralelo, las importaciones descendieron un 7% y se ubicaron en 6.033 millones de dólares, un escenario que amplificó el saldo positivo del intercambio comercial.

El petróleo de Vaca Muerta cambió la matriz exportadora

La energía fue el sector con mayor crecimiento de toda la economía. Las exportaciones de combustibles y energía aumentaron 167,1% interanual, hasta alcanzar los 1.745 millones de dólares, equivalentes al 18,3% de todas las ventas externas realizadas por la Argentina durante mayo.

“Los CyE alcanzaron un valor histórico de USD 1.745 millones, con una suba de USD 1.091 millones y una variación de 167,1% respecto de mayo de 2025. Este desempeño estuvo impulsado por el petróleo crudo”, destaca el informe del Indec.

El principal responsable de ese salto fue el petróleo extraído de Vaca Muerta, cuya producción continúa creciendo gracias al desarrollo del shale oil en Neuquén. Los aceites crudos de petróleo aportaron 1.172 millones de dólares, con un incremento interanual del 321,9%, explicado tanto por un aumento del 78,5% en las cantidades exportadas como por mejores precios internacionales.

Ese crecimiento permitió que el petróleo escalara posiciones entre los principales productos exportados del país, consolidando una transformación que hace apenas unos años parecía lejana: la energía pasó de representar un déficit estructural a convertirse en uno de los principales generadores de divisas de la economía argentina.

Menos importaciones y más dólares para el país

El aporte de Vaca Muerta no se limitó al aumento de las exportaciones. La mayor producción local también redujo la necesidad de importar combustibles, lo que fortaleció aún más el resultado comercial.

Las importaciones de combustibles y lubricantes cayeron 32,9% interanual, hasta apenas 202 millones de dólares, registrando el mayor descenso entre todos los usos económicos relevados por el organismo estadístico.

La reducción fue todavía más marcada en el gasoil importado. Durante mayo, las compras externas de este combustible sumaron solamente 13 millones de dólares, un 90,2% menos que un año antes.

“El uso económico que registró la mayor caída fue CyL, con una variación negativa de 32,9% respecto a igual mes del año anterior. Las cantidades disminuyeron 55,3% y los precios crecieron 50,2%”, agrega el informe oficial.

El menor nivel de importaciones energéticas permitió reducir significativamente la salida de divisas, reforzando el impacto positivo que ya generaban las mayores exportaciones de petróleo.

Neuquén lidera el nuevo mapa exportador

La Patagonia volvió a concentrar el grueso de las exportaciones energéticas del país. Durante mayo, la región exportó 1.230 millones de dólares, de los cuales 1.023 millones correspondieron a la provincia de Neuquén, principal epicentro del desarrollo de Vaca Muerta.

La región pampeana ocupó el segundo lugar con 478 millones de dólares en ventas externas de energía, muy por detrás del liderazgo neuquino.

En el acumulado de los primeros cinco meses de 2026, la balanza comercial energética registró un superávit de 4.686 millones de dólares, frente a los 2.517 millones obtenidos en igual período del año anterior.

“En los primeros cinco meses del año, la balanza comercial registró un saldo positivo de USD 4.686 millones. En el mismo período del 2025, se había registrado un superávit de USD 2.517 millones”, señala el Indec.

El informe también destaca que las exportaciones energéticas crecieron 45,7% en el acumulado anual, mientras que el índice de precios de las exportaciones aumentó 13,9% y el índice de cantidades exportadas avanzó 18,1%, impulsado principalmente por combustibles y energía.

“En mayo de 2026, el índice de precios de las exportaciones registró un aumento de 13,9% respecto del mismo mes del año anterior. El índice de cantidades de las exportaciones subió 18,1%, como consecuencia del mayor volumen de ventas en todos los rubros, destacándose combustibles y energía”, subraya el informe.

17 junio, 2026

Vaca Muerta y Chile avanzan en una alianza energética que apunta a Asia y la minería

La ministra de Energía de Chile, Jimena Rincón, encabezó una comitiva estratégica hacia Vaca Muerta con el objetivo de consolidar la seguridad energética regional. Durante su visita técnica, la funcionaria analizó el potencial productivo de la cuenca neuquina frente a la reciente volatilidad de precios internacionales de los combustibles.

