Tettamanti: “Si seguimos con las políticas adecuadas, el potencial de crecimiento es enorme”

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, destacó el crecimiento de la producción de hidrocarburos, las inversiones en infraestructura y el avance de la desregulación energética. También remarcó el potencial de Vaca Muerta para transformar la matriz exportadora argentina.

Durante el Energy Summit de Ámbito Financiero, realizado en Lex Tower, Tettamanti repasó la actualidad del sector y la visión del gobierno de Javier Milei. La funcionaria puso el foco en la reciente Argentina Week en París, donde el Gobierno buscó mostrar los cambios económicos y regulatorios del país.

“Fue muy importante porque Argentina necesita mostrarle al mundo que cambió y mostrar todo el proceso de transformación que está haciendo el sector energético y el país en general”, resaltó.

La secretaria explicó que parte de la estrategia consistió en mostrar “cómo cambiaron las políticas macroeconómicas y la visión del gobierno sobre la importancia del respeto a los contratos, la estabilidad macroeconómica y la desregulación de los sectores”.

También destacó el acompañamiento de 14 gobernadores a la comitiva encabezada por el presidente Javier Milei. “Ese acompañamiento de gobernadores que no son del mismo partido político muestra que hay una coincidencia general del rumbo y un convencimiento de que no nos tenemos que apartar de ese rumbo”, expresó.

Inversiones y señales para el sector

Tettamanti consideró que las inversiones privadas representan una señal más contundente que los anuncios oficiales. “No hay muestra más contundente de que las políticas son acertadas que un empresario que decide invertir”, afirmó.

En ese sentido, valoró los anuncios de Glencore en Catamarca y TotalEnergies, que comprometió una inversión de u$s 10.000 millones en el offshore y desembolsos adicionales en Neuquén.

“Están hace años en el país, pero invierten más o menos en función de las señales que da el gobierno. Y que apueste fuerte por Argentina y anuncie que va a seguir desarrollando el gas del offshore es una señal muy importante”, señaló.

Sobre el mercado eléctrico, la funcionaria defendió los cambios regulatorios impulsados por el Gobierno. Explicó que el decreto 450 otorgó 24 meses para avanzar hacia los principios de la Ley 24.065, basada en la libertad de mercados.

“Le dio a la Secretaría 24 meses para dictar las normas que lleven a cumplir en su totalidad los principios de la ley 24.065, que se basa en la libertad de mercados. Y a eso estamos yendo gradualmente”, explicó.

También destacó la resolución 400, que estableció un período de transición. “Allí marcamos un camino de transición que además vamos perfeccionando a medida que vemos por solicitud de privados o vemos cosas que corregir”.

Según Tettamanti, el objetivo final es que los privados definan sus contratos y que el Estado reduzca su intervención. “Lo importante es que siempre va en la dirección de llegar al final del camino a la vigencia plena de los mercados, con los privados haciendo contrato y el Estado fuera de los mercados y regulando lo mínimo posible”.

Más generación y transmisión

En materia de infraestructura eléctrica, Tettamanti destacó los proyectos Alma SADI y Alma GBA como una vía rápida para incorporar potencia al Sistema Argentino de Interconexión.

“A lo largo de todo este verano, se van a incorporar 500 MW de los 700 de Alma GBA y otros 200 que se van a incorporar en mayo de 2027, junto con los otros 700 MW de Alma SADI”, precisó.

La funcionaria explicó que las baterías permitirán almacenar energía en momentos de baja demanda y utilizarla cuando sea necesaria. “Teniendo las baterías, la podés almacenar en horas de bajo consumo y ponerla a disposición de la demanda cuando lo requiera”.

De cara al verano, planteó que la estrategia estará centrada en la gestión de la demanda. Esto implica “invertir en infraestructura y asegurarte de que sea óptima y al menos costo posible”, mediante un consumo eficiente.

Sobre las obras de transporte, destacó que la ampliación de las redes no solo permitirá llevar más energía. También facilitará la incorporación de generación renovable y reducirá el costo promedio del sistema. “El beneficio es para todo el país, no solo para Buenos Aires”, remarcó.

Gas, GNL y el impacto del conflicto externo

En el mercado del gas, Tettamanti señaló que la desregulación avanza de manera gradual debido a la vigencia del Plan Gas hasta fines de 2028. También destacó la readecuación del sistema de transporte y la ampliación en construcción de TGS.

En paralelo, resaltó el cambio en el esquema de importación y comercialización de GNL. “Dijimos por primera vez que la demanda se tiene que pagar. El que lo usa, paga el costo y el Estado no subsidia más”, afirmó.

El conflicto en Medio Oriente, sin embargo, elevó el costo internacional del GNL. “Cuando empezamos a trabajar, calculamos costos de GNL en alrededor de 13/14 dólares el millón de BTU y terminó en 19”.

“Eso impacta claramente, pero lo importante es que, a pesar de ese shock externo tan fuerte, lo hicimos igual y funcionó”, sostuvo.

En ese contexto, aseguró que el Gobierno busca generar previsibilidad para los inversores. “Queremos que los precios y tarifas reflejen los costos, sin distorsionar. Se están dando las señales económicas para que puedan tomar las decisiones correctas”, apuntó. Y agregó: “Hoy vamos a respetar los contratos. No vamos a repetir los errores del pasado”.

