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17 julio, 2026

Pampa Energía ingresa al negocio de los fertilizantes con una mega planta de urea en Bahía Blanca

Pampa Energía construirá una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial de Bahía Blanca, que hacia fines de 2029 producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea. Será el comienzo de un nuevo negocio para Pampa Energía y abrirá una nueva fuente de generación de divisas para el país, con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones.

La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año. El proyecto ya fue presentado para su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”.

Los tiempos que proyecta Pampa Energía

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará una importante generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor. Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción. MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem —al frente de la Business Unit STS de MAIRE— para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

Una oportunidad para Argentina

Alessandro Bernini, CEO de MAIRE, comentó: “Esta adjudicación marca nuestra entrada en Argentina, diversificando aún más nuestra presencia geográfica, y pone de relieve nuestra capacidad de integrar las reconocidas capacidades de ejecución de proyectos de Tecnimont con el portafolio tecnológico de Nextchem para desarrollar proyectos industriales de gran escala en todo el mundo. Nos enorgullece contribuir al desarrollo de este complejo estratégico de fertilizantes en la región, que apoyará la monetización de las reservas de gas natural en el sector downstream doméstico y, al mismo tiempo, fortalecerá la producción de fertilizantes del país.”

Además, se construirá una planta de desalinización para abastecer de agua a la operación, junto con nueva infraestructura portuaria que contribuirá a incrementar el volumen de operaciones del puerto de Bahía Blanca.

Con este proyecto, Pampa podrá monetizar el gas de Vaca Muerta y aumentar la producción más allá de la demanda local. En lugar de exportarlo como materia prima, con esta planta, Pampa sumará valor agregado al gas natural, reducirá la dependencia del país de proveedores externos y generará una nueva fuente de divisas.

El complejo se emplazará sobre 80 hectáreas dentro del área portuaria de Bahía Blanca, con conexión directa a los gasoductos de Vaca Muerta. Contará con una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga a camiones y buques para exportación.

8 julio, 2026

El litio impulsó otro salto de la minería: los minerales crecieron hasta 54% en mayo

La minería argentina volvió a mostrar señales de fortaleza durante mayo. El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró un crecimiento interanual de 9,2%, impulsado principalmente por la expansión del petróleo, el gas natural y el litio, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses del año alcanzó una mejora de 7,8%, según informó el INDEC.

El desempeño del sector también dejó una señal positiva en la comparación mensual. La serie desestacionalizada mostró un incremento de 0,4% respecto de abril, mientras que la tendencia-ciclo avanzó 0,3%, lo que refleja que la actividad mantiene una trayectoria ascendente más allá de las variaciones propias de cada mes.

Detrás de esos números aparecen dos motores cada vez más determinantes para la producción minera. Por un lado, el crecimiento del petróleo no convencional, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta. Por otro, la expansión sostenida del litio, que continúa ganando peso dentro del mapa exportador argentino y explica buena parte del avance de los minerales industriales.

El petróleo volvió a sostener el crecimiento

La categoría que reúne la extracción de petróleo crudo, gas natural y servicios de apoyo creció 6,7% frente a mayo de 2025 y acumuló una mejora de 5,6% en lo que va del año. Sin embargo, el dato más relevante volvió a concentrarse en el comportamiento del petróleo, que continúa siendo el principal impulsor de la actividad minera nacional.

La producción de petróleo crudo aumentó 19,2% interanual y acumula un crecimiento de 17,6% durante los primeros cinco meses del año. En cambio, el gas natural mostró un avance mucho más moderado, con una mejora de 5,5%, mientras que los servicios de apoyo para la extracción retrocedieron 21,4%, constituyendo el principal dato negativo dentro del segmento hidrocarburífero.

Las cifras oficiales muestran además el cambio estructural que atraviesa la producción argentina. En mayo se extrajeron 3,05 millones de metros cúbicos de petróleo no convencional, un volumen 38,5% superior al registrado un año antes. En contraste, la extracción de crudo convencional cayó 9,5%, una diferencia que refleja el creciente protagonismo de Vaca Muerta dentro del sector energético.

Litio y minerales industriales mantuvieron el impulso

Otro de los pilares del crecimiento fue la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que registró una suba interanual de 42,9% y acumuló un incremento de 34,2% entre enero y mayo. Dentro de ese grupo sobresalieron especialmente la producción de litio, la extracción de sal y los minerales destinados a la industria química, actividades que continúan expandiéndose al ritmo de la demanda industrial y energética global.

