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RIGI

Cobre: el protagonista silencioso de la carrera por la inteligencia artificial

La carrera por la inteligencia artificial no se libra solo con procesadores y servidores. Detrás de cada centro de datos hay un insumo mucho más viejo que cualquier chip: el cobre, cuya demanda empieza a crecer al ritmo de las nuevas instalaciones tecnológicas que se multiplican alrededor del mundo.

En el foro Vientos de Cambio de la Fundación Libertad y Progreso, el CEO de Antofagasta PLC, Iván Arriagada, lo dijo sin vueltas: los centros de datos van a crecer un 50% en la próxima década. Y advirtió que eso tensiona todavía más un mercado que ya viene ajustado por la electrificación.

Según Arriagada, la mirada apunta directo al Cono Sur. Argentina, Chile y Perú aparecen entre los países con margen para ampliar su industria cuprífera frente al escenario internacional, y las empresas mineras ya empezaron a mirar la región con otros ojos.

La IA también necesita cobre

El vínculo entre inteligencia artificial y minería no se queda en una proyección de foro. Un estudio de S&P Global calculó que el consumo mundial de cobre podría pasar de 28 millones de toneladas en 2025 a 42 millones en 2040. Un salto del 50%.

Ahí aparece un jugador que hasta hace poco pesaba mucho menos: la infraestructura digital. Los centros de datos consumieron cerca de 1,1 millones de toneladas de cobre en 2025 y podrían necesitar 2,5 millones en 2040, más del doble que hoy.

Para 2030, las instalaciones dedicadas puntualmente al entrenamiento de IA representarían casi el 58% del cobre que use todo ese segmento. El metal está en todos lados: alimentación eléctrica, refrigeración, transformadores, y en las redes que mueven la electricidad que estos complejos consumen las 24 horas.

La Comisión de Minería del Senado dio dictamen al proyecto que modifica la Ley de Glaciares. El debate seguirá en sesiones extraordinarias después de febrero.

U$S 5.250 millones bajo la Puna

En Salta, esa discusión ya tiene nombre y coordenadas. A 35 kilómetros de Tolar Grande está Taca Taca, el yacimiento de cobre, oro y molibdeno de la canadiense First Quantum Minerals, la gran apuesta provincial para saltar del litio al cobre a gran escala.

El proyecto atraviesa hoy su etapa de factibilidad. El último informe técnico habla de una inversión inicial de US$5.250 millones y de una mina a cielo abierto que procesaría 40 millones de toneladas de mineral por año, ampliable a 60 millones desde el quinto año.

Durante la primera década, First Quantum calcula un promedio de 291 mil toneladas de cobre anuales, con picos de 323 mil. A lo largo de sus 35 años de vida útil estimada, el promedio bajaría a unas 209 mil toneladas por ejercicio, sumado al oro y al molibdeno.

Permisos que todavía faltan

El Gobierno salteño calcula que la construcción podría demandar hasta 4.000 trabajadores, y la operación, unos 2.000. Son proyecciones: Taca Taca todavía necesita la aprobación de la Evaluación de Impacto Ambiental y Social y los permisos de uso de agua para avanzar.

First Quantum esperaba tener esas autorizaciones durante el primer semestre del año, junto con la presentación al RIGI. Llegado agosto, la aprobación ambiental definitiva y las concesiones hídricas seguían pendientes, aunque el proyecto sigue entre las prioridades de la compañía.

Mientras tanto, el mercado que algún día va a recibir ese cobre ya cambió. A los autos eléctricos y las redes de transmisión se suma ahora la inteligencia artificial, y uno de los yacimientos más grandes de Salta sigue esperando, bajo tierra, el momento de entrar en producción.

Neuquén, Chubut y Buenos Aires compiten por los data centers que buscan energía barata

La Patagonia empezó a aparecer en el radar de los inversores que buscan terrenos para instalar mega data centers. El clima frío que abarata la refrigeración, la disponibilidad de energía renovable, el gas de Vaca Muerta y la enorme extensión de tierra despoblada son los principales atractivos que señala un relevamiento de la agencia Reuters sobre el fenómeno.

Mientras los grandes hyperscalers globales chocan con campañas en contra de los centros de datos en distintos países, en Argentina los proyectos avanzan todavía sin demasiada exposición pública. La falta de instalaciones de gran escala hasta ahora explica por qué no surgió, como en Estados Unidos, un rechazo social a este tipo de infraestructura.

En Estados Unidos, los críticos advierten que los data centers presionan las redes eléctricas locales, afectan al medio ambiente y encarecen las tarifas de luz. Del otro lado, sus defensores sostienen que son claves para sostener el crecimiento de la inteligencia artificial y que generan ingresos fiscales importantes para las comunidades donde se instalan.