El despliegue diplomático y comercial incluyó a representantes de ENAP y diversos líderes del sector privado chileno. La delegación evaluó las capacidades operativas de Argentina para garantizar el abastecimiento de hidrocarburos a largo plazo, mitigando los riesgos derivados de los conflictos geopolíticos que encarecieron el suministro global.

“Vaca Muerta es el segundo yacimiento de gas natural no convencional del mundo y el cuarto en materia de petróleo y eso obviamente lo posiciona como un territorio muy atractivo cuando tenemos los hechos de la guerra que nos impactaron a partir de marzo”, consideró Rincón en diálogo con Bandurria Media.

Ante la crisis de precios desatada por conflictos en Medio Oriente, Chile priorizó la búsqueda de socios estratégicos que permitieran asegurar no solo costos competitivos, sino también la disponibilidad física.

Vaca Muerta: una seguridad latinoamericana

Las estadísticas oficiales revelaron que el sistema chileno dependió críticamente de la producción argentina durante el último ejercicio operativo. Actualmente, Chile adquirió el 60% del gas natural y el 40% del petróleo crudo de origen argentino, volúmenes procesados y refinados íntegramente por la infraestructura de ENAP para el consumo interno.

La integración energética no se limitó únicamente a la compra directa de moléculas de gas o barriles de petróleo. Rincón proyectó una sinergia donde los puertos chilenos funcionaron como la salida natural hacia el mercado de Asia, permitiendo que Argentina colocara sus excedentes productivos mediante una logística portuaria eficiente y competitiva.

“El tema no es solo que esté más caro comprar sino que podamos comprar, porque son dos variables que hay que administrar y a partir de lo que ocurrió en marzo nosotros empezamos en el ministerio a trabajar bueno cuáles eran nuestros socios, los socios estratégicos“, afirmó.

La visión estratégica contempló la exportación de energía eléctrica desde el norte chileno hacia los proyectos mineros situados en territorio argentino. Esta propuesta buscó emular los estándares de interconexión energética vigentes en la Unión Europea, ampliando las redes de transmisión para optimizar el desarrollo productivo de ambas naciones fronterizas.

Puertos nacionales y la interconexión eléctrica binacional

El análisis gubernamental identificó que la productividad industrial se vio beneficiada por la creación de empleos en los nodos de transporte y servicios. La ministra destacó que fortalecer estas relaciones permitió que Chile ganara en capacidades logísticas, mientras Argentina resolvió sus cuellos de botella en la evacuación de hidrocarburos hacia mercados globales.

“Una oportunidad para que nuestros puertos sean punto de salida del combustible de ellos, gas y petróleo, a Asia; no hay mejor salida que la nuestra y eso obviamente es un negocio para nosotros, entonces ganamos por todos lados en ese ámbito”, aseguró la funcionaria chilena.

El papel del RIGI

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), resultó fundamental en las deliberaciones técnicas sostenidas. Este esquema ofreció una estabilidad fiscal de treinta años para desembolsos superiores a los doscientos millones de dólares, garantizando reglas claras para la inversión privada en infraestructura energética pesada.

“Afianzamos y fortalecemos las relaciones para que nuestra energía del norte sea una energía que ellos consuman ya lo están haciendo en proyectos mineros pero que podamos ampliar la red”, aseveró.

Rincón comparó la efectividad del modelo de incentivos argentino con las metas del proyecto de reconstrucción de Chile. Ambos marcos buscaron reducir la burocracia administrativa y otorgar certeza jurídica, factores determinantes para evitar que el capital inversor se desplazara hacia competidores regionales como el mercado de Brasil.

Estándares socioambientales

El monitoreo de los proyectos de transmisión eléctrica resultó clave para evitar futuras alzas en los precios de las cuentas residenciales. El gobierno chileno trabajó intensamente en destrabar permisos que permitieran inyectar energía renovable disponible al sistema, optimizando la matriz y asegurando que las inversiones energéticas impactaran positivamente en la economía doméstica nacional.

Asimismo, Rincón afirmó que se planificaron reuniones para coordinar el uso de recursos hídricos y la refrigeración de estas infraestructuras críticas, buscando que la disponibilidad de energía eólica potenciara la instalación de nuevos centros estratégicos.

“Uno puede transitar a modelos en que las comunidades se sientan parte del desarrollo, sean no solo receptoras de recursos, sino que más bien socios estratégicos y parte del desarrollo productivo“, consideró la ministra de Energía de Chile.