La categoría de minerales para la fabricación de productos químicos fue una de las que más creció dentro del informe. En mayo registró una suba interanual de 54,2%, mientras que el acumulado de los primeros cinco meses alcanzó un incremento de 52,9%. El principal aporte volvió a estar explicado por el carbonato de litio y otros minerales de litio, cuya producción aumentó 57,3% respecto del mismo mes de 2025.

También se destacó la extracción de sal, que exhibió el mayor crecimiento entre las principales actividades relevadas por el INDEC. La producción avanzó 128,9% en la comparación interanual y acumuló una mejora de 98,4% en lo que va del año, impulsada principalmente por el incremento de la producción de salmuera destinada a procesos industriales.

En paralelo, la extracción de minerales metalíferos mostró un comportamiento más moderado. El índice creció 1,5% frente a mayo del año pasado y acumuló un avance de 1,3%. Dentro del segmento sobresalió el aumento de 3,2% en la producción de plata y oro en concentrados, aunque el bullón doré registró una caída de 4,7%.

Algunas actividades todavía no logran recuperarse

El informe también dejó en evidencia que no todos los rubros evolucionan al mismo ritmo. La extracción de rocas ornamentales cayó 19,7% interanual y acumula una baja de 6,1% en los primeros cinco meses del año. La mayor contracción correspondió a la producción de piedra laja, que registró un desplome de 95,7% respecto de mayo de 2025.

Otro segmento que permaneció en terreno negativo fue la extracción de piedra caliza y yeso, cuyo índice retrocedió 14,1% interanual. La principal incidencia estuvo vinculada a la menor producción de roca caliza destinada a la elaboración de cal y cemento, aunque el clínker mostró una mejora de 6,7% en el mismo período.

La extracción de arcilla y caolín también registró un desempeño desfavorable. El indicador descendió 13,1% frente a mayo de 2025 y acumula una retracción de 14% en el año. Entre los productos con mayores bajas figuró la zeolita natural y el limo arcilloso para ladrillos y cerámicas, con una caída de 44,5%.

7 julio, 2026

Surinam encontró un tesoro bajo el mar: un descubrimiento de más de 1.000 millones de barriles de petróleo

Surinam acaba de dar un paso que puede cambiar por completo su futuro económico. El pequeño país sudamericano confirmó un nuevo y gigantesco descubrimiento de petróleo offshore que elevó los recursos recuperables identificados en sus aguas a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, un volumen que lo acerca al camino recorrido por Guyana y despierta el interés de toda la industria energética mundial.

La noticia fue anunciada por la petrolera Petronas, que confirmó nuevos hallazgos en el Bloque 52, ubicado frente a la costa atlántica de Surinam. Los resultados fortalecen el potencial de una región que, en apenas una década, pasó de ser una apuesta exploratoria a convertirse en uno de los mayores focos de inversión petrolera del planeta.

El descubrimiento proviene de los pozos Caiman-1 y SAC-1, perforados a profundidades superiores a los 4.500 y 5.000 metros, respectivamente. A estos resultados se sumó una evaluación positiva del pozo Roystonea-2, que confirmó la continuidad de importantes reservorios de hidrocarburos y aumentó las expectativas sobre el desarrollo comercial del bloque.

La cuenca Guyana-Surinam confirma su enorme potencial

Petronas informó que ya suma ocho pozos exitosos en el Bloque 52, un dato que consolida la viabilidad geológica del área y respalda futuras inversiones multimillonarias. El desempeño exploratorio también fortalece la posición de la compañía como uno de los principales operadores del creciente polo energético de la cuenca Guyana-Surinam.

La cuenca Guyana-Surinam es considerada actualmente una de las provincias petroleras más prometedoras del mundo. El éxito obtenido por Guyana durante los últimos años, con múltiples descubrimientos offshore y un acelerado crecimiento de su producción, convirtió a la región en un destino prioritario para las grandes compañías internacionales.

Para Surinam, que cuenta con una población cercana a los 650.000 habitantes, el impacto económico podría ser transformador. Los futuros proyectos permitirían atraer miles de millones de dólares en inversiones, incrementar la recaudación fiscal, generar empleo de alta calificación y desarrollar una cadena de proveedores vinculada a la industria del petróleo y el gas.