El proyecto de Pampa Energía junto a Vaca Muerta

En la provincia de Neuquén, la eléctrica Pampa Energía avanza con un proyecto de data center junto a su central térmica de Loma de la Lata. Según explicó Rubén Turienzo, director comercial de electricidad de la compañía, la instalación demandaría hasta 500 megavatios de energía proveniente del gas de Vaca Muerta.

La zona rural donde se ubicaría el proyecto está habitada por familias mapuches, que históricamente mantuvieron conflictos con las empresas energéticas de la región. Pampa Energía comenzó a estudiar la iniciativa a principios de este año, después de recibir varias consultas espontáneas sobre proyectos de este tipo.

Turienzo relató que la compañía empezó a notar un interés más consistente de parte de potenciales inversores en los primeros meses del año. Ese cambio de clima coincide con un contexto macroeconómico más estable, que según distintos analistas favoreció el apetito por proyectos de infraestructura de largo plazo en el país.

Argentina, entre los mercados emergentes para data centers, pero con un obstáculo clave. El rol de la IA.

RIGI, OpenAI y la carrera regional

El interés por la Argentina creció en paralelo a la gestión de Javier Milei, que asumió en diciembre de 2023 en un país marcado históricamente por la inflación alta. El régimen conocido como RIGI, que ofrece beneficios impositivos y estabilidad regulatoria, permitió atraer inversiones petroleras y mineras de peso.

Steve Sasse, vicepresidente para América Latina de la consultora datacenterHawk, graficó ese cambio: hace apenas dos años, dijo, casi nadie hablaba de la Argentina como destino para este tipo de inversiones. Hoy el país empezó a aparecer de forma recurrente en las conversaciones del sector a nivel regional.

En octubre pasado, OpenAI anunció una sociedad con la empresa local Sur Energy para desarrollar un data center alimentado con energía limpia, con una inversión de hasta 25.000 millones de dólares y una capacidad de 500 megavatios. En julio, el Gobierno anunció una segunda estación de cable de fibra óptica para la Patagonia.

Chubut y Buenos Aires también compiten por los data centers

Hoy la Argentina solo cuenta con centros de datos pequeños, concentrados en Buenos Aires, y quedó rezagada frente a sus vecinos. Amazon avanza con un proyecto en Chile, Google construye uno en Uruguay y Paraguay presentó en mayo un plan de data center con respaldo de Taiwán.

En Chubut, la empresa polaca Green Capital planea un data center que en su primera etapa alcanzaría los 300 megavatios, con una inversión de 3.000 millones de dólares, aunque podría llegar a 3.000 megavatios en el futuro. El proyecto busca abastecerse con energía eólica y solar propia, sin depender de la red nacional.

En la provincia de Buenos Aires, Pampa Energía se comprometió a aportar 30 megavatios para la primera etapa de un data center en la zona franca de Bahía Blanca, conocida por su potencial eólico. La compañía ya comenzó a construir un parque de tecnología en el predio.

Chubut y el futuro de los data centers.

Pese al entusiasmo, especialistas del sector piden cautela antes de confundir anuncios con proyectos firmes. Gustavo Castagnino, de la renovable Genneia, remarcó que hay interés genuino y numerosos jugadores en danza, pero que la obra todavía tiene que ponerse efectivamente en marcha para que se traduzca en inversión real.

La consultora Hadassa Lutz, cofundadora de Cloud2Ground, coincidió en que tener disponibilidad energética no alcanza: alguien tiene que construir la infraestructura primero. Algunos inversores, además, prefieren esperar la definición de las elecciones presidenciales de 2027 y la eventual sanción del Super RIGI, con beneficios impositivos todavía mayores.

Milei viajó a Silicon Valley en mayo de 2024 para reunirse con Tim Cook, Sam Altman, Sundar Pichai y Mark Zuckerberg y promover inversiones en la Patagonia. Meses después, Emiliano Kargieman, cofundador de Sur Energy, contó que trabaja con Neuquén para definir el sitio del proyecto: “la pelota está del lado de OpenAI”.

Por qué Vaca Muerta fue clave para que cuatro gigantes petroleros le digan no a Sea Lion

Algo se movió fuerte en el mundo petrolero. Las prestadoras de servicios más grandes del planeta, todas con operaciones clave en Vaca Muerta, salieron una por una a despegarse públicamente del proyecto Sea Lion, el desarrollo offshore que Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration impulsan en las Islas Malvinas. No fue casualidad ni gesto espontáneo: respondieron a una norma que las obliga a elegir bando.

El Decreto 868/2026 es la explicación de fondo. El Gobierno nacional endureció los requisitos para las compañías que operan en zonas de soberanía disputada, exigiéndoles transparencia total sobre sus vínculos con Malvinas.

Para acceder a nuevas concesiones en el continente o sumarse al RIGI, ahora deben presentar una declaración jurada. Ese documento certifica que no tienen contratos ni prestan servicios para la explotación hidrocarburífera en las islas sin autorización argentina. Las empresas hicieron cuentas rápido y el resultado fue obvio.

DLS tendrá siete equipos en Vaca Muerta.

Las empresas que se despegaron de Sea Lion

DLS Archer fue la última en sumarse a la lista. La operadora de equipos de perforación, una de las más importantes de la cuenca neuquina, aclaró que no tiene ninguna relación con el proyecto en Malvinas, cuidando así su flujo de trabajo con las petroleras continentales.

SLB, clave en tecnología y estimulación de pozos para el shale argentino, fue en la misma línea. La compañía remarcó su “compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes” y descartó cualquier participación en las islas.

Halliburton y Baker Hughes completaron el cuadro con comunicados igual de directos. Ambas confirmaron, a través de sus filiales locales, que no participan ni participarán en licitaciones vinculadas a Malvinas, citando expresamente el Decreto 868/2026 como marco de cumplimiento.

Ninguna de estas firmas está dispuesta a poner en riesgo sus contratos multimillonarios en Vaca Muerta por un proyecto offshore metido en medio de un conflicto diplomático. La ecuación de negocios, para ellas, ya estaba resuelta de antemano.

El fracking de Vaca Muerta sigue avanzando.

Vaca Muerta como herramienta de presión geopolítica

Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, lo puso en contexto: Sea Lion dejó de ser una apuesta exploratoria y es hoy un proyecto concreto, con 300 millones de barriles de reservas y una producción potencial de 50 mil barriles diarios. Ya reunió 1.000 millones de dólares de financiamiento.

Para el especialista, la energía volvió a ser un tablero central en un mundo fragmentado, donde Estados Unidos y China compiten por influencia y seguridad energética. Eso empujó a Washington a mirar con más atención toda la región.

En ese marco, Dreizzen sostuvo que la Argentina está ganando peso energético y geopolítico gracias al desarrollo sostenido de la cuenca neuquina, algo que hace pocos años era impensado para el país.

Sea Lion necesita tecnología de punta y el respaldo de las grandes compañías de servicios para avanzar. El problema para el proyecto es que esas mismas empresas hoy priorizan crecer en la Argentina. Ahí está el nudo de todo esto.

Asimismo, el especialista manifestó que las restricciones locales pueden convertirse en una herramienta de presión mucho más eficaz que cualquier reclamo diplomático tradicional. Sin el soporte técnico de estas cuatro firmas, los operadores en Malvinas quedan forzados a buscar alternativas logísticas más caras y complejas.

“En un reclamo diplomático que lleva décadas sin avances sustanciales, Argentina tiene una nueva oportunidad apoyada en dos activos: su relación con Estados Unidos y su creciente potencia hidrocarburífera. Los hechos económicos también pueden generar hechos políticos”, aseguró Dreizzen.

Urea para exportar: la planta de fertilizantes de Pampa Energía fue aprobado por el RIGI

El Ministerio de Economía aprobó esta semana la adhesión al RIGI del proyecto Fertilizantes, la planta de urea y amoníaco que Pampa Energía, a través de su controlada Fértil Pampa SAU, viene armando desde hace meses en el Puerto de Ingeniero White. La resolución 1468/2026, firmada por Luis Caputo, confirma lo que en el mercado energético ya se daba por descontado, aunque igual generó satisfacción en la compañía: el proyecto queda encuadrado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo, la categoría más alta que ofrece el régimen.

La planta combinará dos unidades gemelas de urea granulada, de 3.000 toneladas diarias cada una, con una planta de amoníaco de 3.450 toneladas por día. El gas natural de Vaca Muerta será la materia prima central, lo que conecta directamente el yacimiento neuquino con la costa atlántica bonaerense a través de los gasoductos existentes.

La ubicación no es casual. El predio de 80 hectáreas está pegado al Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, con acceso a aguas profundas para exportar sin escalas intermedias. Esa cercanía portuaria fue uno de los argumentos que la empresa remarcó ante el comité evaluador del régimen.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta

Una apuesta de US$2.700 millones a cuatro años

Según el comunicado que Pampa Energía envió a la CNV, la inversión total del proyecto Fertilizantes ronda los US$2.700 millones, cifra que en el expediente oficial se detalla con mayor precisión en US$2.693 millones en activos computables. El cronograma contempla dos etapas: ingeniería y procura hasta fines de 2027, y montaje y puesta en marcha hasta diciembre de 2029.

El contrato quedó estructurado bajo la modalidad EPC llave en mano, con suma global fija, algo habitual en proyectos de esta escala porque traslada al contratista buena parte de los riesgos de diseño y construcción. La licitación internacional tuvo un solo oferente válido: el consorcio Tecnimont-SACDE, que firmó el acuerdo el 17 de julio pasado.

Casi la mitad de esa inversión, un 46%, corresponde a equipos y tecnología importados de licenciatarios como KBR, Topsoe y Stamicarbon, nombres que dominan el negocio mundial de plantas de urea. El resto, la parte on-shore, se contratará con proveedores argentinos, con SACDE como socio local del consorcio.

Por qué importa que Argentina deje de importar urea

El dato que más repiten en el sector es este: la Argentina importa hoy 1,3 millones de toneladas de urea por año porque no produce lo suficiente para su propio campo. Con una capacidad proyectada de 2.100.000 toneladas anuales, la planta de Fértil Pampa no solo cubriría ese déficit sino que dejaría margen para exportar.

Ese argumento fue central en la presentación ante el Comité Evaluador de Proyectos RIGI, que en su Acta 25 recomendó aprobar la solicitud tras revisar los informes técnicos de la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento y del Banco Central. El BCRA no encontró elementos que pudieran distorsionar el mercado cambiario local.

La fecha de adhesión al régimen quedó fijada en el 3 de agosto de 2026, cuando Fértil Pampa completó la información pedida por el área técnica. Desde ese día empiezan a correr los plazos y beneficios fiscales que otorga el RIGI a los proyectos de exportación estratégica.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Los beneficios y las obligaciones que trae el RIGI

La resolución también aprobó el mecanismo de resolución de disputas propuesto por la empresa: arbitraje bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional, con el Panel RIGI como instancia adicional prevista en el decreto 749/2024. Es la vía que suelen pedir las compañías extranjeras antes de comprometer inversiones de esta magnitud.

Fértil Pampa deberá acreditar, durante el primer y el segundo año desde la notificación, un avance de inversión de al menos el 20% del monto mínimo exigido. La fecha límite para completar el total comprometido en activos computables quedó establecida en el 1° de diciembre de 2029.

El Estado también le encomendó a la Subsecretaría de Industria y Economía del Conocimiento el control y la fiscalización del cumplimiento de la ley 27.742 a lo largo de toda la vida del proyecto. La ARCA, por su parte, deberá generar una CUIT especial para el vehículo de proyecto único.

El comunicado que la compañía remitió a la CNV, firmado por su responsable de Relaciones con el Mercado, confirma los mismos números que figuran en el Boletín Oficial y ratifica que las obras seguirán el plan de inversión aprobado por el Ministerio de Economía.

SLB advirtió que “duplicar la capacidad de Vaca Muerta no es sostenible”

Durante el panel de Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, puso números sobre la mesa: la industria del shale planea duplicar pozos, etapas y producción, y eso arrastra a toda la cadena logística. Para el directivo, el desafío ya no pasa solo por tener el equipo disponible, sino por asegurar que el resto de la infraestructura provincial acompañe ese salto.

Whitney reconoció que el RIGI cambió el punto de partida de la conversación en Vaca Muerta. En sus palabras: “El RIGI de Argentina nos ha abierto la puerta para salir al mundo, y eso nos trae una oportunidad en la que estamos mirando solo un año, pero si miras más allá entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar”.

Ahí está, según explicó, el corazón del problema: las empresas de servicios petroleros ya cuentan con la tecnología y el equipamiento necesarios para responder a ese crecimiento. Lo que falta, insistió, es garantizar el personal calificado que sostenga la operación día a día, un punto que suele quedar en segundo plano frente a la discusión sobre capacidad instalada.

Productividad, el diferenciador frente a otras cuencas

El directivo de SLB fue claro respecto a los límites físicos del crecimiento. No alcanza con sumar equipos: hay que sacarles más rendimiento a los que ya están operando en el yacimiento, apostando a la productividad como palanca central.

“Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo hacer un poco más con lo que ya tenemos”, planteó Whitney, marcando el eje de su intervención en el panel.

Reducir los tiempos improductivos, sostener etapas más largas y extraer mayor volumen por metro perforado son, para el ejecutivo, las variables que van a definir la competitividad de Vaca Muerta frente a otras cuencas del mundo. Esa mejora, agregó, es la que permitirá bajar el punto de equilibrio y habilitar la exportación a gran escala.

SLB sigue creciendo en el fracking de Vaca Muerta.

Comparar puertas adentro y capacitar en el territorio

SLB decidió correr el eje de los benchmarks internacionales hacia una mirada más local. Whitney explicó que la comparación con otras cuencas sigue siendo útil como referencia, pero que las soluciones tienen que diseñarse a partir de las condiciones específicas de Neuquén.

“Empujar el límite ahora” fue la frase que, según contó, se le quedó grabada tras una reunión reciente sobre rendimiento operativo: “El enfoque que estamos adoptando es hacer comparaciones a nivel local, aprender localmente y diseñar para eso”.

La otra pata de esa estrategia es la formación de talento. La compañía ya incorporó su primera cohorte de entrenadores locales, pensada para acompañar el crecimiento de la actividad en los próximos años, no solo puertas adentro de SLB sino para toda la industria del petróleo y gas.

Del trabajo aislado a la mirada integral del cliente

Whitney planteó una autocrítica poco habitual en este tipo de paneles: las petroleras y las empresas de servicios suelen optimizar cada etapa del proceso por separado, perforación, completación, producción, pero pierden eficiencia en las transiciones entre una y otra.

“Somos muy buenos optimizando piezas individuales de lo que hacemos, pero en las transiciones de las interfaces hay muchas oportunidades”, señaló, apuntando a un enfoque más holístico de la cadena de valor.

Ahí entran la inteligencia artificial y las operaciones remotas, herramientas que SLB viene incorporando en los últimos dos años para que sus equipos manejen geociencia, subsuelo y datos desde un mismo lugar. El objetivo, dijo, es que la tecnología permita supervisar operaciones más grandes sin sumar recursos proporcionalmente.

El relevo generacional golpea la puerta del yacimiento

El cierre de la intervención de Whitney giró en torno a un cambio que ya se nota en el campo: la llegada de perfiles jóvenes que no vienen dispuestos a pasar años en el terreno antes de asumir responsabilidades, algo que obliga a repensar la estructura tradicional de la industria.

El monitoreo remoto de instalaciones como el CPF permite hoy supervisar procesos que antes exigían presencia física constante, aunque Whitney fue tajante en un punto: la tecnología acompaña, pero no reemplaza a quienes tienen que tomar decisiones con conocimiento real de lo que ocurre en el yacimiento.

“Todavía necesitamos tener personas tomando decisiones que sepan qué está pasando”, aseguró Whitney, antes de que el panel avanzara hacia la siguiente ronda de preguntas sobre el futuro operativo de Vaca Muerta.

Tecpetrol proyecta hasta 125 mil barriles diarios de gas y petróleo en Vaca Muerta

En el marco del Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, ordenó el mapa de la compañía en Vaca Muerta: Fortín de Piedra como el yacimiento ya consolidado, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) como la pieza que falta para escalar y Los Toldos II Este, el bloque de shale oil de la empresa, como el próximo gran salto.

Markous repasó primero el presente de Fortín de Piedra, la nave insignia que Tecpetrol desarrolló desde cero y que hoy es una de las principales referencias del sector, tanto en volumen de producción diaria como en la curva de aprendizaje que dejó puertas adentro de la compañía.

“Estamos muy orgullosos de eso porque lo desarrollamos desde cero y hoy estamos produciendo más de 10 mil barriles de petróleo al día; en gas estamos en el orden de los 24 millones de metros cúbicos diarios, eso es 900 millones de pies cúbicos”, dijo el CEO sobre Fortín de Piedra.

Fortín de Piedra, la base para el próximo salto

Según Markous, esa experiencia es la que la compañía busca trasladar ahora al desarrollo de petróleo. El objetivo declarado es replicar en Los Toldos II Este la misma curva de aprendizaje que le permitió a Tecpetrol convertirse en referente del shale gas en Vaca Muerta.

El directivo también dejó una cifra sobre el horizonte de producción total de la compañía para los próximos meses, sumando gas y petróleo en el conjunto de sus áreas dentro y fuera de Vaca Muerta, incluida la expansión hacia el shale oil.

“Creo que vamos a estar este año en 100 mil barriles totales por día, y en un año más llegar a entre 120 y 125 mil barriles diarios entre gas y petróleo”, proyectó Markous sobre el crecimiento conjunto de la producción de Tecpetrol.

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

El VMOS y la apuesta por Los Toldos II Este

Con la logística de exportación como condición para ese salto, la compañía puso el foco en el oleoducto VMOS, la obra que Tecpetrol considera clave para poder sacar al mercado internacional el crudo que espera producir en Los Toldos II Este.

Markous fue directo sobre lo que significó, para el proyecto del oleoducto, la reducción del riesgo país durante el último tramo del proceso de definición de los socios, la ingeniería y el financiamiento de la obra en dólares.

“La baja del riesgo argentino, sin eso no habría sido posible. Comprometimos 80.000 barriles de capacidad en el oleoducto: somos los segundos mayores accionistas, con el 14,5% de la capacidad equivalente en barriles”, explicó el directivo sobre la participación de Tecpetrol en el VMOS.

Financiamiento vía RIGI

Ese avance ya tiene buena parte del financiamiento asegurado a través del RIGI, el esquema que la compañía usó para destrabar el capital necesario para la expansión petrolera del bloque.

“Es una inversión para todo el desarrollo del proyecto de 6.400 millones de dólares. Invertiremos alrededor de 2.600 a 2.700 millones de dólares hasta junio del próximo año; fue el segundo proyecto aprobado por el RIGI”, detalló Markous sobre el financiamiento de la expansión petrolera de la compañía.

“No creo que hubieran visto estos proyectos hace más de dos años; las tasas de interés bajan el riesgo y eso cambia todo el panorama para poder financiar obras de esta escala en Vaca Muerta”, agregó el CEO.

Escuelas técnicas y proveedores locales

Antes de cerrar, Markous dedicó un tramo de su exposición a los programas sociales que la compañía sostiene junto a comunidades y proveedores en las zonas donde opera, con foco en formación técnica y desarrollo de pequeñas empresas locales de la región.

