Yearly: 2026

HOUSTON. -El viceministro de Economía, Daniel González, resaltó este martes al participar del CERAWeek 2026 en Houston, que el crecimiento experimentado hasta el momento por las petroleras nacionales resultó clave para el desarrollo de Vaca Muerta, pero consideró que el nivel de inversión requerido para la fase exportadora masiva excede las posibilidades actuales del mercado doméstico.

Ante un auditorio de ejecutivos globales en el mayor evento de la industria del Oil & Gas, González expresó que «Las petroleras locales ya tienen mucho en su plato («they have a lot on their plate»). Hay que buscar más compañías internacionales para que el desarrollo no se detenga. El esfuerzo que hicieron hasta ahora es extraordinario, pero para pasar a las ligas mayores necesitamos que los grandes jugadores del exterior traigan su espalda financiera y sus equipos de última generación a la Argentina».

«Tenemos un recurso increíble en Vaca Muerta que hoy está absolutamente listo para ser desarrollado, con un ecosistema increíble de empresas, operadores, compañías de servicios, provincias y gobierno federal», resaltó al explicar un esquema en el que «la seguridad energética y la asequibilidad son definitivamente una prioridad«.

González, en el desarrollo de esa idea también agregó: «Lo que tenemos para ofrecer en términos de un recurso económico, eficiente y competitivo, y muy lejos de zonas de potencial conflicto, lo que tiene muchísimo valor. Eso ya era así desde la invasión rusa a Ucrania, pero aún más en el último mes» con los acontecimientos bélicos en Medio Oriente.

El costo del financiamiento para el desarrollo

En cuanto a la limitación en la capacidad de despliegue de las operadoras domésticas es el argumento central del Ministerio de Economía para defender la vigencia del regimen de promoción. «El capital es la mayor restricción para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta» en la etapa actual, admitió el funcionario, debido a que el costo de financiamiento para el país, aunque en descenso, permanece en niveles elevados.

Sobre el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para desembolsos de capital intensivo, manifestó que la recepción del sector privado superó las expectativas iniciales. En ese sentido, señaló que «el programa ya tiene 48 proyectos presentados, pero la meta del equipo económico es tener 15 o 20 más antes de que termine, lo que consolidaría una cartera de proyectos que ya no tienen marcha atrás».

Respecto a las limitaciones que impone la infraestructura de transporte para evacuar la producción de hidrocarburos, González analizó los desafíos logísticos que enfrenta la Argentina. Sobre este punto, el secretario explicó que la prioridad es que los privados lideren la construcción de nuevos ductos y puntualizó que «la infraestructura debe acompañar el ritmo de las perforaciones para evitar que los cuellos de botella se conviertan en un techo para el ingreso de divisas genuinas«.

«Desde el punto de vista regulatorio, no percibo que tengamos desafíos significativos. No veo que tengamos restricciones relevantes, como sí teníamos muchas en el pasado -por ejemplo, restricciones cambiarias- que ya no existen. Creo que es una cuestión de tiempo, que es el mejor recurso que tenemos para reconstruir esa confianza», afirmó en otro tramo.

Una industria con incentivos para invertir

En esa línea, reconoció que el país tiene «una economía con impuestos bastante altos en general, y esa es una de las prioridades del Presidente (Javier Milei) intentar reducirlos gradualmente. La forma en que se abordó eso en esta industria es incorporando el desarrollo del upstream dentro del programa de incentivos», de lo cual hay dos proyectos presentados.

«Cuando se consideran los incentivos compensan buena parte de la mayor carga impositiva que tiene la economía en general en Argentina«, afirmó Gonzálex al enumerar que el RIGI «ofrece beneficios fiscales bastante significativos, incluyendo una tasa reducida de impuesto a las ganancias, sin IVA sobre el capex, sin aranceles a las importaciones, sin derechos de exportación. Y la característica que más valoran los inversores es que brinda 30 años de estabilidad regulatoria y fiscal», afirmó.

Al referirse a la nueva dinámica de la industria, González afirmó que la actual política va mas allá de los incentivios: «Lo otro que hemos estado haciendo es desregular todo, dejar de intervenir. Ya no intervenimos en los mercados de petróleo, estamos desregulando los mercados de gas y electricidad. Una desregulación muy amplia de todos los mercados energéticos».

En relación con el sector minero, el secretario vinculó el potencial del cobre y el litio con el éxito del régimen de incentivos. «Hay muchas oportunidades en minerales críticos. Somos el productor de litio de más rápido crecimiento y vamos a convertirnos pronto en el mayor productor de litio», anticipó el viceministro de la cartera económica.

«La oportunidad en cobre en Argentina -agregó- también es absolutamente enorme. Solo con los proyectos que se han presentado al RIGI vamos a estar produciendo entre un millón y medio y dos millones de toneladas de cobre por año en los próximos cinco a siete años«.

Sobre el financiamiento de las obras de infraestructura, González reiteró que el modelo de inversión pública quedó atrás, especialmente en el segmento de transporte. «Hay una enorme oportunidad en el midstream. El midstream de petróleo como negocio no existe en Argentina. Son los operadores los que básicamente destinan parte de su capital a tender oleoductos y construir plantas, algo que a largo plazo no tiene sentido», señaló al insistir con la llegada de nuevos jugadores.

Respecto a la exploración de nuevos yacimientos, el secretario aclaró que el foco de la industria se movió hacia la puesta en valor de los recursos ya descubiertos. «Hoy se trata mucho más de desarrollo que de exploración. Hay otros plays no convencionales en etapas más incipientes, y las compañías que tienen derechos allí van a realizar la exploración necesaria, pero el foco está más en el desarrollo y en lograr casos exitosos», explicó.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La petrolera Shell podría tomar decisiones finales de inversión (FID) en proyectos de gas natural en Venezuela con miras a exportar GNL. El anticipo corrió por cuenta del CEO de la empresa, Wael Sawan, en el marco de su intervención en CERAWeek 2026, la principal conferencia de energía del mundo.

Las inversiones que Shell evalúa estarían vinculadas al proyecto Dragón, un campo de gas offshore que sería necesario desarrollar para revitalizar las exportaciones de gas natural licuado desde la terminal de licuefacción en Trinidad y Tobago.

«Estamos viendo en dónde agregar valor en Venezuela y su gente. Diría que inicialmente apuntamos más al gas y particularmente gas que puede ser monetizado a través del GNL, aunque también seguimos buscando oportunidades en líquidos», dijo el CEO de Shell.

Shell confirmaría inversiones en gas natural en Venezuela durante 2026

Wael Sawan destacó que la empresa está en una mejor posición para realizar primero inversiones en gas natural antes que en petróleo en Venezuela y anticipó que podría confirmarlas durante 2026.

“En el sector del gas, hablamos de un horizonte más cercano: dos o tres años. Incluso podríamos estar en condiciones de tomar decisiones finales de inversión sobre uno o dos proyectos antes de que termine este año, si contamos con los marcos fiscales y regulatorios adecuados”, comentó el CEO de Shell.

El gobierno interno de Delcy Rodriguez en Venezuela presentó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional– que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El proyecto había sido demandado por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos.

«Creo que nadie discutiría la inmensidad de los recursos en Venezuela«, dijo Sawan. «La clave ahora será poder implementar planes técnicos sólidos en el país y, lo que es más importante, que Venezuela continúe con el progreso que está logrando en materia fiscal y en los marcos legales«, agregó Sawan.

«Me alienta lo que vemos, pero aún nos queda un largo camino por recorrer para extraer esas moléculas», finalizó.

Shell y el proyecto Dragón

Antes de la intervención militar estadounidense para capturar y remover a Nicolás Maduro del poder, Venezuela había autorizado a Trinidad y Tobago a reanudar el trabajo en el proyecto Dragón de gas natural offshore, en el que también participa Shell.

Trinidad y Tobago necesita el suministro de gas de este proyecto localizado en aguas venezolanas para garantizar su capacidad de exportación de GNL, la segunda más grande en el continente americano luego de los EE.UU. y por delante de Perú.

En el proyecto Dragón participan National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y Shell. En paralelo, junto con la petrolera BP conforman Atlantic LNG, empresa propietaria de la planta de licuefacción y exportación de GNL en Trinidad y Tobago.

La planta tiene cuatro trenes de licuefacción con una capacidad instalada de producción y exportación de 15,8 millones de toneladas de GNL por año.

, Nicolás Deza

HOUSTON. -El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, consideró en el CERAWeek 2026 que el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta está necesariamente vinculado al desarrollo de la exportación del gas natural asociado. «Ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«, aseguró el referente de la petrolera del Grupo Techint.

Markous repasó la actualidad y proyectos de la empresa en un panel sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica. Tecpetrol es la tercera productora de gas natural en la Argentina, con una producción diaria de casi 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Además, está avanzando en la ventana de petróleo en Vaca Muerta, con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos II Este.

La empresa tiene en claro que el desarrollo del potencial en petróleo crudo en la formación neuquina está vinculado con el tratamiento y monetización del gas natural asociado. «Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo», sintetizó Markous.

Tecpetrol: proyectos de gasoductos al Brasil

El CEO de Tecpetrol remarcó que Brasil es un mercado a desarrollar y que están activamente trabajando a través de TGN (Transportadora Gas del Norte) en proyectos de gasoductos, al ser el desarrollo del gas natural una condición necesaria para respaldar el crecimiento de producción de petróleo.

«A nivel regional ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil. La combinación de los países vecinos y el GNL nos da una gran oportunidad», dijo Markous.

«El petróleo tiene gas asociado. Necesitamos encontrar un mercado para poder producir ese petróleo. Para nosotros tiene que haber enormes oportunidades para hacer infraestructura. Nosotros estamos en TGN, estamos en el gasoducto Norte, que es el que conecta con Brasil y estamos iniciando proyectos para expandir nuestros gasoductos para enviar más gas a Brasil«, añadió.