La presidenta Jennifer Simons destacó que estos descubrimientos representan una oportunidad histórica para el país y constituyen la base de una nueva etapa de desarrollo energético. Las autoridades consideran que la explotación de estos recursos puede diversificar la economía nacional y fortalecer su posición dentro del mercado energético internacional.

Actualmente, Petronas opera el Bloque 52 con una participación del 80%, mientras que el 20% restante pertenece a Paradise Oil Company, subsidiaria de la empresa estatal Staatsolie. Además, la petrolera malasia mantiene presencia en otros bloques de exploración, reflejando su fuerte apuesta por el potencial de Surinam.

Surinam se perfila como una potencia petrolera

Mientras avanzan las tareas exploratorias, Staatsolie continúa impulsando nuevas rondas de licencias para atraer inversiones internacionales. La empresa estatal ofrece oportunidades sobre más de 70.000 kilómetros cuadrados de áreas offshore, con el objetivo de acelerar la búsqueda de nuevos yacimientos y ampliar la base de recursos del país.

En paralelo, un consorcio encabezado por TotalEnergies trabaja en el desarrollo del proyecto GranMorgu, cuya producción comercial está prevista para 2028. Ese emprendimiento marcará el ingreso formal de Surinam al grupo de países productores de petróleo offshore y abrirá una nueva etapa para su economía.

El siguiente hito llegará este mismo año. Petronas prevé adoptar la decisión final de inversión (FID) para desarrollar parte de los descubrimientos realizados en el Bloque 52, incluyendo iniciativas vinculadas a la producción de gas natural, infraestructura y futuras exportaciones energéticas.

Con una sucesión de descubrimientos exitosos, inversiones en marcha y proyectos próximos a entrar en producción, Surinam avanza sobre la misma hoja de ruta que convirtió a Guyana en una de las economías de mayor crecimiento del mundo. Si los desarrollos continúan según lo previsto, el país podría consolidarse durante la próxima década como una de las nuevas potencias petroleras de América Latina y un actor estratégico dentro del mercado global de hidrocarburos.

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.

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.

15 junio, 2026

Un pozo de Rincón del Mangrullo produjo 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas

El desarrollo de Rincón del Mangrullo volvió a ubicarse en el centro de la escena de Vaca Muerta tras alcanzar una marca inédita de producción. El pozo RDM 553(h) registró un caudal de 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas, convirtiéndose en el de mayor rendimiento dentro de la ventana de gas seco de la cuenca neuquina.

La información fue difundida por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien destacó que el resultado constituye un récord histórico para el área y representa un nuevo avance en el desarrollo de los recursos gasíferos no convencionales del país.

“El pozo RDM 553(h) alcanzó una producción de 1,3 Mm³/d, convirtiéndose en el de mayor producción dentro de la ventana de gas seco de la cuenca y marcando un récord histórico”, destacó el ejecutivo en su cuenta de LinkedIn.

Un resultado que fortalece la producción de gas

En este marco, Marín remarcó además que la performance alcanzada por el pozo amplía las perspectivas de crecimiento del área y subrayó el comportamiento productivo observado supera los registros de desarrollos actuales y abre nuevas oportunidades para incrementar la oferta de gas natural.

“Este resultado no solo expande el potencial gasífero en el sur de la cuenca, sino que también demuestra un incremento de productividad frente a los desarrollos actuales y representa un nuevo paso para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y ampliar la capacidad exportadora de nuestro país”, sostuvo.

El bloque Rincón del Mangrullo es operado por YPF en asociación con Pampa Energía bajo un esquema de participación del 50% para cada compañía. En los últimos años se consolidó como una de las áreas más relevantes para el crecimiento de la producción de gas natural en Neuquén.

Los nuevos pozos que impulsan el crecimiento

Actualmente, el foco operativo está puesto en los trabajos de delineación de la zona LOC 100-RDMS. Allí se encuentran los pozos 552 y 553, diseñados para delimitar con mayor precisión el área productiva y optimizar el aprovechamiento del reservorio.

Los desarrollos están ubicados cerca del límite sur del bloque, sobre la costa del río Neuquén. La cercanía con instalaciones ya existentes permite acelerar la conexión de los nuevos pozos al sistema de evacuación y reducir los tiempos necesarios para incorporarlos a la producción.