Menos subsidios y una nueva estructura tarifaria

Respecto del Presupuesto 2027, Tettamanti anticipó una reducción de los subsidios energéticos. “En materia de subsidios, estamos pensando en reducir a 0,38% del PBI, cuando este año estamos llegando en 0,56% aproximadamente”.

La funcionaria vinculó el objetivo con la nueva Ley de Zona Fría y una menor necesidad de importar GNL. Además, explicó el cambio previsto para los subsidios en zonas cálidas.

“No es que creamos un nuevo régimen tarifario para zonas. Había un decreto de subsidio focalizado con un bloque uniforme a lo largo de todo el país. Y no es lógico, porque la necesidad de consumo en zonas más cálidas, frías o que no tienen gas natural, no tienen que ser iguales”, sostuvo.

“El potencial de crecimiento es enorme”

Al cerrar su exposición, Tettamanti proyectó una expansión de la economía vinculada con la energía, la minería y los nuevos centros de demanda. “Si seguimos con las políticas adecuadas, el potencial de crecimiento es enorme. A partir del sector de energía pueden venir otros y ya vemos el interés de los data center y la minería”, afirmó.

La funcionaria planteó que Vaca Muerta y los recursos energéticos pueden impulsar una nueva etapa de industrialización. “No queremos exportar materias primas, queremos darle valor agregado”, aseguró.

Para lograrlo, consideró necesario reducir el costo de financiamiento y el riesgo país. “Si no generás confianza, la planta nunca va a venir. El camino es bajar el costo de financiación, el riesgo país y dar certidumbre”.

Vaca Muerta: el problema del gas asociado que anticipa el caso Waha

El boom del shale oil en Vaca Muerta tiene una contracara que en el sector se discute cada vez más en voz alta: con cada barril aparece más gas asociado. Así lo planteó Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, en un posteo en LinkedIn donde puso sobre la mesa el caso Waha.

“A medida que sube el precio del petróleo, la producción de gas se vuelve menos sensible al precio del propio gas”, subrayó apoyándose en un reciente informe que realizó la consultora sobre Permian.

“Cuando la economía del pozo está dominada por el crudo, el operador sigue perforando y el gas aparece como coproducto. Esto es especialmente relevante para el Hub Norte de Vaca Muerta“, ponderó el ejecutivo.

El Hub Norte, bajo la lupa

Los números del Hub Norte ayudan a dimensionar la advertencia. Pluspetrol proyecta en Bajo del Choique–La Invernada hasta 100.000 barriles diarios de petróleo y 12 MMm3/d de gas. En tanto, Tecpetrol apunta a 70.000 barriles diarios en Los Toldos II Este hacia 2027.

A eso se suman las áreas que recibieron ofertas en la Ronda 1/2026 de GyP. “La pregunta no es solo cuánto petróleo puede producir el Hub Norte, sino qué vamos a hacer con todo el gas y los líquidos que vendrán con él”, aseguró el especialista.

Waha es el hub de referencia del gas en el oeste de Texas y en los últimos años sus precios quedaron en terreno negativo en más de una ocasión. Había tanto gas y tan pocos caños para sacarlo que los productores terminaban pagando para que alguien se lo llevara.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

 

Las obras que ya arrancaron

En la Argentina, algunas piezas del midstream ya se mueven. “TGS proyecta procesar 43 MMm3/d en Tratayén y transportar los líquidos hasta Bahía Blanca para su fraccionamiento y exportación”, detalló Díaz sobre el plan de la transportadora, que busca ampliar su capacidad de procesamiento de gas.

MEGA también juega. La compañía obtuvo la aprobación del RIGI para una expansión de 365 millones de dólares que sumará 1.500 toneladas diarias de capacidad de producción de LGN. El plan incluye inversiones en Loma La Lata, en el poliducto que llega a Bahía Blanca y en su planta de fraccionamiento.

“Esto es clave: el desafío no es solamente agregar gasoductos. Es desarrollar toda una cadena integrada de gathering, acondicionamiento, procesamiento, recuperación de líquidos, transporte y mercados finales”, planteó el vicepresidente de Rystad Energy.

Mercados abiertos y la lección del Permian

Del lado de la demanda, el abanico se abrió. Díaz enumeró el mercado local, las exportaciones de gas a Chile, Bolivia y Brasil, el GNL como puerta al mercado global y la venta externa de líquidos (NGLs). Para el crudo, la nueva capacidad de evacuación también estira el horizonte de crecimiento.

Pero Permian muestra que ni siquiera eso alcanza. Allí se prevén unos 425 MMm3/d de nueva capacidad de transporte hacia fin de la década y, aun así, los escenarios de mayor crecimiento vuelven a tensionar el sistema. “La lección de Waha es que la infraestructura debe llegar antes que el cuello de botella”, resumió.

“Vaca Muerta todavía está a tiempo de anticiparse. El próximo desafío del Hub Norte quizás no sea encontrar más petróleo. Puede ser evacuar y monetizar eficientemente todo lo que venga con él”, consideró el especialista.

Argentina LNG obtiene una oferta de financiamiento de U$S 6.000 millones del banco EXIM

Argentina LNG recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo por hasta 6.000 millones de dólares del Export-Import Bank de los Estados Unidos (US EXIM). El anuncio se realizó durante el U.S.-Argentina Forum on Supply Chains, Energy & Infrastructure, celebrado en New York.

