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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.

 

Alumbrera recibió la primera de 32 perforadoras Sandvik para su reactivación

Alumbrera recibió la primera de las 32 máquinas que Glencore prevé sumar a la faena catamarqueña antes de reactivar la producción. Se trata de una perforadora Sandvik de última generación, equipada con sistemas de automatización minera y asistencia a la operación que la compañía presenta como un salto tecnológico para la mina.

El equipo llegó acompañado de una capacitación integral para los operadores catamarqueños, con foco en el trabajo seguro y en sacarle jugo a las funciones nuevas. No fue una entrega protocolar: hubo entrenamiento con simulador propio de la máquina antes de que alguien se sentara a manejarla en el yacimiento.

Ariel Yapura, supervisor de Perforación de Alumbrera, lo resumió sin vueltas en el video que difundió la compañía: están recibiendo el primero de los 32 equipos que se irán sumando de acá en más para la reactivación de Alumbrera.

Automatización, control remoto y diagnóstico en tiempo real

Martín Casas, gerente de Cuentas de Sandvik, explicó que la marca sueca apuesta fuerte a la innovación tecnológica en minería y que este modelo representa un salto concreto. Según detalló, la perforadora puede operarse a distancia y en distintas escalas, desde el propio equipo hasta una sala de control.

Otra novedad es el diagnóstico remoto: si la máquina falla, lo reporta en tiempo real. Para una operación que estuvo siete años parada, ese dato no es menor, porque reduce tiempos muertos y anticipa el mantenimiento antes de que un problema frene la perforación.

Víctor Acosta, operador de la perforadora DR413, contó que se preparó con un simulador propio del equipo y que ya está listo para operarlo. Según sus palabras, la tecnología incorporada apunta a un trabajo seguro y más eficiente en el día a día del yacimiento.

 

El parate que sufrió Alumbrera

La mina había entrado en cuidado y mantenimiento en 2018, después de años como uno de los motores económicos de Catamarca. Glencore confirmó a fines de 2025 que reactivaría la operación hacia el cierre de 2026, con el objetivo de arrancar la producción plena en el primer semestre de 2028.

El reinicio de Alumbrera no es un capítulo aislado: la propia compañía lo definió como un facilitador natural para el Proyecto MARA, que integrará el yacimiento Agua Rica con la infraestructura y la planta concentradora ya instaladas en la zona.

Una vez operativa a pleno, Alumbrera apunta a producir cerca de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno por año. Son cifras que la ubican otra vez entre los proyectos que más pesan en la minería argentina.

Empleo catamarqueño y la flota que falta llegar

La incorporación de mano de obra local ya viene en marcha: Glencore sumó 198 trabajadores catamarqueños durante el primer semestre de 2026, en el marco de un esquema de capacitación pensado para llegar con equipos formados al reinicio de las operaciones.

Los 32 equipos que se sumarán en los próximos meses forman parte de ese mismo plan: renovar la flota antes de encender la planta, para no arrancar con maquinaria vieja ni con operadores sin entrenamiento en tecnología de última generación.

Para Sandvik, la llegada de la DR413 a Alumbrera también funciona como vidriera regional de sus perforadoras iSeries, que ya operan en minas de Chile, Rusia, Canadá y Australia bajo condiciones climáticas extremas, desde el frío patagónico hasta el calor del desierto australiano, según describió antes la propia empresa.

YPF logró su mejor EBITDA de la historia y apunta a los 250.000 barriles diarios

YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 2.804 millones de dólares, el mayor de toda su historia, y un margen del 43% sobre los ingresos, el mejor registro de los últimos 20 años. La compañía también obtuvo una utilidad neta de U$S 1.205 millones, la segunda más alta de su historia.

El resultado marca un salto significativo frente al mismo período del año pasado. El EBITDA de YPF creció 150% interanual, sostenido principalmente por el aumento de la producción de shale, la baja de los costos de extracción y los mayores niveles de procesamiento en las refinerías.

La compañía también destacó el impacto de la evolución de los precios internacionales, aunque durante el trimestre aplicó un esquema temporal de contención que evitó trasladar completamente al surtidor las subas externas. El desempeño, según YPF, refleja los avances del Plan 4×4 y el cambio de perfil de la petrolera.

Vaca Muerta explica buena parte del salto productivo

El principal motor volvió a estar en el no convencional. La producción de petróleo shale alcanzó un promedio de 213.000 barriles diarios, un 47% más que durante el segundo trimestre del año pasado. Para diciembre, YPF espera llevar ese volumen hasta los 250.000 barriles diarios.