Desde el frente operativo reconocen que las tareas se desarrollan en condiciones exigentes debido a los fuertes vientos y al polvo característicos de la meseta patagónica. Sin embargo, anticipan que la apertura de nuevos pozos permitirá sumar volúmenes adicionales al sistema energético nacional.

El rol de Rincón del Mangrullo

La importancia estratégica de Rincón del Mangrullo radica en que se encuentra dentro de la ventana de gas húmedo de Vaca Muerta, aunque su producción está compuesta mayoritariamente por gas seco y gas húmedo, además de una participación menor de petróleo asociado.

En un escenario donde la demanda doméstica continúa siendo elevada y los proyectos vinculados a la exportación de gas y al GNL argentino avanzan en distintas etapas de planificación, el crecimiento de áreas como Rincón del Mangrullo resulta determinante para incrementar la disponibilidad de recursos.

La entrada en producción de nuevos pozos y los resultados obtenidos por el RDM 553(h) refuerzan el papel del bloque dentro de la estrategia de expansión gasífera de Neuquén, una provincia que concentra gran parte del crecimiento energético registrado por Argentina durante los últimos años.

10 junio, 2026

tgs avanza con la Decisión Final de Inversión para su proyecto de NGLs

De la mano de Vaca Muerta, Argentina consolida su apuesta por la exportación energética con uno de los proyectos de infraestructura más importantes de su historia reciente. tgs lidera esta iniciativa estratégica que busca descomprimir los cuellos de botella de la Cuenca Neuquina y potenciar el crecimiento productivo del país a escala internacional.

En este marco, el directorio de tgs aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron, para cubrir más del 80% de la capacidad del proyecto. Asimismo, la compañía mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

Oscar Sardi, CEO de tgs, señaló: “Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina. Con una inversión de US$ 3.000 millones, el proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.

El proyecto, orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos, contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, la construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también, incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.

Esta iniciativa resulta clave para resolver uno de los principales cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. En particular, permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación.

Durante los cuatro años de ejecución de la obra, se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.

10 junio, 2026

Tettamanti ratificó que las industrias deberán asegurarse el gas o enfrentar cortes este invierno

La secretaria de Energía, María Tettamanti, aseguró que Argentina no enfrentará este invierno problemas significativos desde el punto de vista físico para garantizar el abastecimiento de gas natural, aunque advirtió que el escenario será diferente al de años anteriores porque el sector privado tendrá un papel central en la contratación y gestión del suministro energético.

Durante su participación en el evento “Midstream & Gas Day”, organizado por EconoJournal, la funcionaria sostuvo que las condiciones de infraestructura y disponibilidad de gas son similares a las del año pasado. Sin embargo, remarcó que el cambio más importante radica en la forma en que se administrará la comercialización del combustible.

“Desde el punto de vista físico, no veo demasiadas diferencias respecto al año pasado. Tenemos la misma capacidad de transporte, igual o más producción de gas en Neuquén y una cantidad similar de barcos de GNL para regasificar. El gas va a estar. Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y cómo los privados se hacen de ese gas”, afirmó Tettamanti.

Un cambio de paradigma

La funcionaria explicó que la estrategia oficial apunta a consolidar un modelo donde las señales económicas determinen las decisiones de inversión y consumo. Según indicó, el Estado debe limitarse a garantizar el cumplimiento de las normas, mientras que las empresas deben asumir la responsabilidad de planificar sus necesidades energéticas.

En ese sentido, defendió la decisión del Gobierno de eliminar mecanismos que, en los últimos años, garantizaron el abastecimiento mediante intervenciones estatales y subsidios que permitían cubrir faltantes con gas importado o regasificado.

“La eficiencia se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a esas señales de precios, es el sector privado el que toma decisiones sobre cuánto producir, cuánto invertir y cuánto consumir”, señaló la secretaria de Energía ante empresarios y ejecutivos del sector.

Tettamanti consideró que algunos actores aún esperan una intervención estatal similar a la de años anteriores. A su juicio, esa expectativa ya no se corresponde con las reglas vigentes y obliga a las compañías a modificar su forma de operar dentro del mercado.

“La gestión privada es posible y además es lo mejor. El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas, tiene que jugar. Las reglas ya están claras y las empresas tienen que salir a actuar en función de ellas”, agregó.