Los fondos estarán destinados a la compra de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de desarrollo de infraestructura y producción del proyecto. El otorgamiento definitivo del crédito del EXIM dependerá de la aprobación final del Directorio de la entidad.

Del encuentro participaron el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el canciller Pablo Quirno; el ministro de Economía, Luis Caputo; el subsecretario de Estado de los Estados Unidos, Christopher Landau; y el secretario adjunto para Asuntos del Hemisferio Occidental del Departamento de Estado, Juan Pablo Segura.

También estuvieron presentes el embajador de Estados Unidos en la Argentina, Peter Lamelas; el embajador argentino en Estados Unidos, Alec Oxenford; el presidente del Directorio y Chairman del EXIM, John Jovanovic; y la vicepresidenta y Chief Commercial Officer de la entidad, Sarah Whitten, entre otros referentes de los sectores público y privado.

Qué es Argentina LNG

Impulsada por YPF, Eni y XRG, Argentina LNG es la iniciativa para construir una cadena integrada de producción y exportación de gas natural licuado (GNL). Su objetivo es monetizar el gas de Vaca Muerta a través de su procesamiento, licuefacción y exportación a mercados internacionales.

El proyecto contempla instalaciones de producción de gas en Neuquén, infraestructura de transporte dedicada, plantas de tratamiento y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG). Estas unidades operarán frente a las costas de Río Negro, en el Golfo San Matías.

En su primera fase, las dos unidades FLNG tendrán una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Con ese volumen, la Argentina se ubicaría entre los principales exportadores emergentes de gas natural licuado.

El desarrollo completo de Argentina LNG requerirá inversiones estimadas en 51.000 millones de dólares a lo largo de la vida útil del proyecto. Hacia 2031, año previsto para el inicio de operaciones de las unidades FLNG, la inversión alcanzaría cerca de 29.000 millones de dólares.

De ese monto, alrededor de 24.000 millones de dólares se destinarán a infraestructura estratégica: ductos dedicados, instalaciones portuarias, plantas de procesamiento y unidades de licuefacción. Los 5.000 millones de dólares restantes se invertirán en el desarrollo de los recursos gasíferos necesarios para abastecer la capacidad de producción prevista.

Weretilneck celebró el financiamiento

En este marco, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, celebró el financiamiento obtenido por el proyecto Argentina LNG: “Nuestro país se proyecta como un protagonista del abastecimiento energético mundial, con Neuquén y Río Negro como motores de esta nueva etapa”, destacó.

El mandatario valoró la relación entre los presidentes Javier Milei y Donald Trump como un vínculo estratégico para abrir nuevas oportunidades de inversión y señaló que este respaldo internacional confirma una decisión que defendió Río Negro: instalar en su costa uno de los mayores desarrollos energéticos del país.

“Río Negro no fue elegida por casualidad. Adherimos al RIGI, competimos con Bahía Blanca y defendimos que esta oportunidad quedara en la Patagonia. Lo disputamos y lo conseguimos, porque tenemos los recursos, la capacidad y la decisión política para transformar nuestra historia”, aseguró.

“Quiero destacar el trabajo de Horacio Marín al frente de YPF y su gestión para sumar respaldo internacional a este proyecto. La compañía tiene un valor estratégico para el país: su capacidad para desarrollar nuestros recursos y atraer inversiones es fundamental para transformar el potencial de Vaca Muerta en empleo y desarrollo”, aseguró Weretilneck.

YPF está cerca de cerrar sus primeros compradores para Argentina LNG

YPF avanza a paso firme en la búsqueda de clientes para Argentina LNG. Durante su participación en Gastech, la conferencia energética que se realizó en Bangkok, Horacio Marín confirmó que la compañía está cerca de firmar los primeros contratos de venta de gas natural licuado para el proyecto de exportación más ambicioso que tiene la Argentina hoy en carpeta.

Según informó Bloomberg, Marín detalló que la idea es sellar entre dos y tres acuerdos con una capacidad conjunta de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales. Asimismo, sostuvo que el objetivo es tener esos compradores asegurados antes de que se tome la decisión final de inversión, algo que la empresa espera concretar en noviembre.

“Este proyecto es muy importante no solo para Argentina, sino también para el mundo. Hemos conformado un excelente consorcio”, señaló Marín en un comunicado difundido por YPF durante la conferencia. El CEO fue claro respecto de por qué la petrolera decidió no ir sola en esta apuesta.

YPF tiene el know-how de Vaca Muerta, pero nunca había construido ni operado una planta de GNL. Por eso sumó a Eni, con experiencia en licuefacción flotante, y a XRG, el brazo energético de ADNOC. Las tres compañías tienen participaciones prácticamente iguales en el proyecto, que ya se estima en 24.000 millones de dólares.

La planta, que se instalaría en alta mar frente a la costa atlántica argentina, produciría 12 millones de toneladas por año y sería una de las instalaciones flotantes más grandes del mundo. Marín remarcó que Argentina cuenta con una ubicación estratégica: acceso al Atlántico y al Pacífico, y sin conflictos bélicos cerca.

Contratos antes de la firma final

Marín fue consultado en Bangkok sobre si habría un compromiso total de financiamiento antes del anuncio de noviembre. “No. Pero habrá cartas de intención que indiquen que finalizarán el proceso”, respondió, sin esquivar la pregunta sobre los tiempos ajustados que tiene el proyecto.