El crecimiento de Vaca Muerta también aparece detrás de la estrategia de inversión. Durante el trimestre, YPF destinó US$1.340 millones a inversiones, un 16% más que en igual período de 2025. El 77% de ese desembolso estuvo concentrado en la actividad no convencional.

La compañía espera, además, acelerar el ritmo de inversiones durante la segunda mitad del año. El objetivo es acompañar el incremento de la producción de petróleo shale y avanzar con proyectos de mayor escala, entre ellos Loma La Lata Oil, presentado en mayo al RIGI con una inversión prevista de US$ 25.000 millones.

Ese proyecto representa hasta ahora la mayor iniciativa presentada por YPF bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. La apuesta está directamente vinculada con la transformación de la compañía: más producción de petróleo de Vaca Muerta, mayor escala exportadora y una reducción progresiva del peso de los activos convencionales.

Vaca Muerta: YPF incorpora a Eni y XRG al desarrollo del upstream de Argentina LNG

Récord de procesamiento y ventas de combustibles

En el negocio de refinación, YPF también alcanzó máximos históricos. Las refinerías procesaron 351.000 barriles diarios, con una utilización del 104%. Ese nivel permitió alcanzar récords de producción de naftas y gasoil, reducir la necesidad de importaciones y generar excedentes para vender en mercados regionales.

Las ventas acompañaron el incremento de la actividad. El volumen comercializado de naftas y gasoil creció 10% interanual, mientras YPF sostuvo una participación de mercado del 59% durante el trimestre. La mayor disponibilidad de crudo propio también permitió abastecer las refinerías con una integración creciente entre producción y downstream.

En paralelo, avanzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una de las piezas centrales de la estrategia exportadora. Al cierre de junio, la obra registraba un avance superior al 77% y mantiene el objetivo de comenzar a operar junto con su terminal de exportación a comienzos de 2027.

San Martín Energía busca quedarse con una de las áreas de YPF en Chubut.

Menos activos convencionales y más caja

La transformación de YPF también se refleja en la venta de activos que dejaron de ser estratégicos. El 6 de agosto, la empresa acordó desprenderse de dos grupos de áreas convencionales en Mendoza por alrededor de US$ 400 millones. Una vez completadas las operaciones, la compañía prevé que el 95% de su producción provenga de Vaca Muerta.

El movimiento forma parte del objetivo de convertirse en una compañía concentrada en no convencionales e integrada, con una mayor exposición a la producción de shale, la refinación, la comercialización y las exportaciones de petróleo. La venta de activos convencionales permite, además, liberar capital para proyectos de mayor escala.

El balance financiero terminó de completar el trimestre. El flujo de caja libre fue de US$ 824 millones, el tercer registro más alto de la historia de YPF, aunque incluyó el efecto extraordinario derivado de la compra de activos de Equinor en Vaca Muerta.

Sin ese desembolso extraordinario, la generación de caja habría alcanzado los US$ 1.000 millones, según la compañía. YPF cerró junio con una liquidez cercana a los US$2.500 millones, mientras que el ratio de endeudamiento neto bajó a 1,09 veces, el nivel más bajo de los últimos 11 años.

El boom de Vaca Muerta y la minería podría llevar las exportaciones a US$51.000 millones

La energía y la minería quedaron en el centro de las proyecciones oficiales sobre el ingreso de dólares a la Argentina. El Banco Central recalculó sus estimaciones y ahora espera que ambos sectores aporten unos 51.000 millones de dólares en 2030, frente a los 13.000 millones de dólares registrados en 2025.

El cambio en las perspectivas está relacionado con el avance de las exportaciones energéticas, el desarrollo de Vaca Muerta y la puesta en marcha de nuevos proyectos mineros. A eso se suman los incentivos del RIGI, que el Gobierno busca ampliar con nuevas iniciativas para atraer inversiones de gran escala.

El escenario fue detallado en el último Informe de Política Monetaria (IPOM) del BCRA, que revisó las estimaciones realizadas en el período anterior. El organismo señaló que las reformas económicas, junto con una mayor apertura y estabilidad jurídica, pueden ampliar la capacidad de generar divisas de distintos sectores.

Los Azules uno de los proyectos de cobre más grande del mundo.

Vaca Muerta y el salto de las exportaciones

Uno de los principales motores de esa mejora será la energía, con el crecimiento de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta. El organismo también incorporó el impacto de nuevos proyectos de infraestructura, entre ellos el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá ampliar la capacidad de evacuación y exportación de crudo.