El rol del GNL y el fin de los subsidios implícitos

Otro de los ejes de su exposición estuvo vinculado al uso del GNL durante los meses de mayor demanda. La funcionaria sostuvo que la importación y regasificación del combustible tiene costos concretos que deben ser asumidos por quienes lo utilizan y no por el conjunto de la sociedad mediante subsidios generalizados.

Según explicó, cuando el Estado absorbe esos costos se distorsionan las señales económicas que deberían orientar las decisiones empresariales respecto de cuánto gas contratar y bajo qué condiciones hacerlo.

“La importación y regasificación del GNL alguien la paga. Cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas. El sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo con su situación particular”, afirmó.

La secretaria también rechazó la idea de que los mayores costos energéticos sean el principal problema que enfrentan determinados sectores productivos. En ese sentido, destacó la competitividad de la energía producida en Argentina y relativizó el impacto local de las tensiones internacionales sobre los precios.

“No es la energía la culpable de algún problema que tiene el sector privado. La energía en este país es muy competitiva. Hay que atacar las causas de los problemas económicos y no las consecuencias”, sostuvo.

Advertencia sobre cortes para industrias

Uno de los mensajes más contundentes del encuentro estuvo dirigido a las industrias que no aseguren contratos firmes de abastecimiento para atravesar los períodos de máxima demanda invernal.

Tettamanti explicó que las distribuidoras y transportistas cuentan ahora con un marco regulatorio definido y deberán hacer cumplir las restricciones cuando resulte necesario para garantizar el suministro de la demanda prioritaria, integrada principalmente por hogares y servicios esenciales.

“Las licencias de transporte y distribución tienen derechos y obligaciones. Ahora tienen los recursos y las tarifas para cumplirlas. También tienen la obligación de hacer cumplir el corte de las industrias cuando se emite una orden de restricción”, aseguró.

La funcionaria recordó que los contratos de GNC siempre fueron interrumpibles y señaló que tanto estaciones de servicio como industrias cuentan con herramientas para planificar alternativas que reduzcan el riesgo de interrupciones en los próximos inviernos.

“Si las estaciones de GNC o las industrias no quieren interrupciones, tienen que empezar a gestionar con transportistas y distribuidoras para tener más capacidad firme en los inviernos que vienen. Lo importante es que todos conocen las reglas y pueden planificar”, indicó.

Los precios y el futuro del mercado del gas

Consultada sobre la evolución futura de los precios del gas, Tettamanti evitó hacer proyecciones y reiteró que la formación de valores deberá quedar en manos de la competencia entre productores y compradores.

La secretaria recordó además que el Plan Gas finalizará en 2028 y que la administración nacional no tiene previsto extenderlo, por lo que las empresas deberán adaptarse progresivamente a un esquema de contratación plenamente comercial.

“Lo que nosotros tenemos que hacer para garantizar que el gas abastezca el mercado local es que los locales lo contraten. El que se duerma quizás consiga los peores precios. Los privados tienen que salir y contractualizar”, afirmó.

También destacó que las distribuidoras cuentan ahora con mayor previsibilidad regulatoria para diseñar estrategias comerciales de largo plazo y ampliar oportunidades de negocio más allá del abastecimiento residencial tradicional.

“Las distribuidoras ya tienen las reglas claras. Pueden planificar a futuro y empezar a pensar no solamente cómo abastecer la demanda prioritaria, sino también cómo desarrollar nuevos negocios con la industria”, aseveró Tettamanti.

25 mayo, 2026

Quién posee los pozos más productivos de Vaca Muerta

Vaca Muerta sigue consolidando su crecimiento productivo y alcanza registros históricos en la Cuenca Neuquina. Según los datos del Ministerio de Energía de Neuquén, la producción de petróleo alcanzó en abril fue de 628.924 barriles por día.

El volumen representa un incremento del 3,13% respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual del 36,18% en comparación con abril de 2025. Además, el acumulado entre enero y abril muestra una suba del 32,37% respecto del mismo período del año pasado.

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa una leve disminución del 0,08% respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento del 10,91%, mientras que el acumulado anual refleja una suba del 5,94%.

Liderazgo en la ventana de petróleo

A la espera de los resultados de los datos finos de la producción en el cuarto mes del año, marzo permite tener un pantallazo de lo que significa Vaca Muerta y cuáles son los pozos que permiten que el techo del shale sea empujado mes a mes.