El escenario internacional juega a favor de Argentina. Meses de interrupciones en el Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz paralizaron cerca de una quinta parte del suministro mundial de GNL. Eso empujó a compradores asiáticos a buscar nuevos proveedores, lejos de Oriente Medio, para reducir riesgos futuros.

En ese contexto, YPF apura la firma de los primeros contratos. La compañía también trabaja en paralelo con agencias de crédito a la exportación y bancos comerciales para cerrar el esquema de financiamiento de un proyecto que no tiene precedentes en la historia energética argentina.

Empleo, infraestructura y el rol del RIGI

Marín calculó que la industria energética argentina va a necesitar más de 90.000 nuevos puestos de trabajo, y que casi la mitad de esos empleos van a estar directamente vinculados al proyecto de LNG. Son números que la petrolera repite cada vez que puede en sus presentaciones.

“El RIGI representa excelencia para los inversores y ha sido una herramienta clave para este tipo de proyectos, porque aporta estabilidad y credibilidad”, sostuvo el CEO, en referencia al régimen de incentivos que impulsó el Gobierno nacional para atraer inversiones de gran escala.

Vaca Muerta ya representa cerca del 60% de la producción de hidrocarburos del país. Para Marín, ese crecimiento necesita nueva infraestructura de evacuación, y ahí es donde entra Argentina LNG como pieza central de la estrategia energética de exportación del país.

El cronograma que maneja YPF es ajustado: la firma del FID en Buenos Aires hacia fin de año y el inicio de las primeras obras en febrero. “Serán cuatro años muy intensos de trabajo junto a nuestros socios. Vamos a lograr algo único”, afirmó Marín en Bangkok.

Los caños del San Matías Pipeline llegaron a Río Negro y ocupan las 18 hectáreas del Puerto de San Antonio Este

En el Puerto de San Antonio Este ya no queda espacio vacío. Sobre las 18 hectáreas destinadas al acopio, los operarios acomodan hilera tras hilera los caños del San Matías Pipeline, la obra que va a conectar la producción de Vaca Muerta con la costa rionegrina. El paisaje portuario cambió en semanas.

El jueves arrancó la descarga del segundo buque de los doce programados. Se llama Turbo S, vino desde India y trajo 3.340 caños de 36 pulgadas, la medida exacta que pide esta etapa del gasoducto. La tarea va a demandar unos seis días de trabajo continuo, sin pausas.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recorrió la terminal y no disimuló el entusiasmo. “El movimiento en el puerto es impresionante. Esta es la demostración de que Río Negro ya está participando activamente en la transformación energética de la Argentina”, aseguró el mandatario.

Una playa de acopio que no existía

La nueva zona de acopio se armó porque la infraestructura anterior del puerto ya no alcanzaba. La demanda logística creció más rápido de lo previsto y obligó a repensar cada metro disponible dentro de las 18 hectáreas que hoy ocupan los caños.

“Cada caño o chapa descargada para los grandes proyectos energéticos significa empleo, inversión y la posibilidad de proyectarnos como protagonistas del futuro”, sostuvo Weretilneck.

San Antonio Este se transforma en el puerto patagónico con mayor capacidad de acopio. “Todo este espacio va a estar lleno de caños para los distintos gasoductos que se van a construir en Río Negro. Esto también es orgullo rionegrino”, aseguró.

 

El cronograma que llega hasta abril

Este Turbo S es apenas el segundo de los doce buques que van a traer los caños de esta etapa del proyecto. Los arribos van a ser progresivos y se van a extender hasta abril, sin pausas largas entre uno y otro.

Cada descarga exige coordinación fina entre grúas, camiones y la zona de acopio. No es la primera vez que el puerto maneja estos volúmenes, pero la escala actual, con barcos llegando desde India, puso a prueba la logística de una manera distinta.

El San Matías Pipeline va a recorrer 472 kilómetros dentro de la provincia, con capacidad para transportar hasta 27 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta hasta la costa rionegrina. Ahí, el gas va a abastecer las unidades flotantes de licuefacción proyectadas para el Golfo San Matías.

Un puerto que ya no es el mismo

La seguidilla de barcos convirtió a la terminal en una pieza imposible de ignorar dentro de la nueva etapa energética de Río Negro. Descarga, almacenamiento y camiones entrando y saliendo generan un movimiento que antes no existía en este volumen.

Sin el gasoducto San Matías, el proyecto de exportación de gas natural licuado desde el Golfo simplemente no puede funcionar. Por eso cada buque que llega, cada caño que se acopia en el puerto, forma parte de un engranaje mayor que todavía está en marcha.

Weretilneck ya lo había dicho en otra recorrida y volvió a repetirlo frente a los caños recién descargados: “Río Negro tiene rumbo, tiene futuro. Lo estamos haciendo entre todos para ser protagonistas de la Argentina que viene”.

San Matías Pipeline: llegó el segundo de los 12 buques con caños a Río Negro

El puerto de San Antonio Este no da respiro. El jueves arrancó la descarga del segundo buque de los 12 previstos con caños para el San Matías Pipeline, y en la terminal ya se nota el ritmo distinto que trae este tipo de operación logística de gran escala.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, estuvo presente y no ocultó el entusiasmo. “El movimiento en el puerto es impresionante. Esta es la demostración de que Río Negro ya está participando activamente en la transformación energética de la Argentina”, aseguró.