No es una tarea facil porque Petrobras se mostró hasta ahora poco predispuesta a evaluar una potencial integración con la Argentina en materia de gas natural. Sin el endorsement de la petrolera estatal brasileña el desarrollo de nuevos gasoductos al Brasil está limitado, aportaron fuentes en la industria conocedoras de las conversaciones a EconoJournal.

Ventana de petróleo y RIGI

Tecpetrol logró consolidarse como productora de gas natural referente en Vaca Muerta a partir del desarrollo de Fortín de Piedra. La empresa ahora busca replicar ese éxito, pero en la ventana de petróleo, con el proyecto Los Toldos II Este, con el que espera sumar una producción de 70.000 barriles por día hacia el 2027. Por ese motivo, es que la empresa también ingresó como accionista en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para incrementar la evacuación y exportación de crudo hacia el Atlántico.

«El Vaca Muerta Sur fue financiado entre todas las partes, en una combinación de apoyo de compañías locales. Nosotros como compañía estamos invirtiendo 2500 millones de dólares y estamos emitiendo bonos para financiar eso. Hasta ahora han sido compañías privadas y bancos privados los que emiten bonos», explicó el CEO de Tecpetrol.

También repasó ante la audiencia presente los beneficios fiscales que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). «Como estamos eliminando barreras para acelerar la inversión en Argentina, el RIGI se implementó. Creo que fue bueno y ya hay inversiones que se están haciendo bajo el RIGI«, dijo Markous. «Debería ser el régimen normal en los próximos tres años», acotó.

El contexto del petróleo en Latinoamérica

Markous expuso la visión de Tecpetrol en una conversación con pares de la industria y representantes de gobiernos sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica, moderada por el vicepresidente sénior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P, Carlos Pascual.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos, Energéticos y Empresariales del Departamento de Estado de los Estados Unidos, Caleb Orr, destacó el crecimiento del comercio intraregional.

Por caso, México se transformó desde 2023 en el principal destino de las exportaciones estadounidenses, por encima de Canadá y China, siendo la energía un componente de las mismas. «México es el principal comprador de gas natural de EE.UU. Con eso se fabrican muchos bienes que luego se exportan de vuelta a EE.UU.», puntualizó Orr.

A su turno, el director de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del Brasil, Pietro Mendes, también destacó el aporte de su país en el suministro energético internacional. «Brasil es muy importante para la estabilidad del mundo cuando consideramos la energía. Estamos produciendo casi 4 millones de barriles por día«, dijo.

«Tenemos estabilidad regulatoria y respetamos los contratos. Tenemos empresas de todo el mundo invirtiendo allí, incluyendo el sector eléctrico, petróleo y gas. Creemos que las inversiones de Estados Unidos son muy buenas para nuestro país, pero también creemos que necesitamos recibir inversiones de cualquier empresa que quiera invertir en Brasil, porque esa diversidad es muy importante para nuestra seguridad energética y para nuestra sociedad», evaluó el funcionario del gobierno de Lula da Silva.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La Secretaría de Energía avanzaría en los próximos días con una serie de resoluciones que apuntan a flexibilizar las especificaciones técnicas de los combustibles líquidos con el objetivo de habilitar una mayor mezcla de biocombustibles en naftas y gasoil, según revelaron a EconoJournal fuentes al tanto de los cambios.

La medida busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente y disminuir también la necesidad de importaciones en un mercado que sigue tensionado por la demanda estacional.

La iniciativa contempla modificar transitoriamente los parámetros de calidad de las naftas —en particular, la cantidad de partes por millón de oxigeno por cada litro de nafta— para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas.

La Ley 27.640 establece que el corte obligatorio de bioetanol en naftas puede alcanzar hasta el 12%, con posibilidad de elevarse al 15% bajo determinadas condiciones. En la práctica el nivel de mezcla se mantiene en torno al 12% debido a restricciones técnicas vinculadas a las especificaciones de calidad del combustible.

“La idea es flexibilizar el límite de oxígeno para que las refinadoras puedan, de manera voluntaria, aumentar el porcentaje de bioetanol hasta el máximo permitido”, explicó una fuente con conocimiento de la medida.

El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.

Gasoil: mayor margen para subir el biodiesel

El Gobierno también analiza medidas para incrementar el corte de biodiesel en gasoil. La normativa vigente fija un porcentaje obligatorio del 7,5%, aunque habilita incrementos discrecionales hasta niveles cercanos al 20%.

Hasta ahora, el bajo nivel efectivo de mezcla respondió a razones económicas: el biodiesel —producido mayormente a partir de aceite de soja— resultaba más caro que el gasoil importado.

Sin embargo, el escenario cambió con la suba del precio internacional del petróleo. Argentina importa alrededor de 500.000 metros cúbicos anuales de gasoil para cubrir picos de demanda, especialmente en el sector agropecuario y el transporte.

Con valores del barril en torno a los US$ 100, el costo del gasoil importado de alta calidad se ubica cerca de US$ 1.100 por metro cúbico. En contraste, el biodiesel de soja producido localmente se acerca a los US$ 1.000 por metro cúbico —e incluso podría ubicarse por debajo—, lo que reconfigura la ecuación económica.

En ese contexto, Energía busca habilitar un mayor uso de biodiesel para sustituir importaciones y reducir el costo del abastecimiento interno.

Las resoluciones se publicarían en los próximos días y marcarían un cambio relevante en la política de biocombustibles, al priorizar criterios de costo y abastecimiento por sobre restricciones técnicas que, hasta ahora, limitaban el uso pleno de los cupos previstos por la normativa.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON. -Luego de las críticas reiteradas que ha venido recibiendo por parte del presidente Javier Milei, la palabra de Paolo Rocca era esperada con gran expectativa. Sin embargo, el presidente y CEO del Grupo Techint evitó confrontar y concentró su discurso en el CERAWeek 2026 en un análisis del conflictivo escenario internacional. “Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida”, aseguró el ejecutivo, dejando en claro que la creciente fragmentación global obliga a redefinir las estrategias empresarias. Además, analizó el impacto creciente de la inteligencia artificial en la producción.  

Luego de que Tenaris, subsidiaria de Techint, perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy, desde el grupo se dejó trascender que habían ofrecido igualar la oferta, pero su propuesta no fue considerada. Muchos analistas coincidieron en que el gobierno debería haber intervenido a favor de Techint para beneficio de la red de proveedores locales y la mano de obra nacional. El gobierno leyó que el grupo estaba fogoneando esas críticas y reaccionó con furia contra el empresario tratándolo de «prebendario». Incluso Milei lo bautizó como “Don Chatarrín”, de modo despectivo.

El foco en la reconfiguración del escenario internacional

Rocca podría haber elegido la conferencia energética más importante del mundo para responderle a Milei – compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra-, pero decidió ignorarlo y llevar adelante un análisis estratégico de cómo se está reconfigurando el mundo en medio de la disputa comercial entre Estados Unidos y China y la guerra en Medio Oriente.

El mandamás del Grupo Techint sostuvo que los aranceles que impuso el gobierno de Donald Trump el año pasado afectaron la cadena de suministro de la industria energética. “El inicio del programa de aranceles en el primer semestre cambió la orientación general de la estrategia de descarbonización. Ese cambio ha sido relevante y está afectando los planes empresarios”, detalló.

“También hay una pérdida de relevancia de las organizaciones globales. Para nosotros era importante la relación comercial entre Canadá, México y Estados Unidos, pero ahora está sujeta a potenciales negociaciones y al mismo tiempo interrumpida por los aranceles, lo que genera incertidumbre y suma presión sobre las estrategias empresariales. Al mismo tiempo, el conflicto en Medio Oriente, que escaló desde junio, añadió nuevos factores de inestabilidad. Según remarcó, “no es fácil establecer una estrategia sólida ante este escenario”.

En ese contexto conflictivo y volátil, reivindicó la inversión en el sector energético argentino como parte de una estrategia destinada a posicionarse en áreas donde existe una perspectiva de largo plazo. “A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina. Es allí donde estamos centrando nuestra atención e invirtiendo»

“Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida y autonomía de producción para el sector energético. Esto implica a veces duplicar capacidades e intensificar las inversiones”, remarcó.

El auge de la inteligencia artificial

Al referirse al impacto de la inteligencia artificial, Rocca remarcó que el grupo Techint la aplica en optimización de procesos, transformación de la productividad y capacitación interna. “En la petrolera, trabajamos con shale. Actualmente extraemos quizás un 5% o 6% de los recursos reales de la formación debido al fracking y cómo se gestiona, y ya eso es valioso. Pero, si aplicamos inteligencia artificial, ¿sería posible pasar del 5% al 7% de las reservas? Eso es enorme y cambia completamente el valor”, describió Rocca.

“Las empresas en EE.UU. ya están desarrollando esto. Hay enormes volúmenes de datos que permiten entender mejor cómo extraer valor”, insistió. Luego dijo que “estamos pasando de usar la IA como fuente de información a que tome decisiones directamente (incluso en la nube, gestionando procesos como una refinería). El mundo va en esa dirección, pero todavía estamos en etapas iniciales. Hay proyectos pequeños, pero no resultados concluyentes aún. Hay mucha experimentación”, remarcó.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -La guerra en Medio Oriente está afectando el suministro de una quinta parte del GNL mundial. Si bien Europa no depende mucho de este suministro, la suba en los precios reactivó la discusión sobre el gas de Rusia. Sin embargo, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reflexionó que el gas ruso dejó de ser una opción durante una intervención en CERAWeek 2026, el principal evento energético del mundo.

TotalEnergies, la compañía francesa que en la Argentina es la principal operadora privada de gas natural y el tercer player mundial en el comercio de gas natural licuado, con más de 40 millones de toneladas de GNL vendidas por año. Precisamente, Pouyanné este lunes también selló un acuerdo con el gobierno de los Estados Unidos para reorientar sus inversiones en energía eólica offshore al petróleo, gas natural y/o GNL estadounidenses.