Según los datos de la cartera energética provincial, el ranking de producción acumulada en petróleo estuvo liderado por el pozo BPO-2801(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Oeste, con 1.126 Mbbl tras iniciar perforación y producción en 2024. Seguidamente, el pozo BdC-10(h) de Pluspetrol en Bajo del Choique acumuló 786 Mbbl, habiendo perforado en 2019 y producido en 2021.

En el tercer lugar apareció el pozo BPE-2202(h) de Vista Energy en Bajada del Palo Este, con 752 Mbbl acumulados en la ventana de petróleo. Este activo inició su perforación en 2023 y produjo desde 2025. El cuarto puesto fue para BdC-30(h) de Pluspetrol, perforado en 2023 y producido en 2025.

El ranking de los cinco pozos petroleros se cerró con el activo BdC-31(h), operado por Pluspetrol en el área de Bajo del Choique Este pozo de la ventana de petróleo alcanzó 596 Mbbl acumulados; su proceso de perforación comenzó en el año 2020 y su producción efectiva se registró comercialmente en el año 2025.

Concentración por áreas

Loma Campana se mantuvo como el bloque más productivo de crudo en la provincia, aportando 91,8 mil barriles diarios de petróleo. Esta cifra representó el 15,6% de la actividad total de YPF, consolidando al área como el nodo principal del desarrollo no convencional.

La Amarga Chica ocupó el segundo lugar en producción bruta con 87,9 mil barriles diarios de petróleo durante el mes analizado. Este volumen significó el 14,9% del total mensual de Vaca Muerta, evidenciando la importancia estratégica de este bloque para la sostenibilidad del flujo energético de toda la región.

En el tercer puesto de productividad por área se situó Bajada del Palo Oeste, con una extracción diaria de 64,7 mil barriles. El bloque estrella de Vista Energy representó el 10,9% de la producción acumulada total, reafirmando su competitividad dentro de la ventana de crudo del importante yacimiento neuquino.

Desempeño en la ventana de gas

El ranking de producción acumulada gasífera fue liderado por Tecpetrol con el pozo FP-1317(h) en Fortín de Piedra, que sumó 241 MMm3. Este activo de la ventana de gas inició perforación en 2019 y producción en 2021. El pozo FP-1291(h) de la misma empresa acumuló 204 MMm3.

Pan American Energy ocupó el tercer lugar con el pozo APO-213(h) en Aguada Pichana Oeste, acumulando 199 MMm3 en la ventana de gas. Este pozo inició perforación en 2024 y producción en 2025. Pampa Energía siguió con el pozo SCh-1012(h) en Sierra Chata, perforado en 2023 y producido en 2024.

El quinto pozo más productivo de gas fue el SCh.x-1004(h) de Pampa Energía en el área Sierra Chata. Perteneciente a la ventana de gas, este activo registró 195 MMm3 acumulados en doce meses; sus tareas de perforación se iniciaron en 2019 y su producción comercial comenzó formalmente en el año 2021.

Récords operativos y actividad diaria

Fortín de Piedra lideró la producción bruta por área en la ventana de gas con 15,41 millones de metros cúbicos diarios. La Calera (Pluspetrol) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies) siguieron con 10,90 y 10,28 MMm3/d respectivamente, sumando en conjunto una porción significativa del volumen total de gas extraído.

Un hito técnico fue el pozo PAM.Nq.SCh-1025(h) de Pampa Energía, que alcanzó una producción diaria récord de 710,71 kMm3/d. Este activo de la ventana de gas destacó por su rama horizontal de 2.502 metros y la ejecución de 58 etapas de fractura durante sus primeros meses operativos en Sierra Chata.

La actividad en la cuenca durante marzo de 2026 registró 42 nuevos pozos conectados, alcanzando los 122 en el año. De ese acumulado, 83 correspondieron a petróleo y 39 a gas, demostrando que las operadoras mantuvieron un ritmo acelerado de inversión y completación técnica en sus proyectos.

22 mayo, 2026

AmCham Argentina concluyó su programa en Estados Unidos con foco en el desarrollo energético

En el marco de su programa de Energía, AmCham Argentina (Cámara de Comercio de los Estados Unidos en el país) en conjunto con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), viajó a las ciudades estadounidenses de Austin y Houston, junto a líderes corporativos y funcionarios públicos.