El barco se llama Turbo S, llegó desde India y trae 3.340 caños de 36 pulgadas, la medida exacta que necesita la obra para avanzar en esta etapa del gasoducto. Nada menor si se piensa en la escala del proyecto completo.

Un cronograma que no para

Las tareas ya están en marcha en la Terminal portuaria y, según estiman en el puerto, van a demandar unos seis días de trabajo continuo. No es la primera vez que manejan estos volúmenes, pero la logística sigue exigiendo coordinación fina entre grúas, camiones y zona de acopio.

Una vez que termine la descarga, todos los caños van a quedar guardados en la nueva zona de acopio, un espacio que se armó específicamente porque el puerto ya no daba con la infraestructura anterior. La demanda logística creció más rápido de lo esperado.

Este Turbo S es apenas el segundo de los 12 buques programados para traer los caños de esta etapa. El cronograma, según pudo saber La Nación, contempla arribos progresivos que se van a extender hasta abril, buque tras buque, sin pausas largas entre uno y otro.

Un puerto que ya no es el mismo

La seguidilla de barcos convierte al Puerto de San Antonio Este en una pieza que hoy es imposible de ignorar dentro de la nueva etapa energética rionegrina. Genera movimiento constante: descarga, almacenamiento, camiones entrando y saliendo, y una logística que antes no existía en este volumen.

Weretilneck ya lo había dicho en otra visita al puerto, y lo repite cada vez que puede: “Cada caño o chapa descargada para los grandes proyectos energéticos significa empleo, inversión y la posibilidad de proyectarnos como protagonistas del futuro”. Una frase que en el Gobierno provincial repiten como bandera.

Los caños que bajan del Turbo S no son un dato aislado. Van a formar parte de la construcción del San Matías Pipeline, la obra que va a conectar la producción de gas de Vaca Muerta con la costa de Río Negro. Una obra de esas que cambian el mapa productivo de una región.

Lo que viene con el gasoducto San Matías

El gasoducto va a tener 472 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con capacidad para mover hasta 27 millones de metros cúbicos de gas por día. Son números que en la industria energética no se ven todos los años, y menos en esta región del país.

Su función principal va a ser abastecer las unidades flotantes de licuefacción que se necesitan para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado desde el Golfo San Matías. Sin ese gasoducto, ese proyecto de exportación simplemente no puede funcionar.

Rolando Figueroa apuntó contra las petroleras que “no invierten” en Vaca Muerta

La provincia de Neuquén avanza con la Ronda N°2/2026 del Plan Exploratorio, orientada a la exploración y explotación del gas de Vaca Muerta, con nuevas áreas de GyP sobre la mesa. El gobernador Rolando Figueroa lo confirmó en Houston, durante la quinta edición de Shale in Argentina, y adelantó que las cuatro áreas que YPF devolverá a la provincia entrarán en las próximas convocatorias.

Se trata de Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, los bloques que YPF confirmó que va a devolver y que quedarán disponibles para una futura licitación en la cuenca neuquina.

Rolando Figueroa y el mensaje a las empresas

El mandatario fue directo respecto a qué compañías tendrán lugar en la nueva ronda y cuáles quedarán afuera del reparto de áreas.

“Las vamos a incorporar en una nueva licitación, junto con otras áreas que estamos revirtiendo a empresas que no invierten, que dicen que van a invertir y no lo hacen”, aseguró Figueroa ante el auditorio reunido en Houston.

Durante el evento, que juntó a ejecutivos, inversores y especialistas internacionales, el gobernador destacó la paz social y el cuidado ambiental como pilares de la gestión, y valoró la inversión privada que permite que las empresas “desembarquen, rindan” y generen más actividad en la cuenca.

Rolando Figueroa anunció la Ronda 2/2026 y apuntó contra las petroleras que "no invierten" en Vaca Muerta.

El impacto de las empresas americanas y la ventana de oportunidad

Figueroa también se refirió al desembarco de compañías extranjeras que ya participaron de licitaciones previas y que están comprando otras firmas del sector.

“La llegada de nuevas empresas americanas va a permitir el ingreso de nuevas empresas de servicios. A su vez, seguramente va a crecer la actividad de las empresas locales”, amplió el gobernador durante su exposición en el panel principal.

El mandatario insistió en que existe una ventana de oportunidades que la provincia busca capitalizar con esta segunda ronda. Recordó que en octubre se cerrarán las adjudicaciones de la primera ronda y que en septiembre se abrirán los sobres de la inversión específica.

Infraestructura, GNL y la mirada puesta en el puerto patagónico

El gobernador puso el foco en la infraestructura pendiente para que Vaca Muerta pueda sostener su crecimiento y multiplicar el impacto económico en toda la región patagónica.

“El poder construir nueva infraestructura que necesitábamos por un puerto patagónico, el tener la posibilidad de tener una sanción específica con regalía variable para la venta de GNL, nos permite tener otro tipo de horizontes”, señaló Figueroa ante los presentes.

Valoró además la articulación con Río Negro y el desarrollo del puerto de Punta Colorada, pensado como salida de la producción neuquina hacia los mercados internacionales de exportación.

El shale como motor de las economías regionales

Figueroa planteó que el crecimiento del oil and gas en Neuquén puede convertirse en un impulso para otras provincias dentro del esquema federal argentino.