“Trabajamos con casi 17 escuelas técnicas en la región, donde gastamos alrededor de 600.000 dólares al año capacitando a profesores y estudiantes; ya capacitamos a unos 20.000 estudiantes”, contó el CEO sobre el programa de educación técnica de Tecpetrol.

El otro programa que mencionó fue ProPymes, orientado a proveedores locales que luego trabajan para la compañía y para el resto de la industria petrolera instalada en la zona, un esquema que Tecpetrol viene sosteniendo desde hace varios años.

“Tenemos alrededor de 230 proveedores a los que capacitamos para que estén listos, y los proveemos, y luego ellos proveen a todas las industrias. Así que esas son cosas que hacemos”, aseguró Markous.

YPF apunta a ser la quinta potencia energética del mundo

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó ante inversores en Houston los números que definen la hoja de ruta de la compañía hasta 2030. Lo hizo en el marco del evento Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, donde repasó metas de producción, exportación e infraestructura, con un tono directo y sin vueltas, como suele hacerlo.

“El objetivo de YPF es que aporte en el 2030 más de 30.000 millones de dólares”, planteó Marín, aunque aclaró que las eficiencias logradas ya elevan esa proyección. “Hoy nos está dando 58.000 millones de dólares a valores actuales”, agregó.

El CEO explicó que la meta implica duplicar la producción actual de la compañía en los próximos años. Según detalló, buena parte del crecimiento se apoya en la evacuación de crudo, que hoy ronda los 41.000 barriles diarios y que apunta a superar los 50.000.

Un círculo virtuoso con reglas claras

Marín atribuyó el salto productivo a lo que definió como un “círculo virtuoso”: la transformación macroeconómica, el cambio regulatorio y, sobre todo, la sanción del RIGI. Sin ese régimen, sostuvo, no habría existido un desarrollo tan acelerado del sector energético en los últimos años.

“YPF no es una nacional, YPF es una compañía privada donde el Estado tiene participación y nosotros trabajamos exactamente igual que todas las compañías”, remarcó, al defender el modelo de gestión que impulsa desde su llegada a la conducción de la petrolera.

Según proyectó, la industria destinará 130.000 millones de dólares a Vaca Muerta en los próximos cuatro o cinco años. Comparó ese ritmo de inversión con el de una de las petroleras más grandes del mundo operando en simultáneo en Neuquén.

El VMOS se acerca a su arranque: así avanza la obra que exportará petróleo desde Río Negro

 

Resultados históricos y eficiencia

Marín repasó los números del último balance con orgullo. “El tercer trimestre pasado fue histórico, el EBITDA fue el mayor de la historia de YPF”, afirmó, y remarcó que ese resultado se sostiene incluso con precios internacionales más bajos.

Como ejemplo de la transformación interna, mencionó los llamados “quiebres”: estaciones de servicio sin combustible. “Cuando yo llegué YPF tenía 239 quiebres por día. Hicimos un cambio tecnológico y pasamos a tener 40”, contó, orgulloso del resultado logrado en pocos meses.

También citó el desempeño bursátil de la compañía como prueba del cambio de rumbo. “La acción estaba a 10 dólares y ayer cerró a 51,24 dólares”, graficó, para ilustrar la revalorización que tuvo YPF desde que asumió la conducción.

Argentina LNG: YPF, Eni y XRG avanzan hacia la inversión final para exportar gas al mundo. Neuquén enviará el proyecto a la Legislatura. El gas de Vaca Muerta será monetizado.

El salto exportador: VMOS y el GNL

El CEO también repasó el estado de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra de infraestructura hecha por privados que demandó una inversión de 3.000 millones de dólares. Según explicó, el proyecto avanza en tiempo y forma y prevé el primer embarque de crudo en enero de 2027.

“El tercer cuarto del año que viene, Argentina va a enviar gas por primera vez a Alemania. Ya está el contrato firmado”, anunció, en referencia al proyecto de exportación de gas natural licuado que lidera YPF junto a otras compañías.

Marín también adelantó que el proyecto Argentina LNG, de doce millones de toneladas, podría ubicar al país entre los principales exportadores de energía del mundo. Cerró su exposición con una frase personal: “Respiro, transpiro, pienso, amo YPF”, dijo, visiblemente emocionado.

Con la mira en Vaca Muerta, Rolando Figueroa se reunió con inversores en Estados Unidos

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, arrancó el martes su recorrida por Estados Unidos con un objetivo concreto: conseguir inversores que sigan apostando a Vaca Muerta. La jornada empezó temprano, con una reunión en la Embajada argentina.

Ahí mismo, antes del mediodía, se cruzó con Harold Hamm, el fundador de Continental Resources, uno de los nombres más pesados del no convencional en el mundo. Después llegó el encuentro con Juan Pablo Segura, del Departamento de Estado norteamericano.

Al salir de esa reunión, Figueroa fue directo: “para Neuquén la seguridad jurídica es política de Estado”. Contó que la charla giró en torno al desarrollo de Vaca Muerta y a cómo Estados Unidos sostuvo su propio crecimiento energético con el tiempo.

La previsibilidad como carta de presentación

“La sustentabilidad social de esta transformación se logra con planificación y previsibilidad”, explicó el gobernador sobre el trabajo con inversores. Dijo que esa continuidad, más allá de qué gobierno esté en el poder, es lo que permite seguir sumando oportunidades.

Frente a los inversores reunidos en la Embajada, insistió con la misma idea: Neuquén “siempre ha sido una provincia muy seria”. Habló del buen trato hacia quienes llegan con capital y puso la transparencia como condición no negociable para ambas partes.

Contó además que la provincia, a través de Gas y Petróleo (GyP) del Neuquén, ya recibió ofertas por 15 áreas hidrocarburíferas dentro de la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén. Adelantó que viene una segunda tanda de licitaciones en los próximos meses.

Un Estado que “solo invierte en desarrollo”

Figueroa remarcó que la provincia cuenta con cuentas ordenadas: “hemos eliminado los gastos innecesarios y estamos muy focalizados en invertir solo en el desarrollo”. Fue una manera de vincular la solidez fiscal con la confianza que buscan transmitir a los inversores.

Repasó la historia hidrocarburífera neuquina y sostuvo que “el ecosistema estaba armado” antes incluso de que llegara el RIGI. Destacó el rol del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, que terminó incorporando al upstream de gas y petróleo por pedido de la provincia.

“El ecosistema, más la normativa que construyó el Estado nacional y la adecuación que hicimos desde la provincia, nos permitieron arrancar primero”, cerró sobre ese punto, antes de pasar al encuentro más esperado del día con Harold Hamm.

 

Continental Resources apuesta por Vaca Muerta

“Continental Resources elige Neuquén para seguir creciendo”, anunció Figueroa tras la reunión con Hamm. Se trata de una de las petroleras líderes del no convencional que, por primera vez, decide salir de Estados Unidos para invertir en Vaca Muerta.

“Su llegada demuestra que la seguridad y la previsibilidad generan confianza y atraen nuevos actores”, agregó el gobernador. Para Figueroa, el desembarco de Continental es una señal puertas afuera de que Neuquén funciona como plaza confiable para el capital extranjero.

“Estamos abriendo nuevas áreas a la inversión y construyendo un círculo virtuoso de desarrollo”, cerró, y sumó que de la mano de Continental llegan más compañías estadounidenses en busca de un destino confiable para crecer y generar empleo.

De las reuniones también participaron el embajador argentino Alejandro Oxenford, el presidente de YPF, Horacio Marín, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González Casartelli.

San Matías Pipeline cerró un préstamo por U$S 900 millones para construir el gasoducto a Río Negro

San Matías Pipeline (SMP), el consorcio integrado por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cerró un préstamo sindicado bajo la modalidad Project Finance por USD 900 millones. Los fondos financiarán la construcción del gasoducto dedicado, una de las principales obras de infraestructura energética en desarrollo en el país.

La financiación quedó estructurada a 7 años de plazo con 3 años de gracia. El sindicato de bancos internacionales está liderado por Citi, J.P.Morgan, Santander e Itaú, junto a BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China. La inversión total del proyecto se estima en USD 1.300 millones, con el resto cubierto por aportes de capital de los accionistas.

El esquema financiero se sostiene en los flujos de fondos futuros del proyecto, respaldados por contratos de transporte de largo plazo. La obra ingresó al RIGI en junio y ya cuenta con los estudios de impacto ambiental aprobados por Neuquén y Río Negro.

El gasoducto se integra al proyecto de Southern Energy (SESA), conformado por los mismos socios, con el objetivo de posicionar a la Argentina como proveedor en el mercado mundial de GNL. Los buques “Hilli Episeyo” y “Esperanza” comenzarán a operar en 2027 y 2028, con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales.

SESA prevé inversiones superiores a USD 15.000 millones en 20 años y exportaciones por USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.

Características del gasoducto San Matías Pipeline

La traza del gasoducto dedicado tendrá 472 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con capacidad para transportar 27 millones de m³ de gas natural por día. Unirá Tratayén, en Neuquén, con la costa de Río Negro y el sistema de GNL de Southern Energy.

La construcción comenzará en agosto de 2026 y finalizará a mediados de 2028, con una inversión estimada de USD 1.300 millones. Estará a cargo del consorcio SICIM-Víctor Contreras, mientras que la planta compresora de Allen quedará en manos de OPS.

Carlos Ormachea: “El desarrollo de Vaca Muerta es claramente un proyecto de exportación”

En el plenario de la Comisión de Presupuesto y Hacienda, donde se debate el “súper RIGI”, el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, repasó el impacto del RIGI en el desarrollo de los proyectos de petróleo y gas en Argentina, y explicó por qué el Régimen permitió acelerar las inversiones en Vaca Muerta.

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos representa a las compañías que llevan adelante las inversiones más importantes para aumentar la producción de crudo y gas. En este sentido, Ormachea explicó que se trata de un negocio particular, con proyectos de capitales intensivos, donde la mayor parte del desembolso se ejecuta antes de facturar el primer barril.

“La naturaleza del negocio de upstream se caracteriza porque son proyectos de magnitud, muy capital intensivos, porque la mayor parte de la inversión se ejecuta antes de empezar a facturar”, ponderó el titular de la cámara.

El foco puesto en Vaca Muerta

Asimismo, Ormachea manifestó que Vaca Muerta concentra lo más relevante del desarrollo, aunque remarcó la necesidad de sostener también los yacimientos convencionales en distintas provincias. El país ya está abastecido en su demanda interna de energía, por lo que el crecimiento adicional apunta directamente a los mercados externos.

Ese desarrollo adicional debe competir con condiciones similares a las de otros países productores. Por eso, el titular de la CEPH destacó el rol de la Ley Base, tanto en su capítulo RIGI como en la reforma de la Ley de Hidrocarburos, para equiparar la competitividad del país frente al resto del mundo.

Entre los cambios centrales mencionó la baja en el impuesto a las ganancias, la eliminación de retenciones a las exportaciones a partir del tercer año de producción y la devolución más ágil del crédito fiscal de IVA, que antes representaba un costo financiero extra del 21% para estos proyectos.

“Este mecanismo que permite recuperar el IVA facilita el financiamiento de los proyectos y mejora las condiciones competitivas”, explicó Ormachea.

Vista Energy prevé un cierre de año aumentando su producción.

Beneficios para igualar la cancha

El presidente de la CEPH remarcó que estas medidas suelen leerse como beneficios excepcionales, aunque en rigor buscan equiparar al país con sus competidores internacionales y explicó que durante años el país operó con una anomalía regulatoria que encareció artificialmente estos proyectos frente al resto del mundo.

“Estas medidas son un beneficio extraordinario porque todavía no se pueden dar a todos los jugadores de la economía, pero en el fondo ponen a quien invierte en condiciones semejantes a las de cualquier competidor en el mundo”, sostuvo el dirigente.

En este sentido, remarcó que la industria ya respondió con inversiones concretas desde antes de estos ajustes normativos, aunque el nuevo marco aceleró el ritmo de ejecución de los proyectos. Según el ejecutivo, el sector cuenta hoy con 17 proyectos presentados al RIGI por 145.380 millones de dólares, de los cuales seis ya fueron aprobados por 30.860 millones.

“No estoy hablando de una oportunidad ni de algo que puede llegar a ocurrir. Estoy hablando de algo que ya está ocurriendo desde hace más de tres años”, enfatizó Ormachea.

La proyección a 2035

La cámara elaboró una proyección propia sobre la evolución esperada de la producción de hidrocarburos hasta 2035. El objetivo es alcanzar 1.700.000 barriles diarios de petróleo y 300 millones de metros cúbicos diarios de gas, muy por encima de los niveles actuales.

Como referencia, Ormachea recordó que el último mes el país produjo 918.000 barriles diarios y 160 millones de metros cúbicos de gas, cuando hace apenas tres años esos números eran de 520.000 y 120 millones respectivamente. El crecimiento del gas estuvo más limitado por infraestructura y mercado.

En materia de exportaciones, la proyección de la CEPH ubica los envíos en 30.000 millones de dólares para 2030 y 40.000 millones para 2035, con un saldo comercial positivo de 28.000 y 38.000 millones de dólares respectivamente en cada uno de esos años.

Las inversiones directas en el desarrollo de campos e infraestructura rondarían los 20.000 millones de dólares anuales hasta 2030, según explicó el dirigente, con una desaceleración posterior una vez completada la etapa de construcción de instalaciones.

El encuentro técnico de MEOPP ART Mutual fue declarado de interés provincial y municipal en Neuquén. Reunirá a organismos públicos, especialistas y actores del sector productivo. Petroleros logró un nuevo acuerdo.

El impacto en el empleo

El sector también proyecta un fuerte impacto en materia de empleo directo e indirecto. Según la cámara, los puestos de trabajo directos se multiplicarán por dos, mientras que en la cadena de proveedores el crecimiento llegará a 2,5 veces y hasta 6,5 veces en los eslabones siguientes de la cadena productiva. “Estamos hablando de un número material de empleos, de más de medio millón de posiciones que se van a generar de acá al 2030”, detalló Ormachea.

El titular de la CEPH también consideró que el RIGI permitió avanzar con inversiones que de otro modo no hubiesen ocurrido, y que además adelantó en el tiempo proyectos que estaban previstos para más adelante, con impacto directo en la actividad económica del país.