La comitiva participó de encuentros y visitas a instituciones clave del ecosistema energético, donde se abordaron temas vinculados al desarrollo de infraestructura energética y logística, la innovación aplicada al sector, el rol del gas natural y el GNL en el abastecimiento global, la confiabilidad de los sistemas energéticos frente al crecimiento de la demanda y los desafíos de competitividad en el contexto internacional, entre otros.

Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina, sostuvo: “Tenemos un potencial enorme en materia energética para dinamizar la economía y posicionarnos en los mercados internacionales y flujos de inversión globales. Gracias a la paulatina estabilidad macroeconómica, el foco deberá estar instalado en concretar este potencial a través de un desarrollo federal eficiente”. Luego, sumó: “En la Cámara generamos este tipo de iniciativas porque creemos que el intercambio de conocimientos y experiencias potencia el crecimiento del sector, promueve inversiones y construye una agenda estratégica de largo plazo”.

La agenda de actividades comenzó el lunes 18 en Austin con la presentación institucional de AmCham Argentina, a cargo de su CEO, Alejandro Díaz, y del IAPG por parte de Martín Kaindl, su director de Relaciones Institucionales y Administración. Ese mismo día, la delegación mantuvo dos encuentros: uno con representantes del Departamento de Desarrollo Económico y Turismo del estado de Texas, centrado en liderazgo energético, desarrollo de infraestructura y competitividad; y otro en la University of Texas at Austin, enfocado en innovación, transferencia tecnológica, confiabilidad del sistema energético y articulación entre universidad, sector privado y gobierno.

Durante el martes 19 las reuniones se centraron en temas de regulación, sustentabilidad y planificación, en las instituciones Railroad Commission of Texas, Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ) y ERCOT, operador del sistema eléctrico texano.

El miércoles 20 la delegación continuó el cronograma de actividades en Houston con un encuentro en la Alcaldía de la ciudad con referentes de las áreas de Desarrollo Económico y Planificación Urbana. Además, la jornada incluyó visitas a JPMorgan Chase y Shell, donde se abordaron temas vinculados al financiamiento de proyectos, la competitividad del sector y el escenario energético internacional.

La agenda del jueves 21 comenzó con una mañana de exposiciones y espacios de intercambio en el Baker Institute de Rice University, junto a representantes de la casa de estudios y especialistas del sector energético. Más tarde, la delegación almorzó con la Cónsul General en Houston, Vanina Yanino, y visitó Port Houston y las oficinas de BP, con foco en debatir sobre infraestructura logística y portuaria, exportaciones, el potencial del GNL y perspectivas del mercado energético global y de América Latina.

Finalmente, el viernes 22 la delegación realizó una visita institucional a Chevron, que incluyó un recorrido técnico por sus instalaciones y presentaciones sobre la operación de la compañía en Argentina. A su vez, Sebastián Borgarello, Vice President y Global Head of Energy Consulting de S&P Global, presentó un análisis centrado en el contexto global y de Estados Unidos, las oportunidades y riesgos que presenta Argentina para el mercado y las condiciones necesarias para consolidar al país en el radar de los inversores internacionales.

Entre los participantes de sector público participaron: Agustín Coto, senador nacional por la provincia de Tierra del Fuego; Enzo Fullone, senador nacional por la provincia de Río Negro; Francisco Azumendi, asesor en la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía de la Nación; Hipólito Salvatori, secretario de Ambiente y Recursos Naturales del Gobierno de la Provincia del Neuquén; Ian Vignale, secretario ejecutivo de Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación; Ignacio Lupión, ministro de Producción y Minería del Gobierno de la Provincia de Salta; Juan José Rivera, secretario de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable del Gobierno de la Provincia del Chubut; Juan José Sundblad, director nacional de Elaboración de Normativa Estratégica de la Secretaría de Legal y Técnica de Presidencia de la Nación; Julieta Corroza, senadora nacional por la Provincia del Neuquén; Manuel López González, jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente del Gobierno de la Provincia de Mendoza; Marcelo Bañez, gerente de Atención de Agentes en CAMMESA; Martín Culatto, director nacional de Operaciones y Despliegue Territorial del Ministerio de Seguridad de la Nación; Rodrigo Buteler, intendente de la Municipalidad de Cipoletti; y Roxana Fernández, intendenta de la Municipalidad de Sierra Grande.

Desde AmCham Argentina destacaron la importancia de impulsar espacios de intercambio bilateral que contribuyan al aprovechamiento del potencial energético argentino como dinamizador de la economía, la competitividad y el desarrollo federal.