“Estamos convencidos que, a partir del oil and gas, va a poder complementar el arranque de otras economías que, evidentemente, en otras provincias tienen que arrancar”, recalcó el mandatario neuquino durante su presentación en Houston.

La jornada formó parte de la agenda que Figueroa despliega en Estados Unidos para fortalecer el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y avanzar en el financiamiento de las obras que requiere la producción de petróleo y gas.

El encuentro, moderado por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, contó con representantes de YPF, Pluspetrol, Tecpetrol, Chevron, Geopark y analistas de S&P Global Energy, además de un panel de intendentes neuquinos sobre el impacto territorial de la actividad.

Qué oportunidades abre la nueva regla para exportar en Vaca Muerta y el Golfo San Jorge

La Argentina dio un nuevo paso para flexibilizar las exportaciones de petróleo. A través de la Resolución 166/2026, la Secretaría de Energía simplificó el procedimiento y creó un registro único para las operaciones. El cambio elimina trámites anteriores y deja atrás el esquema de oferta previa obligatoria al mercado interno. El nuevo escenario para Vaca Muerta y el convencional.

Para Gerardo Tennerini, fundador de la consultora GtoG Energy, la medida no representa una liberación de exportaciones absoluta, sino un cambio en la forma de gestionarlas. El punto central, explicó, es que las compañías ya no tienen que atravesar previamente todo el proceso de colocación de producción dentro del mercado argentino.

“La medida del Gobierno no es que libere las exportaciones, sino que simplifica y hace operativo ese principio, que ya existía para exportar. Antes de la resolución, primero la operadora tenía que poner a disposición del mercado interno la producción que pensaba vender. Con este cambio, solo deberá presentar una notificación de exportación“, dijo en diálogo con eolomedia.

El nuevo esquema se apoya en una notificación de exportación y mantiene la posibilidad de que el Estado formule objeciones vinculadas con el abastecimiento. La normativa también creó el Registro de Operaciones de Exportación y derogó tres resoluciones anteriores, entre ellas una de 1994 y otra de 2017.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Un cambio pensado para una industria con más excedentes

El cambio regulatorio llega en un momento en que la producción de petróleo de Vaca Muerta modificó la ecuación del mercado argentino. El crecimiento de la Cuenca Neuquina generó mayores volúmenes disponibles y obligó a mirar cada vez más hacia los mercados internacionales para absorber esos excedentes.

Tennerini explicó que antes de la modificación una compañía debía demostrar que había ofrecido su producción al mercado local y que no existían compradores suficientes. Recién después podía avanzar con la exportación. Ahora, el procedimiento apunta a que esa instancia sea mucho más directa.

“Con los excedentes que hay de producción y el incremento que tiene la Cuenca Neuquina con Vaca Muerta, eso se ha agilizado y el cambio es que el operador directamente puede negociar una venta en el exterior y notificarla, sin tener que atravesar primero el mecanismo de oferta obligatoria al mercado interno”, subrayó.

En la práctica, el especialista observa un cambio de lógica para las empresas petroleras. La compañía comunica que tiene una operación de venta externa y, si no aparece una objeción de la Secretaría de Energía, dentro del procedimiento establecido, puede avanzar. La Secretaría de Energía conserva la potestad de intervenir cuando existan razones vinculadas con la seguridad del suministro.

La lectura de Tennerini es que el nuevo esquema apunta a darle mayor dinamismo a una industria que necesita colocar volúmenes crecientes fuera del país. Para el fundador de GtoG Energy, el objetivo no pasa solamente por exportar más, sino por permitir que las compañías tengan una alternativa comercial más sencilla cuando existe producción que en el mercado interno no tiene comprador.

“En ese sentido es un poco agilizar el proceso y que se haga más dinámico y darles esa posibilidad a las operadoras. Se tiene una mirada más exportadora“, subrayó.

El impacto sobre el Golfo San Jorge y las otras cuencas

El efecto de la nueva normativa no será igual en todas las cuencas petroleras argentinas. La posibilidad concreta de aprovechar el nuevo esquema está atada, entre otros factores, a la infraestructura disponible para sacar el crudo hacia los mercados internacionales. Allí aparece una diferencia importante entre la Cuenca Neuquina, el Golfo San Jorge y la Cuenca Cuyana.

La Cuenca del Golfo San Jorge, que durante décadas fue la principal productora de petróleo del país, conserva una ventaja para Tennerini: tiene acceso a infraestructura que permite llevar producción hasta el Atlántico. Esa condición puede adquirir mayor importancia si los volúmenes disponibles vuelven a superar la demanda doméstica.

“La otra cuenca, la más importante de Argentina, es la Cuenca del Golfo de San Jorge, que ha sido la mayor productora hasta hace muy poco. También, seguramente, con sus excedentes de producción, van a poder exportarlo, ya que cuenta con una ventaja concreta: su infraestructura permite colocar crudo en el mercado externo“, aseveró.

El especialista planteó que una mayor posibilidad de colocar crudo afuera podría generar otro efecto: acercar los valores que reciben las empresas en el mercado interno a los precios internacionales. Esa convergencia de precios podría mejorar los ingresos de las compañías y, al mismo tiempo, generar más dólares provenientes de las ventas externas.