Pouyanné: el gas de Rusia dejó de ser una alternativa

El GNL proveniente de EE.UU. se transformó en el suministro clave para ir reemplazando el gas de Rusia tras la invasión y guerra en Ucrania. En cambio, los buques proveniente del Golfo Pérsico representan un 10% de las importaciones de GNL en la Unión Europea, aunque países como Italia o Bélgica tienen una particular dependencia de este suministro.

A pesar de esa menor dependencia del GNL del Golfo Pérsico, el escenario de una renovada competencia con Asia por los cargamentos de GNL en el mercado spot inquieta a algunos gobiernos europeos, justo cuando está comenzando a regir una regulación europea que prohibirá todas las importaciones de gas ruso a partir de 2027.

Frente a algunos planteos que piden flexibilizar esa decisión, el CEO de TotalEnergies fue enfático en que el gas ruso dejó de ser una opción a partir de la guerra iniciada por el presidente Vladimir Putin en 2022. “Putin decidió por nosotros que el gas ruso ya no era una opción«, dijo Pouyanné.

De todas formas, el colapso del tránsito por Ormuz afecta a Europa en otros suministros energéticos. “En el Sudeste Asiático hay mucha preocupación. Europa también observa muy de cerca: por ejemplo, Francia importa el 50% de su diésel”, graficó el CEO de TotalEnergies.

En lo estructural, Pouyanné reconoció que Europa atraviesa por un escenario de inseguridad energética. “No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo.

TotalEnergies invertirá más en hidrocarburos en EE.UU.

El Departamento de Interior de los EE.UU. y TotalEnergies anunciaron este lunes un acuerdo para que la compañía desinvierta en concesiones de energía eólica offshore y reoriente esas inversiones hacia producción de hidrocarburos en EE.UU.

TotalEnergies se ha comprometido a invertir aproximadamente US$ 1000 millones (lo que representa el valor de sus concesiones de energía eólica marina a las que renunció) en la producción de petróleo, gas natural y/o GNL en EE.UU. Una vez que esa inversión se materialice, el gobierno federal reembolsará a la compañía francesa la totalidad del importe que pagó por la compra de dichas concesiones.

“Este acuerdo representa un nuevo triunfo para el compromiso del presidente Trump con la energía asequible y confiable para todos los estadounidenses”, declaró el secretario del Interior, Doug Burgum.

“La energía eólica marina es uno de los sistemas más costosos, inestables, perjudiciales para el medio ambiente y dependientes de subsidios que se hayan impuesto a los consumidores y contribuyentes estadounidenses. Celebramos el compromiso de TotalEnergies de desarrollar proyectos que generen energía confiable y asequible para reducir las facturas mensuales de los estadounidenses», añadió el funcionario estadounidense.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

Luego de haberle dado a Irán un ultimátum de 48 horas para que libere el estrecho de Ormuz, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, sorprendió este lunes por la mañana al anunciar una supuesta tregua de cinco días acordada con el régimen teocrático chiita. Desde Irán desmintieron la información.

«No se han celebrado negociaciones con Estados Unidos, y se utilizan noticias falsas para manipular los mercados financieros y petroleros y escapar de la compleja situación en el que están atrapados Estados Unidos e Israel», sostuvo en su cuenta de X el presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores.

El anuncio del presidente estadounidense tuvo un impacto moderado en el precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, que abrió la jornada en US$ 112 por barril. Luego cayó a US$ 98 por barril y en las horas siguientes se mantuvo en torno a ese valor.

Trump anunció una tregua de cinco días con Irán

El presidente informó una tregua de cinco días a través de un posteo en Truth Social. «Me complace informar que Estados Unidos y Irán han mantenido, durante los últimos dos días, conversaciones muy positivas y productivas sobre la resolución total de nuestras hostilidades en Oriente Medio», posteó.

Trump añadió que, en función del «tono y la naturaleza de estas conversaciones profundas, detalladas y constructivas, que continuarán a lo largo de la semana», ha ordenado al Departamento de Defensa posponer todos los ataques militares contra las centrales eléctricas y la infraestructura energética iraníes durante un período de cinco días.

Turquía, Egipto y Pakistán estuvieron pasando mensajes entre EE.UU. e Irán durante los últimos dos días, publicó el medio Axios. Según la versión estadounidense, funcionarios senior de los tres países mantuvieron charlas con el enviado especial de la Casa Blanca, Steve Witkoff, y el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Abbas Araghchi.

No obstante, en Irán respondieron que tales comunicaciones no existieron. “Las declaraciones del presidente de Estados Unidos se producen dentro del marco de esfuerzos por reducir los precios de la energía y ganar tiempo para poner en marcha sus planes militares”, ha señalado su Ministerio de Asuntos Exteriores, según la agencia Mehr. 

La agencia de noticias Fars, vinculada con la Guardia Revolucionaria Islámica (GRI), citó «una fuente iraní» que dijo que «no hay ninguna conexión directa ni indirecta con Trump, y él dio marcha atrás tras escuchar que nuestros objetivos serían todas las centrales eléctricas de Asia Occidental».

Más tarde fue el propio presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores, el encargado de desmentir la versión de Trump.

Promesa de bombardeo contra infraestructura eléctrica en Irán

Trump había amenazado el sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las siguientes 48 horas.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», había advertido el mandatario en una publicación de su red social Truth.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos derivados.

Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

, Nicolás Deza

La petrolera colombiana GeoPark dio inicio formal a sus operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, situado en la formación no convencional de Vaca Muerta. Se trata de la primera campaña intensiva en la formación, lo que marca un hito en su estrategia de expansión dentro de la Argentina.

La empresa proyecta una inversión que oscila entre los u$s80 y u$s100 millones durante el transcurso de 2026. Este capital se destina íntegramente al desarrollo de infraestructura y pozos en la Cuenca Neuquina, con el firme propósito de escalar la capacidad operativa de la firma en el corto plazo.

En términos de volumen, la meta establecida por GeoPark para el cierre de este año busca elevar la producción actual de 1.500 barriles de petróleo diarios a un rango de entre 5.000 y 6.000 barriles, lo que significaría cuadruplicar su actividad en suelo nacional.

El plan estratégico a mediano plazo contempla una proyección de crecimiento sostenido hasta el año 2028. Para ese entonces, GeoPark aspira a alcanzar una plataforma de producción de 20.000 barriles por día, consolidando su rol como operador en el sector local.

Desarrollo en la Cuenca Neuquina

La puesta en marcha de esta campaña requirió la articulación con más de 30 empresas contratistas especializadas en diversos servicios petroleros. Mediante la firma de 40 acuerdos comerciales, la operadora busca traccionar la cadena de valor local y fortalecer el ecosistema industrial de la provincia.

Ignacio Mazariegos, director de la unidad de negocios de la firma en la Argentina, destacó que «Vaca Muerta es un activo central que está redefiniendo nuestra escala como compañía». El ejecutivo subrayó que cada pozo perforado contribuye a construir una posición rentable y competitiva dentro del portafolio latinoamericano de la empresa.

Para respaldar este ritmo operativo, la compañía estableció una oficina propia en la ciudad de Neuquén y conformó un equipo técnico de 30 profesionales. Según informaron desde la operadora, la plantilla se encuentra en proceso de ampliación para cubrir las demandas técnicas de los próximos meses.

En el ámbito del compromiso social, la firma concretó su adhesión al programa de becas provinciales con un aporte inicial. Esta acción se enmarca en su política de sostenibilidad, orientada a vincular el desarrollo de los recursos naturales con el fortalecimiento educativo de las comunidades donde opera.

, Ignacio Ortiz

HOUSTON. -El CEO de Chevron, Mike Wirth, elogió las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta.  “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en la apertura del CeraWeek, la conferencia energética más importante del mundo.

Wirth formuló esa declaración en una entrevista pautada con el presidente de CeraWeek, Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo. Yergin le preguntó por Vaca Muerta porque Wirth quería enviar un mensaje, no fue una declaración casual que formuló en un pasillo de la conferencia ante la pregunta de un periodista.

Wirth reafirmó su interés por Vaca Muerta

En un momento de su exposición, Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.

–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Yergin.

–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.

–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.

–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.

Chevron explota Loma Campana con YPF, lleva invertidos unos 14.000 millones en Vaca Muerta desde 2013 a la fecha. pero en los últimos años redujo su nivel de inversión. Lo que dijo el CEO da a entender que ahora van a volver a acelerar

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -El CEO de ADNOC y ministro de Industrias de los Emiratos Árabes Unidos, Sultan Al Jaber, denunció en el CERAWeek 2026 el uso del Estrecho de Ormuz como herramienta de presión geopolítica. El directivo calificó la situación actual como un conflicto «errático, injustificado y completamente no provocado» que puso a prueba la resiliencia de la infraestructura energética global, y advirtió que la solución a la volatilidad de mercado «no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Durante su intervención en el evento realizado en Houston, Estados Unidos, Al Jaber advirtió que la presión sobre esta vía navegable, por la que circula casi una quinta parte del petróleo y gas del mundo, disparó el precio del crudo un 50% en solo tres semanas. «Gran parte del oxígeno de la economía global pasa por una sola garganta«, graficó el ejecutivo para explicar la vulnerabilidad del sistema ante intentos de bloqueo.

Con una postura firme frente a la inestabilidad en la región, el titular de la petrolera emiratí aseguró que la crisis no respondió a una falta de recursos, sino a una amenaza directa a la libre circulación. «Convertir al Estrecho de Ormuz en un arma no es un acto de agresión contra un solo país. Es terrorismo económico contra todos los países«, sentenció.

Y en esa misma línea expresó que «ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén. Ni ahora ni nunca. Y aunque valoramos los esfuerzos por estabilizar los mercados y reducir los precios, seamos claros: este no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Adnoc, es socia de YPF y de la italiana ENI en el proyecto Argentina LNG, por el cual se busca convertir a Vaca Muerta en un nuevo polo exportador de gas. El proyecto que demandará una inversión estimada en US$30.000 millones prevé la producción de unas 12 millones de toneladas a través de dos buques licuefactores que se instalarán frente a las costas de Río Negro, no antes de 2029.

La guerra y la inflación global

Al Jaber remarcó que «el impacto de esta crisis golpeó con mayor dureza a los sectores más vulnerables al elevar los costos de vida de forma acelerada«. Para el ejecutivo, la estabilidad de los mercados energéticos fue la base de la economía mundial: «La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla».

Respecto a la operación de ADNOC, el CEO destacó que la compañía aplicó medidas extraordinarias para garantizar el suministro a pesar de los ataques recibidos. «Recibimos golpes que ninguna empresa civil debería tener que enfrentar«, señaló, subrayando que la resiliencia de la firma se basó en inversiones previas y no en reacciones improvisadas.

El discurso también sirvió para ratificar el modelo de «progreso pragmático» que impulsaron los Emiratos Árabes Unidos, el cual, según Al Jaber, estuvo basado en el realismo y no en la ideología. Este enfoque permitió a la nación consolidar una red de alianzas estratégicas para fortalecer la seguridad del sector a escala internacional.

«Estas últimas semanas nos han recordado lo fundamental. La estabilidad en los mercados energéticos sostiene la estabilidad en todos los mercados. La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla. Y se basa en una verdad simple: las arterias críticas del mundo deben permanecer abiertas», asevero el sultán en uno de los tramos principales de su presentación.

La alianza con Occidente

En relación a su presencia en Occidente, Al Jaber destacó que las relaciones con sus socios siguen creciendo. «A través de ADNOC, XRG y Masdar, ya hemos invertido más de US$85.000 millones en activos energéticos en Estados Unidos, apoyando generación eléctrica, químicos avanzados y empleo en 19 estados», reseñó.

«Estados Unidos ofrece una combinación única de abundancia de recursos y estabilidad para la inversión. Estamos explorando activamente oportunidades a lo largo de toda la cadena de valor energética y queremos expandir nuestras inversiones en infraestructura crítica: desde almacenamiento hasta licuefacción y plantas de regasificación», agregó reafirmando la alianza estratégica.

Asimismo, hizo hincapié en que la tecnología y la inteligencia artificial funcionaron como el «multiplicador de fuerza» que define la nueva era energética. Al Jaber explicó que la integración de estos sistemas resultó fundamental para construir una red global capaz de resistir la volatilidad y promover la prosperidad sobre la inestabilidad.

Hacia el final de su intervención, el directivo trazó una línea divisoria a leer como resultado del conflicto armado. «Podemos elegir ser arquitectos de estabilidad o espectadores de la volatilidad», afirmó ante la audiencia de líderes industriales, convocando a una sesión de trabajo colectiva para el próximo encuentro de ADIPEC en noviembre.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, aseguró que la guerra con Irán será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. A pesar del fuerte alza en los precios del petróleo no se está llegando a una situación de destrucción de demanda, según lo expresado por el funcionario estadounidense en la apertura de CERAWeek, la principal conferencia energética del mundo.

El funcionario de la administración de Donald Trump buscó trasmitir un mensaje de tranquilidad en cuánto al impacto que la disrupción del comercio energético por el estrecho de Ormuz tendrá sobre la economía real y los mercados bursátiles.

La clave central en el conflicto es la duración del virtual cierre de Ormuz. Wright garantizó que la guerra finalizará pronto. “El conflicto con Irán terminará en las próximas semanas», dijo el funcionario.

Wright: shock energético de corto plazo

El colapso del comercio por el estrecho de Ormuz afectó la salida de unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y productos derivados por día. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que a raíz del conflicto países productores del Golfo Pérsico recortaron 10 millones de barriles por día de producción de petróleo.

El secretario de Energía minimizó el impacto de la guerra sobre el suministro de hidrocarburos, afirmando que «el mundo está bien abastecido de petróleo”. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», añadió.

La principal preocupación en los mercados es que la prolongación del conflicto conduzca a una destrucción en la demanda y consecuentemente a una recesión económica global. Nuevamente, Wright buscó minimizar la noción de una falta estructural severa de suministro energético. “El aumento de precios es en gran parte un ‘fear premium’ del mercado”, minimizó.

La intervención militar en Venezuela

El secretario de Energía también defendió la estrategia detrás de la intervención militar de los EE.UU. en Venezuela, que terminó con la captura del presidente Nicolás Maduro y el comienzo de una apertura hacia elecciones libres y el potencial regreso de petroleras internacionales al país sudamericano.

«Durante años hubo sanciones sobre el petróleo venezolano. Lo que hicimos fue hacerlas cumplir efectivamente, como un verdadero bloqueo, y eso cambió la capacidad de presión de Estados Unidos para empujar a Venezuela hacia un mejor comportamiento», analizó Wright.

Venezuela aprobó una reforma a la ley de hidrocarburos solicitada por el gobierno de EE.UU. «Nuestra interacción con el gobierno interino ha sido constructiva», dijo el funcionario.

«No es todavía una democracia plena, pero está mucho mejor que hace tres meses. Mucho mejor», añadió.

EE.UU.: política energética e inteligencia artificial

La administración Trump cifró su política energética bajo el lema de alcanzar una era de la «dominancia energética». Wright volvió a explicar que la intención central es maximizar la producción de hidrocarburos para asegurar un abastecimiento interno energético a precios accesibles para los hogares y las industrias y la exportación a países aliados. “No vamos a rezarle a un dios del clima», dijo en referencia a las energías renovables.

En ese sentido, la creciente demanda energética de las empresas tecnológicas producto del desarrollo comercial de la inteligencia artificial está incrementando los precios de la electricidad y generando estrés en las redes. “La prioridad es mantener la electricidad accesible, confiable y disponible”, dijo el funcionario de Trump.

Un tema que preocupa al gobierno y las empresas son los tiempos en el otorgamiento de permisos de construcción de infraestructura eléctrica. “Si queremos ganar en IA, necesitamos construir mucha electricidad y rápido», concluyó el secretario de Energía.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La primera plana de la industria energética argentina podrá componerse una mejor imagen sobre las oportunidades y los riesgos que la Guerra en Medio Oriente puede suponer para el desarrollo exportador de Vaca Muerta cuando participen desde este lunes en CERAWeek, el mayor evento energético del mundo que se celebra anualmente en Houston.

En paralelo, la agenda relativa a nuevas oportunidades concretas de negocio en la formación de hidrocarburos no convencionales tendrá su punto más alto el martes en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento exclusivo que conectará a líderes de la industria petrolera argentina y de gobierno con hacedores clave del ecosistema de inversores y compañías de servicios en la industria del Oil & Gas en Texas.

Representantes del Grupo Techint, YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía y otras empresas están arribando a la “capital energética del mundo” para evaluar en CERAWeek el escenario abierto por la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.

Líderes de las empresas que componen el Grupo Techint expondrán en distintos paneles. El CEO y Presidente de Techint, Paolo Rocca,
expondrá el lunes de un panel sobre estrategia energética global.

El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, partcipará en paneles sobre inversiones en petróleo y gas en Latinoamérica. El CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari, participará en paneles centrados en la infraestructura de desalinización y provisión de agua para proyectos energéticos y mineros.

También habrá representantes del gobierno de Javier Milei, que tendrá al secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, como expositor en un panel regional. Por el lado de las provincias argentinas directamente vinculadas con el desarrollo de Vaca Muerta asistirán los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck.

Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook

Con el CERAWeek como telón de fondo, líderes de la industria energética argentina y de gobierno conectarán con la industria energética de Texas para dialogar sobre oportunidades concretas de inversión en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento paralelo organizado por Proshale, Marval, Trossero & CO., Horizon Engage y EconoJournal.

Entre los oradores confirmados están el CEO de YPF, Horacio Marín, el co fundador de Vista Energy, Pablo Vera Pinto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, el CEO de GeoPark, Felipe Bayón, el vicepresidente de Gas & Power de PAE, Rodolfo Freyre, el vicepresidente senior de TotalEnergies, Javier Rielo, y el CEO de CGC, Hugo Eurnekian.

El evento servirá como foro para el diálogo estratégico, el intercambio de información y la creación de redes específicas entre un selecto grupo de ejecutivos, inversionistas y actores institucionales. El enfoque es deliberado: se prioriza la profundidad y la calidad de la conversación sobre la cantidad, centrándose en oportunidades de negocio concretas.

El público estará compuesto principalmente por organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluyendo operadores independientes, empresas de servicios, fondos de inversión y representantes del sector financiero interesados ​​en conocer de primera mano el potencial de Vaca Muerta.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el gran evento anual del sector energético internacional que comienza este lunes. EconoJournal asistirá a cubrir la conferencia que servirá como plataforma de debate y negociación del sector energético frente a la mayor crisis energética de la historia provocada por la guerra en Medio Oriente y el consecuente colapso del comercio por el estrecho de Ormuz.

La disrupción del tránsito por Ormuz llevó a un colapso de cerca del 20% del comercio mundial de petróleo y productos asociados e impedir la salida de una quinta parte del gas natural licuado. Los productores en el Golfo Pérsico se vieron forzados a recortar unos 10 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).

La crisis cumplió el sábado su tercera semana y a medida que pasa el tiempo se va configurando el “escenario de pesadilla” vaticinado por el presidente de CERAWeek y vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin.

“El mundo se enfrenta a la mayor interrupción de la producción petrolera de la historia, así como a una conmoción sin precedentes en los mercados mundiales del gas. La pregunta clave para los mercados energéticos globales ahora es cuánto durará esta guerra explosiva”, dijo Yergin.

Los potenciales escenarios y sus implicancias serán abordadas por los CEOs de las compañías líderes del sector energético y de la industria asociada como Chevron, ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, SLB, ENI, Saudi Aramco, ADNOC, Venture Global, Cheniere Energy y el Grupo Techint, entre otros. También por funcionarios de primera línea de la administración de Donald Trump. El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, será uno de los primeros oradores en la apertura del evento.

Como en la última edición, el gobierno de Javier Milei también estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que participará el martes en un panel enfocado en el creciente posicionamiento de Latinoamérica en el primer plano energético.

La agenda temática en el CERAWeek

Necesariamente, la guerra en Medio Oriente pasará a ocupar en CERAWeek la centralidad de una agenda que en la previa a los acontecimientos proponía la convergencia y la competencia como temas centrales.

Una convergencia empujada por la inteligencia artificial, que está uniendo los sectores de la energía y la tecnología de una manera nunca antes vista, lo que los hace mutuamente dependientes y crea desafíos para ambos.

El panorama energético mundial se está transformando debido a la doble influencia de la inteligencia artificial y la creciente electrificación. Las empresas distribuidoras, las compañías generadoras y los proveedores de servicios en la nube a gran escala buscan soluciones para responder al aumento vertiginoso de la demanda de electricidad de los data centers. Esto requiere niveles de inversión sin precedentes y una mayor rapidez en la obtención de permisos y la ejecución de proyectos.

Sin embargo, esa transformación, que empuja una creciente demanda de energía, sucede en un momento en el que la competencia entre rivalidades geopolíticas y económicas están debilitando las alianzas, fragmentando las cadenas de suministro y dividiendo los mercados energéticos que han estado integrados globalmente durante décadas, con el nacionalismo económico y las barreras comerciales como dos tendencias que complican la toma de decisiones empresariales y las opciones de inversión.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON -El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, amenazó este sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las próximas 48 horas. El ultimátum concentrará la atención de los principales referentes de la industria energética que a partir de este lunes se reunirán en el CeraWeek. Los organizadores esperan a más de 10.000 asistentes en el Centro de Convenciones George R. Brown, en el centro de Houston.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», advirtió el mandatario en una publicación de su red social, Truth Social.

Apenas unos minutos antes, el magnate neoyorquino alardeaba en la misma red social de haber “borrado a Irán del mapa”, a pesar de los comentarios de «analistas (iraníes) de poca monta» que sostienen que Estados Unidos no ha cumplido sus objetivos en la región.

«¡Claro que sí ―los hemos cumplido―, y semanas antes de lo previsto! Su liderazgo ha desaparecido, su armada y fuerza aérea están destruidas, no tienen defensa alguna y quieren llegar a un acuerdo», ha ilustrado Trump antes de reiterar que él no quiere llegar a un acuerdo y que su estrategia va «semanas por delante de lo previsto».

Esta aclaración llega después de que el presidente estadounidense defendiera el viernes que no está interesado en alcanzar un alto el fuego con Irán. Como ya es habitual, Trump alardeó de que Estados Unidos está «arrasando» al país asiático, cuando la ofensiva lanzada junto a Israel contra territorio iraní ya supera los 20 días.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios. Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

La respuesta del régimen iraní

El régimen iraní respondió a las presiones de Trump amenazando con tomar «represalias» en el caso de que EE.UU. ataque sus centrales eléctricas. “Si las infraestructuras de combustible y energía de Irán son atacadas por el enemigo, todas las infraestructuras de energía, tecnología de la información y desalinización de agua pertenecientes a Estados Unidos y al régimen (israelí) en la región serán objetivo«, indicó un portavoz del Cuartel General Central de Khatam al Anbiya (KCHG), uno de los mandos operativos militares de Irán, en declaraciones difundidas por la televisión estatal iraní (IRIB).

Más tarde, la guardia revolucionaria de Irán advirtió, ya este domingo, que, si Estados Unidos ataca las centrales eléctricas iraníes, la respuesta será el «cierre total» del estrecho de Ormuz, punto estratégico de paso para la exportación del petróleo del golfo Pérsico. «Si Estados Unidos cumple sus amenazas sobre las centrales eléctricas iraníes se adoptarán de inmediato medidas punitivas», respondió la guardia revolucionaria, cuerpo militar e ideológico de élite de la República Islámica.

Las autoridades del país también han querido desmentir los triunfalismos del líder estadounidense, de quien aseguran que está «vendiendo como una victoria» lo que en realidad es una «derrota estratégica», y han señalado que «el objetivo de Irán ahora es expulsar a Estados Unidos de la región para no ser atacado más».

Con respecto al estrecho de Ormuz, Irán sostiene hasta ahora que el tránsito marítimo está permitido para la mayoría de los buques, aunque la autorización no se extiende a embarcaciones vinculadas a «países enemigos».

Así lo ha señalado el representante permanente de Irán ante el organismo dependiente de Naciones Unidas, Seyed Ali Mousavi, en declaraciones difundidas por la agencia semioficial Mehr, en las que reiteró la disposición de Teherán a colaborar con la Organización Marítima Internacional para reforzar la seguridad en el golfo Pérsico.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

Las compañías Shell y Qatar Petroleum (QP) no obtuvieron los resultados esperados y definieron que no continuarán explorando el área offshore CAN 107 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. A partir de esta decisión, la Secretaría de Energía dio de baja el permiso de exploración y revirtió el área al Estado Nacional. Lo hizo mediante la resolución 73 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El proyecto offshore de las compañías también incluía a CAN 109, bloque que también podría revertirse al Estado en los próximos días.

Luego de los primeros trabajos de sísmica 2D y 3D que culminaron en abril de 2025, Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración, que incluía la perforación de un pozo exploratorio. En diciembre presentaron formalmente el pedido a la cartera energética para devolver el área Cuenca Argentina Norte 107, que había sido otorgada en 2019 a partir de un proceso de licitación internacional.

La anglo-holandesa Shell tenía el 60% de participación en el bloque y era el operador, mientras que Qatar Petroleum tenía el 40% restante. La exploración sufrió demoras por las restricciones de la pandemia de 2020. En 2022 las compañías recibieron la primera prórroga del permiso de exploración y en 2025 la segunda.

La resolución de la cartera energética destaca que las compañías cumplieron con los compromisos ambientales y de inversión que se habían fijado al momento de recibir el permiso para realizar los trabajos de exploración costas afuera.

Exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte

No hay detalles de los resultados de la exploración costas afuera que hicieron Shell y QP en CAN 107. Un proyecto de exploración de petróleo y gas en aguas ultra profundas requiere grandes inversiones a muy largo plazo y ante cada resultado que se va obteniendo se van analizando las probabilidades de éxito que tiene. Con el antecedente del pozo Argerich, en la Cuenca Argentina Norte por el momento no hay un prospecto definido para seguir avanzando en la exploración de hidrocarburos.

En 2024, la noruega Equinor, en un consorcio conformado también por YPF y Shell, llevó adelante la exploración del bloque CAN 100. Allí se perforó el pozo exploratorio Argerich, el primero en hacerse en aguas ultra profundas (2.500 metros), pero fue clasificado como seco y el proyecto no continuó. La compañía con mayoría accionaria estatal anunció en noviembre que explorará un bloque offshore en Uruguay junto a la italiana Eni como socia.

En noviembre del año pasado la Secretaría de Energía ya había revertido al Estado el área MLO 114, en la Cuenca Malvinas Occidental, frente a las costas de Tierra del Fuego. El proyecto de exploración estaba a cargo de la compañía Tullow Oil en sociedad con Wintershall DEA y Pluspetrol.

Exploración offshore de Shell en el Mar Argentino

Los trabajos de exploración sísmica 2D y 3D se hicieron con el buque PXGEO 2 y demandaron 120 días. Exploraron CAN 107 (8.340 km2) y CAN 109 (7.860 km2), al norte del Mar Argentina y a alrededor de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata.

La exploración sísmica consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real de obtener petróleo y gas.

El Gobierno argentino lanzó en 2018 una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar en 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.

, Roberto Bellato

El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, firmó la resolución 364, que se publicó este viernes en el Boletín Oficial e introdujo modificaciones en el pliego licitatorio para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener que hoy está en manos de la estatal Enarsa.

Transener es la principal transportista de energía eléctrica de la Argentina, a cargo de la red de alta tensión que vincula los principales centros de generación con los nodos de consumo. Se trata de un activo estratégico del sistema eléctrico.

En los últimos años la empresa mostró resultados positivos y en 2025 registró una utilidad neta del orden de los US$ 180 millones (estimada en base a resultados informados al mercado), impulsada por la recomposición tarifaria y la normalización regulatoria. Ese desempeño, sumado a un horizonte tarifario más despejado tras la última revisión quinquenal tarifaria (RQT) que se aprobó en 2025, la convierte en un activo atractivo tanto para compañías energéticas como para inversores financieros.

Cambios en el pliego y nuevos requisitos

En lo formal, la resolución publicada hoy introduce algunas modificaciones menores al pliego elaborado por la Secretaría de Energía y reprograma el cronograma de la licitación. El Gobierno decidió postergar por casi 20 días la presentación de las ofertas económicas para adquirir la participación de Enarsa en Citelec. La nueva fecha fue fijada para el 14 de abril, en reemplazo del 26 de marzo previsto originalmente.

La resolución está acompañada por dos anexos. El primero responde consultas realizadas por empresas interesadas a través de circulares aclaratorias. El segundo incorpora los cambios más relevantes: la inclusión de algunos requisitos técnicos como condición necesaria para que los interesados puedan presentar ofertas.

No obstante, la redacción del texto establece condiciones laxas y flexibles para que los interesados puedan cumplimentar las nuevas exigencias. Según indicaron allegados al Gobierno, el objetivo fue que la incorporación de estos cambios apunte principalmente a acreditar la solvencia técnico-económica de los oferentes y su capacidad de gestionar una compañía como Transener en términos financieros, sin que eso funcione como un obstáculo para la participación de empresas interesadas.

La incorporación de ese capítulo no respondió a una consulta específica del mercado, sino a una decisión interna del Gobierno. El impulso inicial surgió del área de Legales de Presidencia, que interpretó que el proceso debía mantener el espíritu de la normativa original de privatizaciones del sector eléctrico de fines de los ’80, en el marco de la Ley de Reforma del Estado (Ley 23.696) y su decreto reglamentario 11.051/05 del ’89, que contemplaba exigencias técnicas para los operadores.

Esa postura generó intercambios con otras áreas del Gobierno, en particular con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que encabeza Diego Chaher, un funcionario que responde al asesor presidencial Santiago Caputo, y con la Secretaría de Energía, que buscaron evitar que esas condiciones funcionaran como una barrera de entrada que limitara la competencia.

La versión final publicada este viernes no generó estridencias dentro del sector privado.

Interés del mercado

La combinación de una empresa con buenos indicadores económicos, un marco regulatorio más previsible y la decisión oficial de avanzar con la privatización despertó interés en distintos tipos de inversores.

Además de compañías del sector eléctrico —tanto locales como internacionales— en las últimas semanas también analizaron el proceso fondos de inversión y actores del sector financiero, que ven en Transener un activo con ingresos relativamente estables y bajo riesgo operativo.

Ese atractivo se potencia por el hecho de que el management actual de la compañía —controlada a través de Citelec por Pampa Energía y Enarsa— está integrado por cuadros técnicos con larga trayectoria en la empresa.

Nombres propios

Entre los grupos que participarán de la compulsa figuran Edison Energía, un holding creado el año pasado y liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que reúne a un conjunto de empresarios locales Guillermo Stanley, Federico Salvay y Carlos Giovanelli, accionistas a su vez del grupo Inverlat, Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También están explorando la posibilidad de participar Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, presidida por Jorge Brito;

Y Central Puerto, el mayor generador eléctrico del país. Otro grupo que analiza el proceso es el de los accionistas de Edenor —una de las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires— integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Además, no se descarta la participación de otros actores del ámbito financiero y de infraestructura, incluso sin presencia directa en el negocio eléctrico, que ven en Transener un activo con ingresos estables y bajo riesgo operativo.

Transener en números

Transener opera más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión, lo que la convierte en la columna vertebral del sistema eléctrico argentino.

Dentro del portafolio de activos que controla Enarsa —que incluye desde centrales térmicas hasta la importación de GNL y la construcción de las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, altamente demoradas—, la participación en Transener aparece hoy como el negocio más rentable de la compañía estatal.

Esa condición explica en buena medida la expectativa de una alta participación en el proceso licitatorio, en un contexto en el que el Gobierno busca avanzar con la desinversión en activos energéticos considerados no estratégicos bajo su nueva visión de política económica.

, Nicolas Gandini

El gobierno decidió a comienzos de marzo que sea una empresa privada la que esté a cargo de comprar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. El anuncio coincidió con el comienzo de la Guerra en Medio Oriente que disparó el precio del gas. Por lo tanto, no está claro cuál será el resultado de la licitación. No obstante, la secretaría de Energía, María Tettamanti, explicó el martes en Vaca Muerta Insights que van a esperar a comienzos de abril para conocer las ofertas y “si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”.

La principal duda que conlleva ese proceso es quien le va a pagar a ese privado lo que cueste importar el GNL, más el costo de regasificación que habrá que abonar a Enarsa por el acceso y el uso de la terminal, entre otros conceptos. Ese interrogante es clave porque el consumo se va a repartir entre el segmento de generación eléctrica, la industria y la demanda residencial, que tiene una tarifa regulada con valores muy por debajo de los costos que supondrá esa importación. Tettamanti indicó el martes que la Secretaría de Energía está terminando de definir qué segmentos de la demanda pagará el costo pleno de importación del GNL y qué porcentaje del volumen importado se le adjudicará a cada uno.

Cómo ha venido funcionando el sistema

La funcionaria sostuvo que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. la empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.

Ahora bien, Tettamanti reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.

Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.

El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.

Cuál son los cambios que planea el gobierno

Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.

La funcionaria sostuvo que el año pasado el 60% del gas importado lo consumió la generación y el resto se distribuyó entre la industria y el sector residencial. En la actualidad, las distribuidoras tienen contratos por el Plan Gas y por encima de eso, si consiguen y hay capacidad de transporte, les compran un volumen adicional a los productores para el invierno. Por último, completan con GNL.

Con el nuevo esquema, para la distribuidora ya no va a ser lo mismo consumir gas por gasoducto o GNL. Por lo tanto, se supone que va a hacer valer la prioridad que tiene la demanda residencial sobre la industria y será la propia industria la que deba, ahora sí, ir a pagar el GNL al precio internacional o conseguir algún combustible alternativo (como por ejemplo gasoil).

¿Por qué tendrían ese incentivo las distribuidoras si en última instancia el que paga es el consumidor? Porque tienen que presentar los contratos al Enargas para que ese organismo convalide el traslado a la tarifa. Tettamanti dijo que los precios ya van a estar determinados porque surgen de las distintas compras que realizó cada distribuidora, pero advirtió que el ente regulador va a evaluar que el volumen sea razonable. Por lo tanto, si una distribuidora no optimizó sus compras –utilizando GNL cuando podría haber accedido a gas más barato—el Enargas podría no convalidar todo ese volumen y reconocer solo una parte en el cálculo tarifario. En el nuevo escenario, las distribuidoras enfrentarían un riesgo regulatorio mayor porque Enargas podría no reconocerles compras ineficientes. “Así es como funciona la ley, así es como funcionaba en el pasado”, subrayó Tettamanti el martes.

¿El gobierno avanzará igual pese a la fuerte suba del GNL?

El plan del gobierno destinado a poner en cabeza de una empresa privada el rol de importador y agregador-comercializador de GNL se está ejecutando en una coyuntura compleja por el inicio de la guerra en Medio Oriente. El precio del gas natural se disparó un 11% este jueves, hasta 61 euros el megavatio hora en el mercado europeo de referencia de Países Bajos (unos 19 dólares por MMBTU), y duplicó su valor desde el principio de la guerra. Frente a este escenario, si el gobierno avanza con el nuevo esquema, el mayor costo debería trasladarse directamente a los usuarios, sobre todo a generadoras de energía e industrias porque, según los cálculos oficiales, el GNL representa solo el 5% del costo de abastecimiento que afrontan los hogares. 

“Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación y si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”, adelantó Tettamanti. A principios de abril se sabrá cómo sigue la historia.

, Fernando Krakowiak

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de Gas Natural Licuado (GNL) del mundo, informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años debido al ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Por este motivo, la empresa suspenderá contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. El Estado italiano participa indirectamente a través de ENI en el proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

El recorte de la oferta por parte de Qatar supone una pérdida de entre un 2 y 3% de la capacidad mundial de producción, si se considera que el país árabe prácticamente suministra el 20% del GNL global.

El CEO de Qatar Energy, Saad al-Kaabi, declaró que tendrán que declarar «fuerza mayor» en contratos a largo plazo de hasta cinco años para el suministro de GNL con destino a Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. La empresa tiene firmados contratos de suministro de GNL con ENI y contratos de provisión de infraestructura offshore con Saipem, ambas italianas. ENI es accionista en Saipem.

«Es decir, se trata de contratos a largo plazo para los que tenemos que declarar fuerza mayor. Ya lo hicimos, pero era por un plazo más corto. Ahora es el plazo que sea«, dijo Saad al-Kaabi en una entrevista con la agencia Reuters.

El impacto en números del ataque de Irán a Ras Laffan

El CEO de Qatar Energy informó que los misiles iraníes que el miércoles impactaron en la Ciudad Industrial de Ras Laffan afectaron un 17% de la capacidad productiva de la planta, que es la mayor terminal de producción y exportación de GNL del mundo. La empresa tardará entre 3 y 5 años en reparar y restablecer esa capacidad perdida.

«Jamás en mis sueños más descabellados hubiera imaginado que Qatar y la región sufrirían un ataque de esta magnitud, especialmente por parte de un país musulmán hermano, en pleno mes de Ramadán, atacándonos de esta manera», dijo Saad al-Kaabi.

Irán había advertido que atacaría Ras Laffan e instalaciones energéticas en Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos (EAU) en represalia por un bombardeo de los Estados Unidos e Israel sobre South Pars, el mayor campo de gas natural del mundo.

Sin embargo, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, tomó distancia y aseguró la noche del miércoles que no tenía conocimiento previo sobre el ataque que Israel ejecutaría sobre South Pars, ubicado dentro del Golfo Pérsico, en la frontera marítima entre Irán y Qatar.

«Israel, enfurecido por lo ocurrido en Oriente Medio, atacó una importante instalación en Irán conocida como el campo de gas South Pars. Solo una pequeña parte resultó dañada», dijo Trump en un posteo en Truth Social. El presidente añadió que su país no tenía «conocimiento previo del ataque» y que «Irán, sin conocer los hechos, respondió atacando injustificadamente una parte de la planta de gas natural licuado de Catar».

Cómo afecta la decisión de Qatar Energy en el suministro y precios del gas en Europa

La novedad volvió a atizar los precios del gas natural en Europa, a pesar de que el 90% del GNL producido en el Golfo Pérsico suele tener a Asia como destino, mientras que el 10% restante suele ir al mercado europeo.

En el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, los precios cotizan al cierre de esta nota en € 63/MWh, lo que representa US$ 18,5 por millón de btu (MMBTU). Los valores se habían moderado la semana pasada en torno a los 15 dólares por MMBTU.

Casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico, con poco más de 80 millones de toneladas de GNL producidas y exportadas por el Estrecho de Ormuz en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos realizó un aporte marginal de 5 MT.

, Nicolás Deza

La empresa Loginter completó la descarga de 45 vagones tolva graneleros destinados a la línea Belgrano Cargas, en el marco de la campaña agrícola. La operación se llevó a cabo en la dársena E del Puerto de Buenos Aires, luego del arribo del buque Cosco Shipping Vision, proveniente de China.

Cada uno de los vagones tiene un peso de 22,87 toneladas y forma parte de un esquema orientado a fortalecer la capacidad operativa del sistema ferroviario de cargas, en un contexto de alta demanda logística vinculada al transporte de granos.

Descarga de los vagones

La maniobra se suma a una operación reciente realizada en el mismo puerto, que consistió en la descarga de tres locomotoras de 114 toneladas cada una destinadas al Ferrocarril San Martín. En ese caso, se emplearon maniobras en tándem con grúas de gran capacidad, lo que permitió llevar adelante el operativo con precisión.

“Ambas intervenciones reflejan la capacidad operativa de Loginter para coordinar movimientos de gran porte, así como su participación en tareas vinculadas a la infraestructura y logística ferroviaria”, destacaron desde la empresa.

Desde la compañía señalaron que este tipo de operaciones contribuye a mejorar la eficiencia del sistema de transporte de cargas, al tiempo que acompaña el desarrollo del entramado ferroviario argentino, con foco en una mayor productividad y agilidad en la operatoria.

, Redaccion EconoJournal

Qatar informó este miércoles que Irán atacó el mayor complejo de exportación de gas natural licuado del mundo, en una escalada de la guerra en Medio Oriente que ya afecta a alrededor de un 20% del suministro global de GNL. No esta confirmado si el ataque golpeó sobre los trenes de licuefacción y/o sobre infraestructura anexa.

Qatar Energy, la principal compañía productora de GNL del mundo, informó que los misiles impactaron contra la Ciudad Industrial de Ras Laffan, la mayor terminal de exportación de gas natural licuado del mundo, provocando «daños considerables». La empresa había suspendido la producción en Ras Laffan el lunes 2 de marzo, luego de los primeros ataques registrados sobre territorio qatarí.

Horas antes del ataque de este miércoles, Irán había designado a Ras Laffan como objetivo, luego de un bombardeo de Israel y los Estados Unidos contra el campo de gas South Pars.

Ataque de Irán contra Ras Laffan en Qatar

«QatarEnergy confirma que la Ciudad Industrial de Ras Laffan fue blanco de ataques con misiles esta noche. Se desplegaron de inmediato equipos de respuesta de emergencia para controlar los incendios resultantes, ya que se produjeron daños considerables. Todo el personal se encuentra a salvo y, hasta el momento, no se han reportado víctimas», informó la compañía.

La producción de Qatar Energy representa un 20% del total del GNL mundial. La compañía en Ras Laffan opera 14 trenes de licuefacción, con una capacidad instalada de 77 millones de toneladas anuales de GNL.

El Ministerio de Asuntos Exteriores de Qatar condenó enérgicamente el ataque iraní contra Ras Laffan. «Qatar considera este ataque una peligrosa escalada, una flagrante violación de su soberanía y una amenaza directa a su seguridad nacional», dice el comunicado.

Irán anunció que atacará otros 5 blancos

En un comunicado difundido el miércoles por la agencia de noticias semioficial iraní Tasnim, autoridades de Irán afirmaron que cinco instalaciones en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Qatar «serán atacadas en las próximas horas», en respuesta a un aparante ataque contra South Pars, que forma parte del campo de gas natural más grande del mundo.

Irán designó como objetivos la refinería SAMREF y el complejo petroquímico de Jubail en Arabia Saudita, el yacimiento de gas de Al Hosn en los Emiratos Árabes Unidos, y la refinería de Ras Laffan y el complejo petroquímico de Mesaieed, ambos en Qatar.

South Pars es la forma en la que Irán designa al campo de gas natural que comparte con Qatar sobre las aguas del Golfo Pérsico. Es uno de los mayores campos de gas natural del mundo. En Qatar lo denominan North Field, en donde se extraen unos 16 BCF (453 millones de metros cúbicos de gas) por día.

, Nicolás Deza

Compañía Mega presentó este miércoles ante el Ministerio de Economía un proyecto de inversión por US$360 millones para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa busca expandir la capacidad de procesamiento y transporte de los líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.

El plan representa una nueva fase de la estrategia de expansión 2023-2028 de la firma, la cual proyecta un desembolso total de US$650 millones para el período. Con estas obras, la compañía -cuyos accionistas son YPF, Petrobras y Dow- apunta a consolidar su infraestructura clave para acompañar el salto productivo de la Cuenca Neuquina.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que «este paso reafirma la solidez estratégica de la empresa y el compromiso de sus accionistas para transformar el potencial de los recursos no convencionales en valor agregado«. El directivo subrayó que la inversión no solo fortalecerá la matriz energética en general, sino que «incrementará la generación de divisas mediante operaciones sostenibles».

Desde el punto de vista operativo, el proyecto permitirá un incremento del 27% en la producción total de la compañía. Esto se traduce en la incorporación de más de 500.000 toneladas anuales de productos como etano, propano, butano y gasolina natural, elevando la capacidad total de procesamiento a más de 2,5 millones de toneladas por año.

NGLs de exportacion y mercado local

El destino de esta producción adicional tendrá un fuerte perfil exportador, ya que el 80% de los nuevos volúmenes se orientará a los mercados externos. El 20% restante permanecerá en el mercado interno, garantizando principalmente el suministro de etano para la industria petroquímica local, donde la empresa ya es el principal proveedor.

La ejecución de las obras se extenderá entre 2026 y 2028, abarcando infraestructura en cuatro provincias. El plan incluye la construcción de plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), además de nuevas instalaciones de acondicionamiento en Loma La Lata (Neuquén) y adecuaciones en Bahía Blanca (Buenos Aires).

Este anuncio de Mega se suma a la reciente apuesta de TGS (Transportadora de Gas del Sur), que apenas días atrás confirmó una inversión de US$3.000 millones, también bajo el amparo del RIGI. El proyecto prevé la construcción de una nueva planta de procesamiento y un poliducto de casi 600 kilómetros de Vaca Muerta a Bahía Blanca, con el objetivo de exportar líquidos por más de US$ 1.200 millones anuales.

Ambas iniciativas confirman que la industrialización de los líquidos del gas es el nuevo gran motor de inversión en el sector energético. Ambos desarrollos buscan destrabar cuellos de botella para permitir que la producción de petróleo alcance el millón y medio de barriles diarios, y reforzar el sistema de procesamiento del gas de la Cuenca Neuquina.

En términos de impacto socioeconómico, el plan de Compañía Mega generará picos de 600 puestos de trabajo, entre directos e indirectos, durante su fase de construcción. La demanda laboral abarcará servicios de ingeniería, logística y provisión de equipos, dinamizando la cadena de valor en las regiones involucradas.

Con estos proyectos de expansión, la integración entre la zona de producción en Neuquén y el polo exportador de Bahía Blanca se consolida así como un eje de industrialización de Vaca Muerta. Ese salto de capacidad de valor agregado permite la exportación de productos que triplican el valor del gas natural.

, Ignacio Ortiz

La Cámara de Apelaciones de Nueva York ordenó este miércoles dejar en suspenso el proceso de búsqueda de activos (discovery) y la moción de desacato hasta que resuelva la apelación argentina contra la sentencia de fondo de la jueza Loreta Preska por la expropiación de YPF. La decisión le pone un freno a la estrategia de Burford destinada a forzar cuánto antes una negociación con Argentina. El presidente Javier Milei calificó la decisión como “histórica y sin precedentes”.  

La cámara le puso un freno al plan de Burford

Burford tenía la expectativa de que Preska declare a Argentina en desacato en una audiencia prevista para los días 31 de marzo y 1 de abril, pero la decisión de la Cámara deja ahora sin efecto la audiencia convocada para analizar, justamente, los supuestos incumplimientos del país y decidir eventuales sanciones.  

La declaración de desacato hubiera significado un golpe duro para el país complicando aún más la vuelta al mercado voluntario de deuda. Para los inversores una decisión de ese tipo significa que el país no cumple decisiones judiciales de tribunales clave, lo que impacta de modo directo en una reputación crediticia ya bastante frágil.

Incluso, como había advertido EconoJournal a fines de enero, podría llegar a complicarle el cobro los bonistas como ocurrió en 2014 cuando el juez Thomas Griesa dictó primero una orden que le impedía al agente de pago (BoNY Mellón) distribuir los fondos sin pagarle previamente a los holdouts y luego directamente declaró a la Argentina en desacato por no cumplir esa orden de pari passu.

Ahora eso no ocurrirá, al menos hasta que la cámara se expida sobre la apelación referida a la cuestión de fondo. Es decir, hasta que ratifique o rectifique el fallo dictado por Preska el 15 de septiembre de 2023 que obliga a Argentina a pagar 16.100 millones de dólares más intereses más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF.

Cómo sigue la disputa

Si bien el gobierno argentino apeló el fallo de Preska de septiembre de 2023, la disputa judicial continuó y se fue ramificando porque, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele. Solo se frena si el demandado obtiene un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.  

Ahora esas ramificaciones que se fueron derivando del fallo principal quedan en suspenso y supeditado, en principio, a lo que vaya a resolver la cámara de apelaciones.

Es la segunda vez que Cámara suspende una orden de Preska. Ya lo había hecho en julio de 2025 cuando frenó la orden de la jueza para que el Estado argentino transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones. Argentina apeló en aquel momento el fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso.

“Desde luego, no significa que fallará a favor de la Argentina revocando la condena, pero sí sugiere que no dudará en hacerlo si concluye que Preska se equivocó cuando decidió retener el caso en Estados Unidos, en la manera que interpretó las leyes argentinas aplicables, o en el cálculo del monto de la indemnización”, advirtió en su cuenta de Twitter el experto en deuda, Sebastián Soler.  

, Fernando Krakowiak

Una empresa comercializadora concretó la primera importación de gas natural por parte de un privado a través del Gasoducto Norandino, desde el norte de Chile hacia la Argentina. Se trata de una operatoria que estaba reservada para la estatal Energía Argentina (Enarsa) durante las últimas dos décadas, desde su creación en 2004.

El procedimiento realizado por la comercializadora argentina Cinergia, durante el 11 y 12 de marzo, consistió en el despacho de un volumen de hasta dos millones de metros cúbicos. La maniobra involucró la coordinación de equipos técnicos y operativos de ambos países y no se contó con la intervencion de Enarsa.

El núcleo de la transacción se centró en la regasificación y compresión del hidrocarburo desde la planta de Mejillones, ubicada en la costa del Pacífico, unos 65 kilómetros al norte de la ciudad de Antofagasta. Esta logística permitió inyectar el recurso en el sistema de transporte de 1.060 kilómetros que conecta el norte de Argentina, a la altura de la planta instalada en la localidad de Pichanal, provincia de Salta.

En la práctica también se trata de la primera operación de importación en la historia de ese ducto inaugurado en 1999, ya que el gasoducto fue construido para uso exportador. Recién en 2010, Chile por el default gasífero argentino contó con una terminal con capacidad de revertir el flujo para eventuales exportaciones, las cuales comenzaron en 2016 de forma muy esporádica.

La Argentina terminó con la importación regular de gas desde Bolivia tras la puesta en marcha de la Reversión del Gasoducto Norte, lo que permite abastecer a las siete provincias de la región con la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, la demora en las obras de cuatro plantas compresoras impide el transporte del volumen necesario para cubrir los picos de demanda invernal en el NOA.

Ante esta limitación logística y la politica de desregulación del mercado energético, el sector privado está en condiciones de buscar alternativas de suministro directo desde Bolivia o desde el Pacífico para garantizar la operación de las centrales térmicas y las industrias regionales, sin la intervención de Enarsa.

Gas natural para generación eléctrica

La concreción de esta operación requirió el desbloqueo de las válvulas en la frontera internacional, donde el caño suele permanecer cerrado. El uso de esta infraestructura existente busca optimizar los recursos energéticos disponibles en la región mediante la capacidad de transporte instalada, estimada en unos 7 millones de metros cúbicos día.

Esta iniciativa se alinea con el esquema de desregulación del mercado energético que impulsa el Gobierno, el cual habilita a las empresas generadoras a gestionar su propio abastecimiento de combustible a través de acuerdos entre privados.

El marco normativo actual permite que los actores del sistema busquen soluciones directas de suministro, diversificando las fuentes de importación y flexibilizando la operación del sistema interconectado. En 2025 se registraron varias operaciones entre privados que concretaron importaciones desde Bolivia.

En esta oportunidad, el gas importado tuvo como consumidor final al sector de generación eléctrica, que representa el único segmento con demanda potencial firme en el norte durante la temporada de verano. La operatoria sirvió como prueba de capacidad técnica para evaluar la viabilidad de un suministro en firme.

Una alternativa para la demanda invernal

La intención de los privados es transformar esta modalidad de envío en una operación de carácter regular para el próximo invierno. El objetivo es que el GNL proveniente del Pacífico, regasoficado en Mejillones, pueda destinarse tanto a la generación de energía como al sector industrial, los más afectados en los picos de consumo estacionales.

Julieta Dell Oro, Gerente General de la Cienrgia en la Argentina señaló que «la ejecución de este hito técnico demandó la intervención de la Aduana, los despachantes y los operadores de los gasoductos en ambos lados de la cordillera«. La coordinación permtió garantizar la seguridad del proceso y la correcta medición de los volúmenes transferidos, sentando un precedente operativo para la utilización del Norandino.

Hacia adelante, el dinamismo de este mercado dependerá de la consolidación de estos acuerdos de importación. La integración de los sistemas energéticos permite mitigar riesgos de escasez y brinda herramientas de gestión más eficientes para atender la demanda del sistema argentino cuando comience el período invernal.

Por su parte, Simón Collao, Gerente Comercial de Combustibles de Cinergia con base en Santiago de Chile, señaló que la empresa es «un actor relevante en la importación de Gas Natural desde la Argentina desde que se retomaron las importaciones por 2021, y esta operación inversa ratifica el aporte para un mercado de gas natural más dinámico».

, Ignacio Ortiz

La inauguración esta semana del Instituto Vaca Muerta (IVM) en Neuquén marca un hito en el desarrollo de la formación de hidrocarburos no convencionales. La iniciativa liderada por YPF y en la que participan demás operadoras y empresas de servicios integra a la industria petrolera en la formación de perfiles técnicos, bajo un nuevo modelo educativo que fue abordado de lleno por representantes del sector en un panel en el Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal y LM Neuquén.

El director ejecutivo de la Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, la gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies, Claudia Borbolla, la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza, y la gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT (Southern Alberta Institute Technology), Monica Bennett, aportaron su mirada sobre cómo el Instituto Vaca Muerta entrecruza la educación con el desarrollo de la industria petrolera del país.

Instituto Vaca Muerta: el impacto inicial

La industria petrolera en el país sabe que el crecimiento de Vaca Muerta enfrenta dos cuellos de botella. El más evidente es la infraestructura de transporte y de exportación de los hidrocarburos. Pero la limitante que a veces pasa más desapercibida es la falta de técnicos con la formación que demanda el desarrollo de los recursos no convencionales, un problema que el Instituto Vaca Muerta vendrá a resolver.

La Fundación YPF unos años atrás identificó esa necesidad al realizar una tarea prospectiva en la industria para identificar los perfiles y las ocupaciones que la industria demandaría en Vaca Muerta. “Una de las recomendaciones más fuertes era trabajar en las escuelas técnicas con las prácticas profesionalizantes. Esa fue la génesis, el puntapié para armar una institución de formación técnica privada”, explicó su director ejecutivo, Gustavo Schiappacasse.

Las clases en la sede del IVM comenzaron este lunes, con un módulo para formar perfiles técnicos para las operaciones de perforación y de fractura, para mantenimiento eléctrico y mecánico y para la operación de plantas de tratamiento de crudo, agua y gas. También existe un módulo intermedio orientado a capacitar a trabajadores del convencional que quieren integrarse en la industria del shale. Además, existe un módulo obligatorio de entrada al yacimiento sobre seguridad operativa y conocimientos básicos de la industria del oil&gas.

El lanzamiento del IVM evidenció la existencia de una gran demanda de jóvenes que buscan insertarse en la industria, con más de 35.000 individuos que se registraron en la plataforma oficial y unos 17.000 inscriptos reales. “Estamos hablando de 672 vacantes en el primer trimestre, 854 en el segundo trimestre, 854 en el tercero, para completar una capacitación de 2400 personas”, puntualizó Schiappacasse.

TotalEnergies, la compañía francesa y principal operadora privada de gas natural en el país, es otra de las firmas que participan en el IVM. La gerente de Gestión y Estrategia Social de la empresa, Claudia Borbolla, ponderó la importancia que le asignan a la excelencia operativa, el cuidado ambiental y la seguridad laboral. «Esos tres aspectos son muy importantes e IVM los garantiza. Acompañamos la propuesta desde diciembre 2024 y pudimos participar en el diseño de la currícula», dijo Borbolla.

Como parte de la política de TotalEnergies de capacitación continúa de su personal en todo el mundo, la empresa ahora también aportará docentes al IVM. «Total Austral, la filial de TotalEnergies en Argentina, está preparando un plantel de TotalEnergies Profesores Asociados para poder brindarle al instituto profesores que justamente son profesionales y técnicos retirados recientemente», añadió Borbolla.

Entre las empresas de servicios que forman parte de la iniciativa está la filial de Halliburton en la Argentina, que lleva tiempo colaborando en el área educativa junto a YPF.

“Venimos trabajando hace seis años con la fundación y otras empresas en lo que llamamos las prácticas profesionalizantes, sumando más escuelas técnicas de la cuenca de Neuquén. De alguna manera es la industria puesta en el aula y con el mismo objetivo pensamos toda la currícula para el IVM”, explicó la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza.

El ejemplo de Alberta aplicado en Vaca Muerta

La Fundación YPF a la hora de estructurar el Instituto Vaca Muerta tomó como una referencia central el modelo educativo del Southern Alberta Institute Technology (SAIT), un instituto que lleva más de 100 años formando técnicos y profesionales para la industria petrolera y también para la minería en Canadá.

La gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT, Monica Bennett, explicó que aplican el modelo STATE de formación de talento especializado y alineado con las necesidades reales de la industria. «Ofrecemos programas cortos y flexibles, pero trabajamos mucho con la industria. La involucramos en todos los programas que hacemos y ofrecemos aprendizajes prácticos en entornos similares a la industria«, dijo Benett.

«Al ofrecer estos programas cortos, con diplomado y certificaciones, se facilita una rápida inserción laboral. Este modelo es muy flexible y se adapta a los cambios económicos y tecnológicos que están ocurriendo, respondiendo rápidamente a las necesidades de las empresas», añadió la representante de SAIT en un intercambio grabado con la moderadora del panel, Laura Hevia.

Schiappacasse coincidió con los conceptos expresados por Benett. «La capacitación no solo es a través de docentes, sino que estamos incorporando profesionales y técnicos que trabajan en las empresas. Estamos haciendo parejas pedagógicas con gente que viene de las escuelas técnicas. Además del diferencial de tener un equipo de perforación y que los chicos pueden realizar las prácticas reales en yacimiento«, concluyó el director ejecutivo de Fundación YPF.

, Redaccion EconoJournal