El contexto internacional también modificó las cuentas. La suba del precio del petróleo vinculada a la guerra en Medio Oriente mejoró las perspectivas de ingresos, aunque el impulso esperado para los próximos años está asociado principalmente al aumento de los volúmenes exportados desde la Argentina.

Según el IPOM, entre 2026 y 2029 la revisión de las estimaciones implicó unos US$3.000 millones adicionales respecto del cálculo anterior. El documento ubicó a la energía, la minería, el agro y los servicios basados en conocimiento entre las actividades con mayor capacidad para aportar dólares a la economía.

Neuquén registró un nuevo récord en Vaca Muerta.

Una proyección que crece año tras año

El BCRA proyecta que el aporte conjunto de energía y minería pasará de US$13.000 millones en 2025 a unos US$50.000 millones en 2030, lo que representa un incremento superior al 290%. Para 2026, la estimación contempla US$8.000 millones provenientes de energía y US$5.000 millones de minería.

En 2027, el aporte de ambos sectores treparía a US$24.000 millones, con US$16.000 millones correspondientes a energía y otros US$8.000 millones a minería. Ese año aparece como un punto de inflexión por la entrada en operación del VMOS, infraestructura clave para sacar más petróleo de Vaca Muerta hacia el mercado internacional.

La proyección continúa en ascenso: para 2028, energía y minería aportarían US$28.000 millones; en 2029 alcanzarían US$34.000 millones. El mayor salto aparece en 2030, cuando el BCRA calcula US$34.000 millones de energía y US$17.000 millones de minería, hasta llegar a un total de US$51.000 millones.

El organismo sostuvo que la agenda de reformas busca revertir el histórico sesgo contra las exportaciones y favorecer un crecimiento apoyado en la generación de divisas. En ese escenario, el desarrollo de Vaca Muerta, la expansión de la infraestructura petrolera y la llegada de nuevas inversiones mineras serán determinantes para alcanzar las cifras proyectadas.

Luz verde para el mayor proyecto de fertilizantes del país: Pampa Energía obtuvo el RIGI

La apuesta industrial más ambiciosa de Pampa Energía acaba de superar uno de sus principales filtros regulatorios. El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de una planta de fertilizantes que demandará una inversión de 2.700 millones de dólares, uno de los mayores desembolsos privados previstos para la industria argentina.

“El Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI de dos nuevos proyectos: la planta de fertilizantes de Pampa Energía, que va a demandar una inversión de 2.700 millones de dólares y generará durante su construcción más de 3.500 puestos de trabajo“, escribió Caputo en su cuenta oficial de X al comunicar la decisión del organismo.

Según detalló el ministro, la iniciativa tendrá un fuerte impacto sobre la cadena de valor del gas natural. “Este proyecto de alto impacto agregará valor al gas natural al producir urea granulada, que es un insumo crítico para el agro. El impacto positivo en divisas superará los USD 800 millones anuales”, sostuvo.

 

Una inversión que ya tenía decisión final

La aprobación del RIGI llega pocos días después de que el Directorio de Pampa Energía aprobara la decisión final de inversión (FID) para avanzar con el complejo industrial. La empresa comunicó esa determinación a la Comisión Nacional de Valores y a ByMA, dejando firme el desarrollo del proyecto a través de su subsidiaria Fértil Pampa.

La futura planta tendrá capacidad para producir 6.000 toneladas diarias de urea granulada, equivalentes a unas 2,1 millones de toneladas por año, además de amoníaco. El abastecimiento de gas natural y electricidad estará principalmente a cargo de la propia compañía, dos insumos que representan cerca del 70% de la estructura de costos del emprendimiento.

En el mismo anuncio, Caputo también confirmó la aprobación del proyecto de ampliación de Compañía MEGA. “Además, también se aprobó el proyecto de ampliación de Compañía MEGA, que invertirá USD 360 millones para aumentar en 1.500 toneladas por día su capacidad de producción de líquidos de gas natural“, señaló el ministro.

El objetivo: producir fertilizantes con gas de Vaca Muerta

Antes de recibir esta aprobación, Fértil Pampa había solicitado formalmente su ingreso al RIGI el 21 de abril y al régimen bonaerense REPIE el 10 de junio. Con el visto bueno del Comité Evaluador, el proyecto avanza hacia una nueva etapa administrativa para acceder a los beneficios previstos por el régimen de grandes inversiones.

La construcción será ejecutada mediante un contrato EPC llave en mano bajo la modalidad lump-sum. Tras una licitación internacional, la obra fue adjudicada a Tecnimont y SACDE, que presentaron la propuesta técnica y económica mejor calificada. El plazo previsto para completar los trabajos es de 41 meses.

El Directorio de Pampa Energía también autorizó el otorgamiento de garantías corporativas a favor de los contratistas. En el caso de SACDE, el Comité de Auditoría emitió el informe exigido por la Ley de Mercado de Capitales y concluyó que las condiciones de la operación se ajustan a los parámetros habituales del mercado.

Pampa Energía iniciará un nuevo negocio con una mega inversión que buscará reducir la dependencia de fertilizantes importados y abastecer al mercado brasileño.

El RIGI ya suma 23 proyectos aprobados

El proyecto busca cubrir una demanda regional que hoy depende en gran medida de las importaciones. Sudamérica consume alrededor de 11,5 millones de toneladas de urea al año y una parte importante proviene de productores de Medio Oriente, donde la oferta está cada vez más condicionada por la volatilidad geopolítica.

De acuerdo con las proyecciones de Pampa Energía, la planta permitirá generar exportaciones por más de U$S 24.000 millones durante su vida útil y sustituir importaciones por otros U$S 16.000 millones, con un superávit cambiario acumulado superior a U$S 40.000 millones.

Al cerrar su mensaje, Caputo destacó el crecimiento del régimen desde su puesta en marcha. “Con estos proyectos, el RIGI ya totaliza 23 proyectos aprobados por el Comité Evaluador, por una inversión comprometida de USD 49.000 millones“, afirmó el ministro al resumir el alcance de las nuevas aprobaciones.

Chubut apuesta a un proyecto de U$S 3.300 millones para convertirse en un hub digital

Durante años, Chubut fue identificada por su producción petrolera, la generación de energía eólica y la industria del aluminio. Ahora busca sumar un nuevo capítulo a esa matriz productiva. La provincia presentó un proyecto que apunta a convertirla en uno de los principales polos de infraestructura digital del país, apoyado en una inversión estimada en U$S 3.300 millones.

La iniciativa fue expuesta por el gobernador Ignacio Torres durante un encuentro realizado en la Embajada de Polonia, donde participaron representantes de empresas tecnológicas, organismos nacionales e inversores vinculados al desarrollo de centros de datos. El objetivo fue mostrar las condiciones que ofrece la provincia para captar inversiones asociadas al crecimiento de la inteligencia artificial.

El proyecto forma parte del programa Chubut Hub Digital 2030 y contempla la construcción de un Data Center en la Zona Franca de Trelew. Además de la infraestructura informática, prevé desarrollar nuevas conexiones de fibra óptica que permitan mejorar la conectividad internacional y transformar a la provincia en un nuevo nodo de telecomunicaciones.

Argentina, entre los mercados emergentes para data centers, pero con un obstáculo clave

Un negocio que crece al ritmo de la inteligencia artificial

La expansión de la inteligencia artificial disparó una carrera global por construir nuevos centros de datos. Estas instalaciones requieren enormes cantidades de energía, disponibilidad de suelo, conectividad internacional y estabilidad regulatoria, factores que distintos gobiernos buscan combinar para atraer inversiones de largo plazo.

En ese escenario, Chubut intenta posicionarse aprovechando una ventaja que ya explotan otras industrias: su potencial para generar energía eólica. La provincia concentra algunos de los mejores factores de capacidad del mundo, una condición especialmente valorada por compañías que buscan reducir la huella de carbono de sus operaciones digitales.

El proyecto también contempla convertir a la provincia en un segundo punto de anclaje nacional para las telecomunicaciones mediante nuevas obras de fibra óptica. Esa infraestructura permitiría mejorar la salida internacional de datos y fortalecer la conectividad tanto para empresas tecnológicas como para otros sectores productivos.

“Nuestra provincia cuenta con ventajas comparativas muy importantes para este tipo de industrias, entre ellas los mejores rindes de viento del mundo, extensión territorial y energía a buen costo. Pero nada de eso tendría valor sin calidad institucional”, sostuvo Ignacio Torres durante su exposición.

TotalEnergies podría construir un parque eólico en Chubut.

Green Capital mostró interés en desarrollar el proyecto

Uno de los datos más relevantes del encuentro fue el interés manifestado por Green Capital, firma internacional dedicada al desarrollo de proyectos vinculados con infraestructura sustentable y tecnología. La compañía analizó la propuesta presentada por la provincia y abrió la posibilidad de avanzar con capitales privados para el desarrollo del hub digital.

Si bien todavía no existe una decisión definitiva de inversión, la presencia de la empresa le otorgó otra dimensión a la presentación. En un mercado donde los grandes operadores evalúan múltiples destinos para instalar nuevos centros de datos, captar el interés de un desarrollador internacional representa un primer paso importante.

La iniciativa fue presentada ante el Gobierno nacional y se articula con organismos como ENACOM, además de empresas tecnológicas, cámaras empresarias y actores del sistema científico. La intención es consolidar un ecosistema capaz de acompañar una inversión de gran escala.

“Cuando hablamos de inteligencia artificial suele haber más incertidumbres que certezas, pero de lo que sí estamos seguros es de que representa una oportunidad económica enorme”, afirmó Torres al defender el potencial del proyecto.

Chubut y el futuro de los data centers.

Energía, seguridad jurídica y conectividad

Los grandes Data Centers consumen cantidades crecientes de electricidad y necesitan garantizar abastecimiento durante las 24 horas del día. Ese requisito explica por qué la disponibilidad energética se convirtió en uno de los principales factores que analizan los inversores al elegir dónde instalar este tipo de infraestructura.

En ese punto, el Gobierno provincial sostiene que la combinación entre generación renovable, disponibilidad territorial y el marco normativo vigente puede transformarse en una ventaja competitiva frente a otros destinos de la región.

Torres también destacó el papel del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para ofrecer previsibilidad a proyectos que requieren desembolsos multimillonarios y plazos de recuperación de varias décadas.

“Estamos trabajando junto al Gobierno nacional para agilizar los procesos y desburocratizar todo lo necesario para que estas inversiones puedan llegar rápidamente”, señaló el mandatario.

El desafío de crear un nuevo perfil productivo

Más allá del anuncio, el proyecto también busca instalar un debate sobre el perfil productivo que podría desarrollar Chubut durante los próximos años. La demanda mundial de infraestructura para inteligencia artificial abrió oportunidades para regiones capaces de ofrecer energía abundante y competitiva.

La provincia sostiene que, además de los recursos naturales, cuenta con otro activo estratégico: la formación de profesionales. Torres destacó el papel de las universidades locales y consideró que el recurso humano será determinante para acompañar el crecimiento de una industria intensiva en tecnología.

La expectativa oficial es que la construcción de un centro de datos de gran escala genere un efecto multiplicador sobre otros proyectos vinculados con servicios tecnológicos, infraestructura energética y nuevas inversiones privadas.

“Toda inversión genera empleo, pero además trae infraestructura que abre la puerta a nuevos proyectos. El momento para avanzar es ahora”, expresó Torres durante el encuentro.

Una apuesta que todavía debe convertirse en obra

El proyecto todavía atraviesa una etapa de desarrollo institucional y búsqueda de inversores. Para avanzar será necesario completar estudios técnicos, consolidar el esquema de financiamiento y ejecutar las obras de conectividad y energía previstas para abastecer al complejo.

Durante la jornada realizada en la Embajada de Polonia también se firmó un Memorándum de Entendimiento (MoU) entre Green Capital y el Gobierno de Chubut. Del acto participaron representantes de empresas como Wärtsilä, Schneider, Envision y Ore Energy, que acompañan el desarrollo de soluciones tecnológicas y energéticas vinculadas al proyecto.

En paralelo, la provincia continuará promoviendo Chubut Hub Digital 2030 como una plataforma para captar inversiones relacionadas con la inteligencia artificial, los centros de datos y la infraestructura digital, un mercado que concentra parte de las mayores apuestas de capital que hoy se observan a nivel global.

Vicuña Argentina ya es parte del RIGI: oficializan beneficios para el megaproyecto de cobre en San Juan

La adhesión de Vicuña Argentina al RIGI quedó oficialmente confirmada. El Ministerio de Economía publicó este jueves la Resolución 1154/2026, que incorpora al megaproyecto minero al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, un paso esperado por la industria tras el reciente aval a su plan de infraestructura eléctrica.

La decisión llegó apenas días después de que el Directorio del ENREGE aprobara la expansión del sistema eléctrico que abastecerá a la operación y rechazara todas las impugnaciones presentadas durante el proceso. Con ese obstáculo superado, el Gobierno avanzó con la aprobación definitiva del régimen de promoción.

La inversión de Vicuña Argentina asciende a US$9.737 millones, de los cuales U$S 9.024 millones corresponden a activos computables. El desembolso se ejecutará en dos etapas que se extenderán hasta diciembre de 2031 y posiciona a la iniciativa entre los mayores desarrollos mineros en marcha en el país.

Un proyecto que apuesta al cobre, el oro y la plata

El objetivo de Vicuña Argentina es desarrollar los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, en San Juan, para producir y exportar cobre, oro y plata. La iniciativa fue encuadrada como un Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), una categoría reservada para inversiones con fuerte impacto sobre el perfil exportador del país.

Según la resolución, el proyecto busca consolidar a Argentina como un proveedor de largo plazo de cobre y doré para los mercados internacionales. En un escenario donde la demanda mundial de cobre crece impulsada por la transición energética, el Gobierno considera que la iniciativa puede convertirse en uno de los pilares de la minería nacional.

Las proyecciones oficiales estiman que el emprendimiento generará exportaciones mineras por más de U$S 2.600 millones anuales y alrededor de 31.700 puestos de trabajo, entre empleos directos e indirectos, durante las distintas etapas de construcción y operación.

Distrito Vicuña es la esperanza del cobre argentino. San pica en punta. Lundin descubrió un nuevo yacimiento de cobre. Rio Tinto pone primera

 

Qué contempla la inversión

El plan aprobado va mucho más allá de la explotación de los yacimientos. Incluye operaciones de minería a cielo abierto, una planta concentradora para el procesamiento de minerales, instalaciones de lixiviación, sistemas de abastecimiento de agua, infraestructura eléctrica, caminos internos y campamentos para el personal.

Además, la empresa incorporó dentro del programa activos vinculados a la prospección y campañas de perforación para identificar nuevas fuentes de agua. También continuará con tareas de exploración en otras concesiones mineras que forman parte del mismo bloque geológico en San Juan.

Los beneficios que recibirá con el RIGI

Con la incorporación al RIGI, Vicuña Argentina accederá a incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios previstos por el régimen. Entre ellos figura la libre disponibilidad de una parte de las divisas provenientes de las exportaciones, luego de que el Gobierno concluyera que el proyecto no generará distorsiones en el mercado cambiario local.

La resolución también aprobó un listado de bienes y servicios que la compañía podrá importar bajo franquicias especiales para avanzar con la construcción del complejo minero. El objetivo es facilitar el ingreso de equipos e insumos necesarios para una inversión de esta magnitud.

Como condición para mantener los beneficios, Vicuña Argentina deberá acreditar una inversión equivalente, como mínimo, al 20% del monto comprometido durante los dos primeros años. La fecha límite para cumplir con el requisito de inversión mínima en activos computables quedó fijada para el 31 de diciembre de 2028.

TGS ratificó que la ampliación del Gasoducto Perito Moreno estará lista el 1 de abril

La ampliación del Gasoducto Perito Moreno ya tiene una fecha límite. El 1 de abril de 2027 es el plazo que maneja Transportadora de Gas del Sur (TGS) para poner en marcha una de las obras de infraestructura energética más importantes del país, destinada a incrementar el transporte de gas desde Vaca Muerta y reducir la dependencia de las importaciones durante el invierno.

El cronograma fue confirmado por el CEO de TGS, Oscar Sardi, durante una reunión informativa de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados. Allí explicó que el proyecto ya atraviesa su etapa de ejecución y que el objetivo es llegar al próximo invierno con una capacidad de transporte significativamente mayor.

“Tiene que estar lista para el 1º de abril del año que viene. Como le decía anteriormente, tiene como gran objetivo reducir la importación a partir de la producción de gas local. Eso genera no solamente la obra en sí misma, sino también todo el desarrollo de trabajos y puestos indirectos que se crean alrededor de esa infraestructura”, sostuvo Sardi.

La obra que aumentará la capacidad del gasoducto

La iniciativa permitirá ampliar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno desde los actuales 21 millones de metros cúbicos diarios hasta 35 millones de metros cúbicos por día. Para lograrlo, TGS instalará tres plantas compresoras que aportarán 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales al sistema.

El proyecto tiene antecedentes desde 2024, cuando la empresa presentó la iniciativa privada al Gobierno nacional. Meses después fue declarada de interés público y este año quedó formalmente incorporada al RIGI, luego de la publicación de la Resolución 676/2026 del Ministerio de Economía.

“La idea es aumentar, a través de la instalación de potencia, en 14 millones de metros cúbicos de gas para llevar el gasoducto a una capacidad total de 35 millones de metros cúbicos por día“, explicó Sardi durante su exposición ante los legisladores.

La inversión principal asciende a US$560 millones y contempla la construcción de tres plantas compresoras ubicadas aproximadamente cada 150 kilómetros. A ese monto se suma una obra complementaria sobre el sistema de TGS, valuada en US$220 millones, que permitirá transportar el volumen adicional hacia el centro del país y Bahía Blanca. En conjunto, el desembolso ronda los US$800 millones.

tgs aumentaría un 50% su capacidad de transporte.

El objetivo: reemplazar importaciones con gas de Vaca Muerta

El principal beneficio de la ampliación aparece durante los meses de mayor demanda. En invierno, el consumo residencial de gas natural se multiplica y obliga al país a importar GNL y combustibles líquidos para cubrir los picos de abastecimiento.

Sardi explicó que la nueva capacidad permitirá aprovechar una mayor producción de Vaca Muerta precisamente cuando el sistema más lo necesita. De los 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales, unos 12 millones ingresarán al sistema de TGS con destino al área de Mercedes, mientras que los 2 millones restantes abastecerán a Bahía Blanca.

“Hay un período de aproximadamente 100 días donde el consumo domiciliario pasa de unos 20 millones de metros cúbicos diarios en verano a picos de 90 o 95 millones. Eso obliga, en muchos casos, a importar gas porque los sistemas están al máximo de su capacidad”, explicó el CEO de TGS.

Según detalló el ejecutivo, cada metro cúbico adicional que pueda transportarse desde Vaca Muerta reemplazará importaciones que hoy representan un fuerte costo para el Estado. El ahorro estimado alcanza los US$700 millones anuales, considerando valores habituales de mercado para el gas natural licuado y los combustibles líquidos.

tgs explicó qué fue lo que pasó en la planta de Tratayén.

La apuesta de TGS para fortalecer la balanza energética

Además del impacto sobre el abastecimiento, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno busca consolidar el desarrollo de la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la producción no convencional de Vaca Muerta, que continúa marcando récords de extracción de gas.

“Con esta obra vamos a cortar la misma cantidad de importaciones, tanto de GNL como de combustibles líquidos, permitiendo al país ahorrar aproximadamente US$700 millones por año. Claramente es un beneficio importante para la balanza comercial de nuestro país”, afirmó Sardi.

La incorporación del proyecto al RIGI también habilita beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que buscan acelerar su ejecución. Para TGS, el desafío ahora ya no pasa por la aprobación administrativa, sino por cumplir con un cronograma ajustado. El objetivo está definido: llegar al 1 de abril de 2027 con la ampliación terminada para que el próximo invierno encuentre al sistema con mayor capacidad para transportar el gas producido en Vaca Muerta.

Rincón de Aranda fue declarado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo

La aprobación del RIGI para el proyecto de Pampa Energía en Rincón de Aranda marca un paso decisivo para uno de los desarrollos de Vaca Muerta que más creció durante el último año. El Ministerio de Economía oficializó la adhesión mediante la Resolución 1025/2026 y calificó la iniciativa como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

La iniciativa contempla una inversión estimada de U$S 4.522 millones que se ejecutará hasta 2041. El plan incluye la perforación y completación de 259 pozos horizontales, una nueva planta de tratamiento para petróleo y gas, además de la infraestructura necesaria para transportar la producción desde el área.

El proyecto fue presentado por la sucursal dedicada de Pampa Energía para Rincón de Aranda y, de acuerdo con la normativa vigente, únicamente los nuevos pozos que se perforen después de la adhesión quedarán alcanzados por los beneficios del régimen. Los pozos actualmente en producción permanecen excluidos.

El proyecto apunta a acelerar la producción de shale oil

El desarrollo se llevará adelante sobre un bloque de 237 kilómetros cuadrados ubicado en Vaca Muerta. La planificación contempla ramas laterales de hasta 3.000 metros distribuidas en tres niveles productivos, una configuración que busca maximizar el aprovechamiento del reservorio.

Además de los pozos, el plan incorpora una planta con capacidad para procesar 45.000 barriles diarios de petróleo y 800.000 metros cúbicos diarios de gas. También prevé la construcción de oleoductos, gasoductos y las instalaciones necesarias para la disposición del agua utilizada durante las operaciones de fractura hidráulica.

Desde Pampa Energía destacaron que: “La aprobación del RIGI es muy importante porque nos permite acelerar las inversiones. Podremos desarrollar la parte norte del área, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción“.

Rincón de Aranda es la gran apuesta de Pampa Energía en Vaca Muerta.

Exportaciones por U$S 17.000 millones y nuevos empleos

Según la presentación realizada por la compañía ante la Comisión Nacional de Valores, el objetivo es destinar el 100% del petróleo producido al mercado internacional. Bajo ese escenario, las exportaciones acumuladas durante la vida útil del proyecto alcanzarían unos U$S 17.000 millones.

La aprobación llega cuando Rincón de Aranda atraviesa una etapa de fuerte expansión. Durante 2025, el bloque pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios a acercarse a los 20.000 barriles diarios, convirtiéndose en el principal motor del crecimiento petrolero de Pampa Energía.

Para 2026, la empresa prevé destinar alrededor de U$S 770 millones exclusivamente al desarrollo del área. El programa contempla perforar 20 nuevos pozos y completar otros 35, apoyado en un costo de extracción cercano a los U$S 10 por barril, uno de los más competitivos de Vaca Muerta.

Las proyecciones de la compañía apuntan a elevar la producción desde los actuales 19.000 barriles diarios hasta unos 25.000 barriles diarios durante los primeros meses del año y alcanzar cerca de 28.000 barriles diarios con la incorporación de una planta de procesamiento temporal. El objetivo de largo plazo es consolidar una meseta cercana a 45.000 barriles diarios hacia 2027.

 

Vaca Muerta: GeoPark suma un rig dedicado por tres años y avanza con el fracking en Loma Jarillosa Este

GeoPark cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción consolidada de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto al trimestre anterior. Pero el dato que la compañía quiso destacar no está en Colombia, donde concentra la mayor parte de su operación, sino en Vaca Muerta.

Ahí la producción todavía es chica, apenas 1.400 barriles diarios, casi igual que en el primer trimestre. El número no dice mucho por sí solo. Lo que cambia es el ritmo de obra: durante el trimestre la empresa terminó de perforar tres pozos horizontales nuevos en el Pad 1030, dentro del bloque Loma Jarillosa Este.

Cada sección horizontal demandó en promedio 14,2 días de perforación, con una extensión lateral de 2.450 metros. Son cifras que en la jerga del sector marcan eficiencia: menos días de rig significan menos costo por pozo, algo clave para sostener un desarrollo masivo en Vaca Muerta.

H&P y GeoPark sellan un acuerdo para desplegar un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta

El fracking avanza, la producción todavía espera

La campaña de fractura hidráulica en esos cinco pozos del Pad 1030 llevaba, a fines de junio, 119 de las 218 etapas planificadas. Es decir, poco más de la mitad del trabajo. Recién cuando termine esa fase la compañía podrá empezar a poner esos pozos en producción real.

GeoPark también perforó dos pozos verticales adicionales, pensados para disposición de agua y monitoreo. No suman producción, pero son parte de la infraestructura que necesita cualquier desarrollo no convencional para funcionar sin sobresaltos operativos ni ambientales.

Un dato que destrabó buena parte de este avance: la Evaluación de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este quedó aprobada en junio. Con ese permiso en mano, la empresa puede avanzar con toda la perforación futura prevista para el bloque sin depender de autorizaciones puntuales.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

 

Un rig propio por tres años

La noticia más concreta del trimestre fue el contrato firmado con Helmerich & Payne: un acuerdo por tres años para tener un equipo de perforación dedicado, con sus servicios asociados, para desarrollar Loma Jarillosa Este y también Puesto Silva Oeste. El primer pozo con ese rig arrancaría a fines del cuarto trimestre.

Tener un rig asegurado por tres años cambia la lógica de planificación. GeoPark ya no depende de conseguir equipo disponible en un mercado que en Vaca Muerta suele estar bastante ajustado, sobre todo cuando varias operadoras compiten por los mismos contratistas al mismo tiempo.

En paralelo, la compañía firmó acuerdos con Pan American Energy para procesamiento y exportación de crudo, con vigencia hasta fines de 2027 y opción de extenderlo. El convenio de exportación le da acceso a los terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada, dos puntos clave para sacar producción desde la cuenca neuquina.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

La apuesta grande: el régimen RIGI

El movimiento con más impacto potencial todavía está en trámite. GeoPark, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó la solicitud para sumarse al RIGI, el régimen de incentivos para grandes inversiones que el gobierno argentino diseñó para atraer capital hacia proyectos de gran escala.

Si el ingreso al régimen se concreta, la compañía habla de una inversión superior a 1.000 millones de dólares para acelerar el desarrollo del hub no convencional. El objetivo declarado es pasar de 1.500 a 20.000 barriles diarios en un plazo de tres años, un salto de más de diez veces.

Es una meta ambiciosa incluso para los estándares de Vaca Muerta, donde varias compañías vienen anunciando planes de expansión agresivos. GeoPark deberá sostener el ritmo de perforación, completar el fracking pendiente y esperar definiciones regulatorias que todavía no están cerradas.

La compañía presentará sus resultados financieros del trimestre el 4 de agosto, con conferencia para inversores al día siguiente.