En el caso de la Cuenca Cuyana, el escenario es diferente. Hoy no cuenta con una salida exportadora directa al exterior que permita aprovechar de manera inmediata el nuevo procedimiento. Por eso, Tennerini considera que el eventual beneficio llegaría de manera indirecta, si el mercado argentino avanza hacia una mayor convergencia entre los precios internos y externos.

“La Cuenca Cuyana, que hoy no tiene una salida exportadora directa, no tendría hoy una mejora inmediata. Pero si convergen los precios, también en el mediano plazo seguramente pueda obtener algún beneficio”, agregó.

La infraestructura, entonces, aparece como una de las claves para aprovechar el nuevo marco. Las cuencas que tienen acceso a terminales marítimas o conexiones internacionales cuentan con una ventaja concreta. La expansión de los oleoductos vinculados con Vaca Muerta busca justamente ampliar esa capacidad y permitir que una mayor parte de la producción pueda llegar a los mercados externos.

Con el arribo de 721 tubos revestidos para uso offshore, el proyecto VMOS continúa avanzando en la infraestructura que permitirá ampliar las exportaciones de Vaca Muerta.

El VMOS y el salto exportador de Vaca Muerta

En ese escenario, el desarrollo del VMOS adquiere una importancia particular para la Cuenca Neuquina. La ampliación de la capacidad de evacuación permitirá que el crecimiento productivo de Vaca Muerta tenga una salida acorde con los volúmenes que se esperan para los próximos años, especialmente si la demanda doméstica no alcanza para absorberlos.

Tennerini marcó que la diferencia entre las cuencas está directamente relacionada con la posibilidad física de exportar. La salida marítima, en particular, permite conectar la producción argentina con compradores internacionales y reduce las restricciones que aparecen cuando el petróleo queda limitado a la demanda local.

“Las cuencas que tienen la posibilidad de exportar su crudo son las que tienen salida. Hoy la salida de exportaciones por el mar, hay alguna salida a Chile, pero mayoritariamente o gran porcentaje es por el mar, en el Atlántico”, aseguró.

El nuevo procedimiento también se inscribe en una política energética más amplia que busca reducir obstáculos para las exportaciones de hidrocarburos. La Resolución 166/2026 establece que los productos alcanzados deberán registrarse y mantiene un mecanismo de objeción estatal asociado al abastecimiento interno.

Para la industria petrolera, el desafío no termina en conseguir una autorización de exportación. La disponibilidad de oleoductos, terminales, almacenamiento y capacidad portuaria será determinante para convertir la mayor flexibilidad regulatoria en barriles efectivamente vendidos en el exterior. Allí el VMOS y otros proyectos de infraestructura tendrán un papel central.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

Gas: el cuello de botella sigue siendo la infraestructura

Fuera del alcance específico de la Resolución 166/2026, el escenario que enfrenta el gas argentino tiene algunas similitudes, pero también una diferencia importante respecto del petróleo. La producción de Vaca Muerta tiene potencial para generar excedentes, aunque la infraestructura gasífera necesaria para transportarlos hacia otros mercados todavía debe acompañar ese crecimiento.

Tennerini planteó que la industria del gas avanza detrás del petróleo porque requiere obras de gran escala. Gasoductos, plantas de tratamiento, instalaciones de licuefacción y sistemas de transporte internacional son parte de una infraestructura que demanda tiempo y grandes inversiones antes de que el recurso pueda convertirse en exportaciones sostenidas.

“El crudo va un poco adelante del gas. Las dificultades o la infraestructura es la que está faltando para soportar ese tipo de proceso dentro de lo que es la venta de gas”, manifestó.

El especialista también señaló que existen proyectos importantes en marcha y otros en desarrollo que apuntan precisamente a resolver esa limitación. En ese esquema aparecen las exportaciones hacia Chile y Brasil, pero también los proyectos de GNL, que podrían ampliar de manera significativa el mercado disponible para el gas producido en la Argentina.

“Va a haber un excedente seguramente de gas en el futuro en Argentina y los proyectos de GNL, todo lo que tiene YPF en cartera, es una apuesta fuerte a que gran parte del gas que se produzca en Argentina va a alimentar o va a ser exportado al mundo”, afirmó.

IGU proyecta que Argentina volverá a liderar el mercado gasífero del Cono Sur

Durante años, Vaca Muerta fue más una promesa que un negocio concreto. Hoy los números empiezan a hablar por sí solos: hasta 11,1 billones de metros cúbicos de gas no convencional técnicamente recuperables. Así lo establece el informe del IAPG (Instituto Argentino de Petróleo y Gas) de 2024.

La International Gas Union (IGU) publicó un posteo en LinkedIn titulado “Argentina – The Promise of Vaca Muerta”, donde plantea un escenario que hace pocos años sonaba lejano: que el país recupere el liderazgo regional en el mercado de gas natural.

No es sólo un dato de reservas. La producción de gas no convencional pasó de 17 millones de metros cúbicos por día en 2015 a 90 en 2025, casi toda proveniente de Vaca Muerta, mientras el gas convencional se desplomó a la mitad en el mismo período.

Según el análisis de la IGU, junto a Arpel y Olade, esas reservas alcanzarían para cubrir el consumo regional de Argentina, Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia durante un lapso de entre 45 y 124 años, un horizonte que cambia por completo la ecuación energética del Cono Sur.

El informe conjunto sostiene, además, que la escasez de gas dejaría de ser una traba para la integración entre países vecinos, siempre que se concreten las inversiones en infraestructura que el propio texto describe como indispensables.

Por Vaca Muerta, Neuquén sigue creciendo en la producción de gas.

La infraestructura, el otro protagonista

Nada de esto funciona sin caños. Argentina sumó el Gasoducto Perito Moreno y el Mercedes–Cardales, y TGS construye tres plantas compresoras más la ampliación de una existente, que sumarán 14 millones de metros cúbicos diarios desde el invierno de 2027.

El primer de abril de 2025 quedó marcado en el calendario: por primera vez, gas argentino —de Vaca Muerta y de Tierra del Fuego combinados— llegó a Brasil en tránsito por Bolivia. Un hito que Brasil y Argentina ya venían negociando desde el memorando firmado en noviembre de 2024.

Lo que falta: licuar y exportar

El desafío pasa ahora por la licuefacción. El consorcio Southern Energy FLNG, con YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, ya definió sus dos primeras fases y en marzo de 2026 cerró con SEFE el mayor contrato de exportación de GNL de la historia argentina: 2 Mtpa durante ocho años.

En paralelo avanza Argentina LNG, el proyecto de YPF con Eni y XRG (ADNOC), que apunta a 12 Mtpa con posibilidad de ampliarse a 18. El acuerdo vinculante entre las tres compañías se firmó en febrero de 2026, tras meses de negociaciones técnicas.

Un estudio del IAPG citado por la propia IGU advierte que toda esa cartera de proyectos, sumada, va a demandar cerca de 100 millones de metros cúbicos diarios de gas, un volumen que obliga a acelerar la expansión productiva de la cuenca neuquina.

Río Negro y los detalles del acuerdo con YPF. Neuquén también busca un acuerdo con la operadora. Vaca Muerta se prepara para dar un salto de calidad.

Precios, tarifas y la letra chica

El Gobierno argentino se comprometió a revisar en 2026 los precios mínimos de exportación de gas para alinearlos con los valores domésticos. A eso se suma la Resolución 66/2026, que busca equiparar las tarifas de transporte de exportación con las locales una vez que se emita el decreto correspondiente.

TGS, por su parte, anunció en marzo de 2026 una inversión de US$3.000 millones para procesar el gas directamente en el yacimiento, un movimiento que reduce costos logísticos y que el mercado energético sigue de cerca.

La IGU remarca en su posteo que el mayor obstáculo no es geológico sino de ejecución: que toda la cadena de valor, desde la perforación hasta los barcos metaneros, crezca al ritmo que exige la demanda internacional.

Argentina LNG solicita ingreso al RIGI: USD 51.000 millones para exportar gas de Vaca Muerta

Argentina LNG presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo de su proyecto integrado de producción y exportación de gas natural licuado (GNL), con una inversión acumulada de 51.000 millones de dólares durante todo el proyecto. Siendo la mayor inversión privada de la historia argentina y la más elevada para un proyecto RIGI hasta el momento.

El proyecto, impulsado por YPF, Eni y XRG, contempla el desarrollo de una cadena de valor integrada que permitirá transformar los recursos de gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales. Su diseño incluye la producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cuya capacidad será de 12 MTPA en conjunto, que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó, “la adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”.

Argentina LNG sigue avanzando.

Marco regulatorio, impacto económico e inversión

La solicitud de adhesión al RIGI constituye un hito clave para el desarrollo de Argentina LNG. El régimen proporciona un marco de estabilidad jurídica, fiscal, aduanera y cambiaria de largo plazo, fundamental para viabilizar proyectos de infraestructura energética de gran escala, intensivos en capital y orientados a la exportación. Condiciones esenciales para atraer inversión y financiamiento internacional a largo plazo, necesarios para la ejecución de este tipo de iniciativas.

Se estima que el proyecto genere ingresos por exportaciones cercanas a U$S 10.000 millones anuales durante dos décadas, contribuyendo significativamente al fortalecimiento de la balanza comercial y al ingreso de divisas para el país.

El plan de inversiones contempla un desembolso total estimado de U$S 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), se estima un nivel de inversión cercano a los U$S 29.000 millones. De ese monto, aproximadamente U$S 24.000 millones estarán destinados al desarrollo de infraestructura estratégica, incluyendo los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG, mientras que alrededor de U$S 5.000 millones se invertirán en el desarrollo del upstream y la perforación de los pozos necesarios para alcanzar el nivel de producción que permitirá abastecer a plena capacidad ambas unidades de licuefacción.

Camuzzi se suma al boom del GNL.

El desarrollo local de Vaca Muerta

Durante la etapa de construcción del proyecto, una parte sustancial de la inversión será financiada bajo un esquema de Project Finance, obtenida en los mercados internacionales, una de las soluciones más utilizadas a nivel mundial para grandes proyectos de infraestructura energética. Este financiamiento estará respaldado por contratos de exportación de largo plazo con compradores internacionales con calificación “investment grade”.

En la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, entre directos, indirectos e inducidos, alcanzando picos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos para el tercer año del proyecto. Mientras que para la fase de operación y a lo largo de toda su vida útil, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 puestos de trabajo anuales, entre empleos directos e indirectos, contribuyendo al desarrollo económico de Neuquén, Río Negro y de toda la cadena de valor energética nacional.

Asimismo, se prevé una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de U$S 15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético.