El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, sostuvo que “Nosotros queremos transparentar el costo de la energía, luego el Estado decide a quién subsidia y a quién no. No tiene ningún sentido que el Estado subsidie industrias con el costo del GNL o subsidie la generación”.
“Si el costo es muy alto, nosotros decidimos aplanar ese costo, y que la demanda prioritaria, demanda residencial, lo pague durante los meses de bajo consumo y no los meses de invierno”, agregó, y remarcó que “para poder hacer esto es importante que todos los consumidores entiendan cuál es el costo. Con la señal correcta de precio se pueden tomar decisiones de consumo racionales”.
Én declaraciones que realizó en una Jornada sobre Energía organizada por el Diario Río Negro, González también se refirió a la licitación de compras de cargas de GNL por parte de empresas privadas, que finalmente el gobierno suspendió por el alto costo ofertado.
“Intentamos ver si podíamos dejar eso en manos privadas”, explicó, y luego “lo que hicimos distinto fue que ENARSA comprara los buques de GNL (en rigor las cargas) y los disponibiliza para todo el mercado al costo de compra, más costo de regasificación”.
El precio del GNL registró un muy fuerte aumento en el mercado internacional como consecuencia de los bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán, y el cierre del Estrecho de Ormuz, por donde se transporta el 20 por ciento del crudo y el GNL mundial.
“En la segunda licitación (también realizada por ENARSA), de 9 buques para junio, tuvimos un montón de demanda” (por parte de compradores del insumo).
González señaló que “Nos vamos a asegurar de que cuando tomemos el invierno completo, el costo total no sea mayor al que hubiéramos tenido con el sector privado”.
Zona Fría
Acerca de la intención del gobierno nacional de eliminar del régimen de tarifa subsidiada del gas a diversas zonas del país que fueron incluídas por Ley en el año 2022, González sostuvo que “Lo que está vigente es una aberración, hay definidas como zonas frías zonas que en verdad son templadas”, y “donde el resto del sistema (usuarios) que no tiene zonas frías subsidia, independientemente del tipo de consumidor”.
La intención del gobierno nacional ha generado reclamos de varios gobernadores. “Proponemos volver a la zona fría original patagónica, y subsidiar (sólo) el consumo. No vamos a subsidiar ni los impuestos ni el Cargo Fijo, sino el metro cúbico efectivamente consumido”, insistió González. “Esperamos que el Congreso lo entienda, va a ser un ahorro importante para el fisco”, justificó.
El RIGI y el Súper RIGI
El funcionario sostuvo que “El RIGI (régimen de incentivos fiscales y cambiarios a grandes inversiones) es una historia de éxito, está funcionando muy bien”. “La semana que viene se van a aprobar otros dos proyectos y va a haber muchas más presentaciones”.
Y describió que “El régimen tiene un doble objetivo: acelerar los desarrollos e incrementar el tamaño de los desarrollos, para proyectos donde la rentabilidad era dudosa sin el RIGI”.
Acerca de lo que la Administración Milei denominó “Súper RIGI”, González señaló que “es un régimen pensado para la industrialización de los recursos naturales y sobre todo para industrias nuevas”. “La idea no es replicar el RIGI sino que es aprender del éxito que tuvo el régimen y es para proyectos donde Argentina hoy no está en el mapa”.
“Los detalles los estamos definiendo, como el umbral mínimo (de inversión), va a ser un régimen de un plazo más largo, posiblemente sea de 5 años. Tiene beneficios fiscales más importantes que el RIGI, el más relevante es que la tasa de impuesto a las ganancias es del 15 por ciento”.
Indicó además que “No va a tener ningún tipo de arancel de importación, ningún tipo de retenciones a las exportaciones. Es un régimen potente pensado para mediano y largo plazo”.
“Lo estamos terminando de escribir durante estas semanas para presentarlo al Congreso lo más pronto posible”, agregó.
Y puntualizó que “una de las características es que las provincias y los municipios donde se realicen las inversiones tienen que estar en todo de acuerdo y adheridos al régimen, es un esfuerzo compartido entre Nación, provincia y municipios”.
González resumió que “el objetivo del Gobierno es normalizar el sector energético, que estaba absolutamente intervenido”.
“Queremos que el sector privado pueda fluir, y para eso, arrancamos con la Ley Bases, hicimos cambios en Ley de Hidrocarburos, cambios en la Ley de Gas, cambios al marco regulatorio eléctrico, con el objetivo de ir desregulando mercados”. “Estoy muy satisfecho de cómo viene reaccionando el sector privado”, remarcó.
El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut está diseñando mecanismos para asegurar los derechos laborales en el contexto de la reorganización empresarial que afecta a la Cuenca del Golfo San Jorge. Esta reestructuración incluye traspasos de áreas, cambios de contratistas y nuevos esquemas de inversión previstos para los próximos años, todo en un marco de reforma laboral impulsada por el oficialismo libertario y sus aliados.
Durante un plenario de Comisión Directiva realizado el lunes en la sede sindical de Km. 5, el secretario general Jorge Ávila lideró la discusión sobre estos temas, además de revisar planes de inversión, conflictos en empresas de servicios y la continuidad de retiros voluntarios con reconocimiento del 120% para trabajadores con antigüedad.
El secretario adjunto, Carlos Gómez, resumió que el sindicato buscará incluir cláusulas específicas en las actas de transferencia de personal para “blindar” derechos adquiridos frente a posibles modificaciones derivadas de la reforma laboral nacional. En sus palabras, la intención es “preservar criterios históricos vinculados al cálculo indemnizatorio y la continuidad de condiciones laborales en los procesos de transición entre operadoras y empresas de servicios”.
El esquema de retiros voluntarios con un reconocimiento del 120% sigue vigente, reflejando que el sector atraviesa un proceso de reorganización y reducción de puestos de trabajo.
El reordenamiento también afecta a empresas de servicios en la Cuenca. Se destacó el caso de San Fran, donde 86 empleados con un promedio de 20 años de antigüedad aún no tienen definiciones sobre la continuidad contractual de la firma. Asimismo, el sindicato intervino en reclamos por demoras salariales en Burgwardt y mantiene negociaciones con Geopatagonia para asegurar el pago regular de salarios.
Además, Ávila se encuentra en Buenos Aires en reuniones con directivos de Petrosar para garantizar la continuidad laboral de aproximadamente 120 choferes vinculados a esa empresa.
En cuanto a inversiones, Pan American Energy planea destinar cerca de 650 millones de dólares en 2026 para proyectos de recuperación terciaria en Cerro Dragón. El cronograma contempla la incorporación de tres plantas en junio de 2026, diez más en 2027 y hasta 31 instalaciones hacia 2031, según detalló Gómez.
Respecto a la salida de PECOM como empresa de servicios en Cerro Dragón, se confirmó que 254 trabajadores serán transferidos a Manpetrol bajo el artículo 229 de la Ley de Contrato de Trabajo, lo que permite mantener antigüedad, categoría y continuidad sin indemnización. Por otro lado, PECOM desembarcará como operadora en Manantiales Behr con una primera etapa de inversiones de 110 millones de dólares en los primeros 180 días, incluyendo la incorporación de un equipo perforador, dos workover y cuatro pulling.
El sindicato también reclama la reincorporación de trabajadores desvinculados del sector de perforación de AESA y el traslado de equipos hacia Chubut. Además, destacó el programa de inversiones de CAPSA-CAPEX, con desembolsos previstos por 121 millones de dólares y la perforación de 31 pozos durante el año, junto con la evaluación de incentivos provinciales para ampliar su actividad.
Finalmente, el próximo viernes 22, Jorge Ávila asumirá formalmente su cuarto mandato al frente del sindicato petrolero. El acto contará con la presencia de dirigentes nacionales de la CGT y referentes políticos, incluidos diputados vinculados al PRO, en un gesto que el gremio interpreta como una señal de peso político. Cabe recordar que semanas atrás el sindicato se pronunció a favor de la reelección de Ignacio Torres en Chubut.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que apunta a que desde 2028 se distribuyan dividendos a los accionistas, incluido al Estado como socio principal de la compañía debido a que tiene el 51% del paquete accionario. Además, celebró la inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil, por lo que se convertirá en una de las iniciativas más ambiciosas de la historia en torno a la exportación de petróleo.
En diálogo con Infobae en Vivo, Marín confirmó que la compañía buscará distribuir dividendos, en línea con un pedido del mandatario Javier Milei. “A partir del 2028 nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF. Lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”, expresó.
En tanto, se refirió a la inversión anunciada por la empresa petrolera en el marco del RIGI y remarcó el nivel de actividad: “Era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta. Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000 o 700.000 barriles. Estamos hablando de u$s7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”.
También destacó los envíos al exterior vinculados a LLL Oil, ya que YPF calcula que las exportaciones representarán u$s6.000 millones al año para 2032: “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por u$s100.000 millones”.
En este marco, Marín expuso que en junio la empresa pedirá adherir el LNG en el RIGI: “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén. Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse, porque da seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly“.
Inversión de US$25.000 para Vaca Muerta
El Gobierno nacional, a través del presidente de YPF,Horacio Marín, anunció el viernes una inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil y se convertirá en uno de los más ambiciosos de la historia en torno a la exportación de petróleo, para los que prevén un ingreso de u$s100 mil millones.
El CEO de la empresa estatal compartió un comunicado, en su cuenta de X, en el que muestra el mapa de la zona donde se realizará la importante inversión y aseguró que el proyecto servirá para “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”. Según informó Infobae, el potencial productivo de las zonas contiguas a la reserva de hidrocarburos se potenciará y lograrán una eficiencia que permitirá competitividad a niveles internacionales.
“Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI”, mencionó Marín, quien dejó un mensaje en el que augura que el proyecto dará rédito a futuro. “Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, subrayó.
En ese sentido, las previsiones estiman que realice la perforación de 1.152 pozos, con la intención de llegar a una producción de 240.000 barriles de petróleo por día a partir del año 2032. “Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, concluyó Marín.
Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social para incorporar formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios enfocada en la exportación de servicios especializados y asistencia técnica.
La decisión fue aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo y apunta a consolidar la presencia internacional de la empresa, además de ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas.
La nueva unidad estará orientada a la exportación de servicios de ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares de distintos países, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Según informó la compañía en un comunicado, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios para instalaciones nucleares de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.
La empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, que actualmente son exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional.
El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, afirmó que la medida “marca el inicio de una nueva etapa” para la compañía y destacó que “el mundo vuelve a mirar a la energía nuclear como una solución estratégica y sustentable”.
“Este nuevo esquema nos permite proyectar a NASA como una empresa competitiva internacionalmente y convertir el talento argentino en una plataforma de desarrollo y generación de valor”, sostuvo Campos.
El directivo señaló además que el contexto internacional presenta “una oportunidad histórica” para el país y remarcó que Nucleoeléctrica busca posicionar a la Argentina como proveedor de servicios nucleares de alta especialización.
La creación de esta unidad de negocios forma parte de la estrategia de modernización y expansión de la compañía, orientada a diversificar capacidades productivas, fortalecer su sustentabilidad y ampliar su participación en mercados internacionales vinculados a la energía nuclear y los servicios tecnológicos de alta complejidad.
El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, rechazó la quita de subsidios al gas en su provincia, luego de haberse reunido con intendentes y jefes comunales: “El proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a más de la mitad de la población provincial”, advirtió.
Desde sus redes sociales, explicó que esta decisión afectaría a “688 mil hogares y a más de 2,2 millones de vecinos“, al mismo tiempo en que aseguró que su modificación “podría implicar aumentos” en el costo del gas “de entre el 42% y el 100%“, sobre todo en los meses de invierno.
“Defendemos a Córdoba y a cada familia que necesita este acompañamiento para atravesar el invierno. El Régimen de Zona Fría no es un privilegio, sino una herramienta de justicia territorial y equidad tarifaria. Su eliminación afectaría directamente a familias trabajadoras, jubilados, sectores medios, hogares vulnerables, comercios, emprendedores del turismo, instituciones y comunidades locales”, indicó Llaryora.
Rechazamos la quita de subsidios al gas en #Córdoba.
Luego de la reunión intendentes y jefes comunales de 13 departamentos de la Unidad de Trabajo Provincia–Municipios y Comunas, advertimos que el proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a unos 688 mil hogares… pic.twitter.com/THsz220Ihu
Para finalizar, les solicitó tanto a los diputados como a los senadores nacionales que representan la provincia de Córdoba que “rechacen esta iniciativa y protejan a los vecinos” de todo el territorio provincial.
“Sostenemos nuestro compromiso con la defensa del federalismo, la equidad territorial y el acompañamiento a las familias cordobesas frente a medidas que impactan directamente en la economía de nuestra gente”, concluyó.
Como lo anunció el Gobernador Alfredo Cornejo durante su discurso de apertura de sesiones ordinarias, el Gobierno de Mendoza avanza en una etapa central para el futuro energético de la provincia con el próximo lanzamiento de la licitación del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles, ubicado sobre el río Atuel, en San Rafael. Como estaba estipulado, el proceso será impulsado a través de Hidroelectricidad Mendocina, empresa creada a partir de la manda legal otorgada por la Legislatura provincial a Energía Mendoza Sociedad Anónima (Emesa) para llevar adelante la nueva concesión del sistema.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, explicó que la empresa ya presentó la documentación necesaria para avanzar con el proceso administrativo y legal previo al llamado oficial.
“La empresa Hidroelectricidad Mendocina, creada en función de la manda legal que la Legislatura le otorgó a Emesa para licitar el complejo Los Nihuiles, ha hecho entrega de los pliegos técnicos y legales para poder avanzar en este proceso licitatorio. En los próximos días, luego de la intervención tanto de Asesoría como de Fiscalía de Estado, el Gobierno de la Provincia estará lanzando la licitación a partir de un decreto de apertura del proceso licitatorio”, sostuvo la ministra.
La nueva licitación se desarrollará luego del vencimiento de la concesión original, que fue prorrogada transitoriamente para garantizar una transición ordenada mientras se define el nuevo esquema operativo y de inversiones. El objetivo de la Provincia es avanzar hacia un proyecto “superador”, que no se limite únicamente a reparar infraestructura existente sino que incorpore tecnología actual, mejoras de eficiencia y posibilidades de expansión futura de generación.
Latorre señaló que la intención del Gobierno es impulsar una modernización integral del sistema hidroeléctrico, con una concesión de largo plazo que permita recuperar capacidad operativa, mejorar el rendimiento energético y aumentar las regalías provinciales.
Uno de los complejos más importantes de Argentina
El complejo Los Nihuiles posee una capacidad instalada cercana a 290 MW, equivalente aproximadamente al 0,7 % de la capacidad instalada total de Argentina. El sistema está integrado por tres represas, cuatro centrales hidroeléctricas y un dique compensador distribuidos a lo largo de cerca de 40 kilómetros del Cañón del Atuel, con un desnivel aproximado de 460 metros.
El aprovechamiento Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil, inaugurado en 1947, y la central hidroeléctrica “Ing. Juan Eugenio Maggi”, con una potencia de 75 MW.
El sistema Nihuil II incluye la presa Aisol, construida en 1969, y una central de 131,2 MW. Nihuil III está compuesto por la presa Tierras Blancas y una central de 52 MW. El complejo se completa con el embalse Valle Grande y la central Nihuil IV, de 30 MW, incorporada al sistema en 1997. Entre 1990 y 2017, el complejo registró una generación promedio anual de 838 GWh, con máximos históricos de 1.250 GWh.
El proceso licitatorio también contempla la fusión plena de Nihuil IV al esquema general del complejo para unificar la operación de todas las centrales bajo un mismo modelo de gestión.
Con esta nueva etapa, Mendoza busca consolidar un modelo energético más eficiente, moderno y sustentable, fortaleciendo la generación hidroeléctrica como uno de los pilares de la matriz energética provincial y garantizando mayor previsibilidad para futuras inversiones en infraestructura energética.
El NOA se abasteció históricamente de las cuencas del Noroeste y de Bolivia, ambas alternativas están en declino productivo.
Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.
Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.
La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.
El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.
En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.
Capacidad de transporte
Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.
El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).
Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.
En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay enBolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.
Las industrias del NOA afrontarán una suba histórica del precio del GNL por la guerra en Medio Oriente.
Precio del GNL
El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.
En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.
El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.
En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.
La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.
El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.
La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.
En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.
Apertura del mercado energético
Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.
En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.
Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.
La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.
La reglamentación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) por parte de Economía, Energía y Agricultura instala un esquema de coordinación que modifica la forma en que el Estado administra beneficios fiscales para proyectos productivos.
El régimen, previsto en la Ley 27.802 y operativo desde la resolución conjunta de las tres carteras, fija criterios comunes para amortización acelerada, devolución anticipada de IVA y validación técnica de inversiones en energía, agroindustria e infraestructura productiva.
El RIMI opera sobre un universo de empresas que no acceden al RIGI y que requieren instrumentos fiscales para ejecutar proyectos de escala media. La definición de mínimos de inversión por categoría MiPyME —USD 150.000 para micro, USD 600.000 para pequeñas, USD 3,5 millones para medianas tramo 1 y USD 9 millones para medianas tramo 2— delimita un segmento que concentra parte relevante del CAPEX energético y agroindustrial. La ventana de aplicación de dos años obliga a las áreas involucradas a establecer prioridades y secuencias de evaluación.
La participación de Energía incorpora al régimen proyectos vinculados a eficiencia, biogás, biomasa, electrificación productiva y renovables de escala media. Agricultura suma inversiones en riego, bombeo y procesos industriales asociados a cadenas regionales. Economía define los parámetros fiscales y los límites operativos del régimen, lo que centraliza la administración del gasto tributario en un contexto de demanda creciente por instrumentos de incentivo.
El Sistema de Gestión de Inversiones (SGI) concentra la carga documental, la validación técnica y la asignación de beneficios. La unificación de criterios entre las tres carteras busca evitar superposiciones con regímenes sectoriales y ordenar la interacción entre programas de promoción, incentivos fiscales y financiamiento para infraestructura productiva. La operatoria del SGI introduce un filtro administrativo que condiciona la velocidad de ejecución de proyectos y la capacidad de absorción del régimen.
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El RIMI se integra a una arquitectura de incentivos que incluye regímenes para energía, minería, agroindustria y economía del conocimiento. La coexistencia de instrumentos obliga a las empresas a coordinar beneficios y a las áreas del Estado a definir compatibilidades. La administración del cupo de devolución anticipada de IVA —limitado al 50% del cupo anual del régimen general— introduce un elemento de competencia entre proyectos y sectores.
La articulación entre Economía, Energía y Agricultura configura un esquema de gobernanza que incide en la orientación del gasto fiscal y en la capacidad de ejecución de inversiones medianas en sectores estratégicos. La demanda de capital para proyectos energéticos y agroindustriales, sumada a la ventana temporal acotada del régimen, tensiona la capacidad operativa del Estado y obliga a priorizar iniciativas con impacto directo en producción, eficiencia y logística.
El RIMI se convierte así en un instrumento que ordena la relación entre política fiscal y sectores productivos, en un contexto en el que la inversión mediana requiere previsibilidad operativa y acceso a mecanismos de amortización e IVA que mejoren el flujo de caja de los proyectos. La coordinación entre las tres carteras define el alcance real del régimen y su capacidad para canalizar capital hacia energía, agroindustria e infraestructura productiva.
La agenda de inversiones entre Argentina y la Unión Europea se apoya en la presencia de compañías que ya operan en sectores estratégicos y en el interés de nuevos actores por proyectos vinculados a energía, litio e infraestructura productiva.
La misión comercial prevista en París se inscribe en este esquema y busca ampliar el acceso a capital europeo para iniciativas de largo plazo.
En el sector energético, Francia mantiene actividad a través de TotalEnergies, con participación en proyectos de gas y petróleo no convencional en Vaca Muerta, y de Eramet, que desarrolla el proyecto de litio Centenario–Ratones en Salta. Alemania sostiene presencia mediante Siemens Energy, proveedor de equipamiento para generación y redes, y Wintershall Dea, con operaciones de gas en Neuquén y Tierra del Fuego. Países Bajos participa a través de Shell, con actividad en shale oil y downstream, mientras que España mantiene posiciones en distribución de gas mediante Naturgy y en infraestructura a través de Acciona.
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En minería y materiales críticos, empresas europeas vinculadas a la cadena de valor del litio observan oportunidades en el país. Entre ellas se destacan Umicore, dedicada a materiales para baterías; Stellantis y Volkswagen, que buscan asegurar abastecimiento para su producción global; y compañías industriales con interés en contratos de largo plazo para minerales estratégicos. La demanda europea por litio y metales asociados a la transición energética sostiene el interés por proyectos en el norte argentino.
En infraestructura productiva y logística, operadores como Jan De Nul y DEME participan en procesos vinculados a dragado y obras portuarias, mientras que grupos como Vinci, Hochtief y Arcadis analizan proyectos de transporte y servicios asociados. El financiamiento europeo para infraestructura energética y logística se canaliza a través de fondos corporativos y organismos especializados.
Las definiciones surgidas en Houston en el marco de la agenda 2026 de la industria hidrocarburífera confirmaron que el petróleo y el gas mantienen un rol central en la matriz energética global.
Los datos de la Agencia Internacional de la Energía, la OPEP y los principales organismos estadísticos muestran que la demanda de crudo se ubica en máximos históricos, con consumos superiores a los 103 millones de barriles diarios, mientras que el gas natural consolida su uso como insumo para generación eléctrica, industria y producción de fertilizantes. La expansión de centros de datos y aplicaciones de inteligencia artificial incrementa la demanda eléctrica y refuerza el uso de gas como respaldo de sistemas con alta penetración renovable.
En este contexto, la industria global reactivó la inversión en upstream, offshore y shale, con niveles de CAPEX que superan los USD 570.000 millones anuales. Las grandes compañías de servicios petroleros registran carteras de proyectos completas para 2026–2027, y los desarrollos de gas natural licuado avanzan en Estados Unidos, Qatar, Canadá y África con planes de expansión de oferta para la próxima década. La prioridad de las operadoras y de los países consumidores se concentra en la seguridad de suministro y en la diversificación de proveedores, más que en una reducción acelerada del uso de hidrocarburos.
Argentina ingresa en esta fase con un incremento comprobable de producción y exportaciones. La producción de petróleo supera los 800.000 barriles diarios en 2026, con un crecimiento sostenido desde 2023 impulsado por Vaca Muerta, mientras que las exportaciones se ubican en torno a los 300.000 barriles diarios. Los costos de desarrollo en la cuenca neuquina, con puntos de equilibrio en el rango de USD 35 a 45 por barril para el shale oil, posicionan al país en un segmento competitivo frente a otras cuencas no convencionales.
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La ampliación de la infraestructura de transporte permite transformar ese potencial en capacidad efectiva de oferta. La expansión de Oldelval, la entrada en operación del nuevo oleoducto de Vaca Muerta y el Gasoducto Perito Moreno incrementan la capacidad de evacuación de crudo y gas desde la cuenca neuquina hacia los puertos y los mercados regionales. Sobre esa base, se consolidan exportaciones de gas a Chile y Brasil mediante contratos firmes, en un contexto en el que ambos países demandan gas para respaldar sus sistemas eléctricos y sustituir combustibles más caros o más emisores.
El marco regulatorio vigente habilita exportaciones de petróleo con retenciones móviles y autorizaciones específicas para exportaciones de gas, priorizando el abastecimiento interno. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones ofrece un esquema de estabilidad tributaria, amortización acelerada y acceso a divisas para proyectos de gran escala, aplicable a desarrollos de infraestructura hidrocarburífera y logística asociada.
Este entorno normativo, combinado con la infraestructura en expansión y la competitividad de costos, configura un escenario en el que Argentina incrementa su relevancia como proveedor de petróleo y gas en un mercado global que continúa demandando volúmenes crecientes de hidrocarburos.
La licitación para adjudicar la concesión por peaje de la Vía Navegable Troncal (VNT) avanza con dos operadores internacionales en competencia: Jan De Nul, actual responsable del dragado bajo contratación estatal, y DEME, ambas de origen belga y con trayectoria global en obras fluviales, marítimas y portuarias.
La Agencia Nacional de Puertos y Navegación evaluó las propuestas técnicas y mantuvo a ambas empresas en carrera, a la espera de la apertura de las ofertas económicas.
El proceso abarca la modernización, operación y mantenimiento del sistema de señalización y las tareas de dragado en un tramo de 1.635 kilómetros, desde la confluencia del Paraná con el Paraguay hasta las aguas profundas del Río de la Plata exterior. El pliego proyecta ingresos anuales por peajes del orden de los USD 618 millones durante el período base de concesión de 25 años, en función del movimiento de buques y barcazas y del volumen de carga transportada.
La VNT constituye el principal corredor logístico del país y canaliza el 80% de las exportaciones argentinas, además de cargas provenientes de Brasil, Bolivia, Paraguay y Uruguay. Su funcionamiento es determinante para la logística energética: el ingreso de combustibles líquidos, el transporte fluvial de derivados y la operatoria de barcazas vinculadas a la cadena de abastecimiento dependen del calado y la señalización del sistema. La estabilidad del dragado es un factor crítico para asegurar el flujo de combustibles hacia refinerías y terminales del Litoral.
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El corredor también es relevante para la disponibilidad de divisas destinadas a infraestructura energética. La recaudación por exportaciones agroindustriales y energéticas que utilizan la VNT constituye una fuente central de ingresos externos para financiar obras de transporte, ampliaciones de redes y equipamiento estratégico. La continuidad operativa del sistema reduce riesgos logísticos y evita costos adicionales en la cadena de abastecimiento energético.
La competencia entre operadores con experiencia en dragado y obras portuarias incorpora capacidades técnicas relevantes para la modernización de infraestructura logística asociada al sector energético. La definición del concesionario determinará el esquema de mantenimiento del calado, la eficiencia del tránsito fluvial y la previsibilidad operativa para sectores que dependen de la vía navegable para abastecimiento y exportación.
El proyecto Hualilán, operado por Challenger Gold en Ullum, transita una etapa dual que combina producción inicial con procesamiento externo y el desarrollo de un proyecto de mayor escala respaldado por estudios técnicos.
La empresa mantiene un esquema de extracción con envío de mineral a la planta de Casposo bajo contrato de procesamiento, mientras avanza en la ingeniería y el financiamiento del proyecto denominado Máster Hualilán.
En su fase actual, Hualilán opera con permisos ambientales vigentes y aporta actividad económica a través de empleo directo e indirecto y contratación de proveedores locales. El mineral extraído se procesa en la planta de Austral Gold, lo que permite generar metal doré y regalías para la provincia mientras se completa la ingeniería del proyecto definitivo. La operación se encuentra en cumplimiento regulatorio y no registra conflictos ambientales activos.
El desarrollo de mayor escala se apoya en el Estudio de Prefactibilidad elaborado por Ausenco, que proyecta una vida útil cercana a 14 años y una producción total estimada de 1,84 millones de onzas equivalentes de oro.
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El diseño contempla una primera etapa de lixiviación en pilas y una segunda etapa con planta de flotación, lo que requiere inversiones significativas en infraestructura propia. La empresa evalúa adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para financiar la construcción de la planta y las instalaciones asociadas.
El proyecto Máster Hualilán prevé exportaciones acumuladas superiores a los USD 2.700 millones a lo largo de su vida útil, según parámetros del estudio técnico. La coexistencia de la operación inicial y el desarrollo del proyecto mayor configura un esquema transitorio que combina generación temprana de ingresos con planificación de largo plazo.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) presentó el informe Panorama 2025: Producción y comercio exterior de petróleo y gas natural en América Latina y el Caribe, destacando un fuerte dinamismo del sector hidrocarburífero regional, impulsado principalmente por el crecimiento de Guyana y el liderazgo sostenido de Brasil y México.
De acuerdo con el reporte, América Latina y el Caribe (ALC) aportó aproximadamente el 11 % del suministro mundial de petróleo y cerca del 6 % del gas natural durante 2025. La producción petrolera regional aumentó 20 % respecto al año anterior, y en cuanto al gas natural, el reporte sostiene que hubo un crecimiento interanual de 10 por ciento.
El informe señala que el 46 % de la producción regional de petróleo se destinó a exportaciones con destino a China, consolidándose como el principal destino de las ventas externas, concentrando el 31 % del comercio petrolero de ALC, seguida por Estados Unidos y la Unión Europea.
En materia de gas, OLACDE destaca que el 59 % de las importaciones regionales provienen de Estados Unidos, reflejando la integración energética de América del Norte, mientras que Trinidad y Tobago mantienen un rol estratégico como exportador de gas natural licuado en la región, actividad en la cual se proyecta también Argentina.
Asimismo, el análisis proyecta que, pese al avance acelerado de las energías renovables y la electrificación, el petróleo y el gas natural continuarán teniendo una participación relevante en la matriz energética regional durante las próximas décadas, con cuotas cercanas al 26 % cada uno en la matriz primaria de energía de América Latina y el Caribe.
Reporte completo en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/panorama-2025-produccion-y-comercio-exterior-de-petroleo-y-gas-natural-en-america-latina-y-el-caribe-alc/
Protestas en Bolivia contra los combustibles adulterados. Crédito: AP.
La crisis social que enfrenta el gobierno de Rodrigo Paz en Bolivia encuentra dos puntos de especial conflictividad en el mercado de combustibles: las protestas y bloqueos de los camioneros contra el desabastecimiento crónico de gasoil y un escándalo deimportación de naftas adulteradas que forzó al presidente boliviano a cambiar al ministro de Hidrocarburos y a las autoridades en la petrolera estatal YPFB.
El gobierno respondió con un resarcimiento económico para miles de conductores y transportistas que registraron daños en sus vehículos por los combustibles adulterados. En paralelo, cambiótoda la estructura estatal de fiscalización de combustibles. La medida más relevante llegó la semana pasada, con la publicación de un decreto presidencial que redefine los mecanismos de control y fiscalización para la importación, almacenamiento y comercialización de combustibles.
El caso de los combustibles adulterados constituye un duro golpe para el gobierno, en la medida que aún no logró normalizar el abastecimiento interno a pesar de haber descongelado los precios en las naftas y el gasoil.
A la tensión por los precios de los combustibles se suman reclamos de otra índole que derivaron también en protestas y bloqueos en La Paz y otros puntos del país, provocando en los últimos días un desabastecimiento general.
Como consecuencia de esa situación, el gobierno de Javier Milei dispuso el fin de semana pasado el envio de dos aviones Hércules con ayuda humanitaria a Bolivia. «Argentina acompaña al pueblo boliviano y respalda a las autoridades democráticamente electas”, escribió el presidente argentino.
Bolivia: importación de naftas y gasoil adulterados
Las denuncias sobre los combustibles adulterados estallaron en marzo pasado con las primeras protestas y bloqueos en reclamo de un resarcimiento económico por daños en los motores. El gobierno atribuyó la importación y comercialización a una red de sabotaje y robo de combustibles que opera en Chile y Bolivia y que involucra a ex funcionarios de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
El ministro de gobierno, Marco Oviedo, informó que ingresaron a Bolivia unos 150 millones de litros de combustible “adulterado con agua sucia y aceite usado” durante el período comprendido entre octubre de 2025 y marzo de este año. Los datos surgen de una investigación conjunta entre las policías y fiscalías de Bolivia y Chile. Según Oviedo, la investigación de esta red también abarca a la Argentina y Paraguay.
YPFB posee una terminal de importación de combustibles y petróleo crudo en Arica, en el norte de Chile. La instalación posee un oleoducto que conecta Arica con Santa Cruz en Bolivia, aunque una parte considerable de los hidrocarburos son transportados en camiones cisterna.
Muchas operaciones de importación a través de Arica en los últimos años se concretaron a través de Botrading S.A., una comercializadora constituida por YPFB en Paraguay y que ahora está en el centro de una investigación judicial contra el ex presidente de la petrolera estatal, Armin Dorgathen, porirregularidades en la importación de combustible. Dorgathen se encuentra prófugo en Brasil.
Para desactivar el conflicto, el gobierno dispuso un resarcimiento económico a través de YPFB. Un total de 19.537 vehículos accedieron al resarcimiento tras el análisis y la verificación de los daños reportados. A ese fin, la petrolera estatal desembolsó 52,9 millones de bolivianos entre el 25 de marzo y la primera quincena de mayo.
Denuncia penal y cambios en el área energética
El nuevo ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, junto al presidente Rodrigo Paz.
Con las pruebas recabadas, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías y la ANH presentaron una denuncia en la justicia boliviana que alcanza a 24 ex autoridades de cinco áreas estratégicas de la ANH y cuatro de YPFB y su subsidiaria YPFB Logística. La denuncia también alcanza al actual gerente de comercialización de la petrolera estatal.
Paz también decidió a fines de abril remover al ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli Monroy, y renovar la conducción en YPFB para darle un nuevo aire a la gestión energética. El primer mandatario agradeció al ministro por su “compromiso al inicio de la gestión” y por avanzar en la elaboración de cuatro proyectos de ley, incluida una nueva ley de Hidrocarburos.
Medinaceli Monroy tuvo un rol protagónico en el desarme de los subsidios a los combustibles, una de las medidas más sensibles tomadas por el gobierno de Paz. El precio de la nafta prácticamente se duplicó y mientras que el precio del gasoil casi se triplicó en diciembre, poniendo fin a un congelamiento de precios que llevaba más de dos décadas y que en los últimos años tuvo un costo fiscal de entre 1500 y 2000 millones de dólares por año.
Sin embargo, el aumento en los precios internacionales del crudo producto de la guerra en Medio Oriente complicó los planes para trasladar el costo de importación al surtidor y resolver el faltante de suministro, sobre todo de gasoil.
Qué establece el decreto supremo sobre combustibles
El decreto supremo 5619 firmado por el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energías, Marcelo Blanco, establece un nuevo Reglamento de Calidad de Carburantes que busca garantizar la comercialización de combustibles seguros y eficientes y modernizar la supervisión estatal en un contexto donde Bolivia depende fuertemente de la importación para garantizar su suministro interno.
La norma alcanza a naftas, diésel (gasoil), jet fuel y kerosene. Entre las principales novedades figuran la toma de muestras en distintos puntos de la cadena de comercialización, controles técnicos más rigurosos, la obligación de análisis de calidad en laboratorios propios o tercerizados, la implementación de sistemas de filtración en estaciones de servicio, la digitalización de procedimientos administrativos, y fiscalización y mayores sanciones económicas.
El reglamento también fija parámetros mínimos de calidad, como un octanaje de 85 para gasolina especial y 91 para gasolina súper. Además, exige determinadas características físicas del combustible para evitar adulteraciones o combustibles fuera de especificación.
El senador y presidente de la comisión de investigación de hidrocarburos en la Cámara Alta, Branko Marinkovic, atribuyó el origen del problema al Decreto Supremo 4718 de 2022, que redujo los parámetros de calidad permitidos para la importación de combustibles. “El gobierno del expresidente (Luis) Arce junto con el expresidente de Yacimientos deciden bajar los parámetros de calidad en el combustible que se importa en el país mediante decreto”, sentenció.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las instalaciones de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, donde avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local como al internacional.
Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.
La primera fase del proyecto, actualmente en ejecución, contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.
La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.
Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo para reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados.
La canasta de servicios públicos para un hogar promedio sin subsidios del AMBA subió en mayo un 50% a nivel interanual y alcanzó los $249.834. El dato se desprende del estudio elaborado por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA y el Conicet, donde detalló que el gas (+53%) fue el que impulsó la suba, seguido por energía eléctrica (37,8%), agua (5,9%) y transporte (3%).
Por su parte, el incremento con respecto al mes previo fue del 17,5%. Todos los ajustes fueron generalizados y se deben tanto a un mayor consumo estacional como a la actualización de tarifas. Además, en todos los casos, el incremento estuvo arriba del 2,6% de inflación en abril informada por el INDEC.
Según explica el informe de IIEP, las subas “responden a la combinación de incrementos tarifarios en todos los servicios y la mayor demanda energética estacional de cara al invierno. El componente más relevante es el gas, cuya factura casi se duplica respecto de abril por el efecto conjunto de la suba tarifaria y el salto en el consumo típico de esta época del año”.
A nivel interanual, el incremento más fuerte estuvo en la factura de transporte, con un incremento del 75%, por encima del IPC estimado. Por otra parte, el gasto en agua, energía eléctrica y gas natural presentó un alza de 21%, 43% y 37% respectivamente.
Canasta de servicios públicos: el detalle de las subas
Agua: confluyen tres factores: ajuste tarifario, un día más de consumo (mayo tiene 31 días) y el nuevo tope de incremento mensual del 3% vigente desde mayo (era 4% entre enero y abril). El gasto en el servicio aumentó 5,9% respecto de abril.
Gas: en mayo el cargo fijo sube 4% y el variable 3,3%. A esto se suma el efecto de la estacionalidad en el consumo, que se duplica entre abril y mayo al dejar atrás el periodo de menor demanda del año. La combinación de ambos factores arroja un aumento de la factura del 53,3.
Energía eléctrica: el mayor consumo de cara al invierno se combina con aumentos tarifarios del 4,1% en el cargo fijo y 8,7% en el variable para usuarios sin subsidio. El resultado es un incremento del gasto del 37,8% respecto de abril.
Colectivos: las líneas de la Ciudad aumentan 5,4% (IPC de marzo 3,4% más 2% por regla indexatoria). Las líneas interjurisdiccionales, que habían subido 7,7% en abril, se mantuvieron sin cambios. El gasto total en transporte sube 3% respecto del mes anterior.
Mendoza actualizó su Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) e incorporó herramientas de datos abiertos y tableros de consulta pública para fortalecer el acceso a la información climática y la toma de decisiones basadas en evidencia. La iniciativa se enmarca en el proceso de transición hacia una matriz energética con mayor participación de energías renovables y el desarrollo de sectores estratégicos vinculados a la transición energética, como la minería de minerales críticos, con una meta de largo plazo orientada a la carbononeutralidad (net zero).
Este trabajo permite conocer cómo evolucionaron las emisiones desde 2018 y proyectar escenarios futuros, acompañando el proceso de reducción progresiva.
El nuevo inventario no solo actualiza los datos, sino que mejora significativamente su calidad. Esto fue posible gracias al Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero, una herramienta impulsada por el Gobierno de Mendoza y presentada en enero, en la que 37 empresas —entre grandes industrias y pymes— aportaron información específica sobre sus emisiones, permitiendo construir un inventario basado en datos reales.
“Este inventario marca un paso muy importante porque no solo actualiza información, sino que mejora sustancialmente la calidad de los datos con los que trabajamos. Incorporar el aporte del sector productivo a través del registro provincial nos permite tener una mirada más precisa y construir políticas públicas de mitigación y adaptación mucho más efectivas, basadas en evidencia”, destacó Carla Ortega, coordinadora de Sostenibilidad del Ministerio de Energía y Ambiente.
A su vez, los resultados del inventario han sido trasladados a un sistema de visualización gráfica que permite explorar de manera sencilla y dinámica los principales datos.
Este desarrollo fue realizado por los equipos de la Coordinación de Sostenibilidad y de la Dirección de Planificación, dependiente de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, y se obtuvo como resultado un tablero de visualización de datos público que es parte de Mendoza Inteligencia Territorial, al que se puede acceder desde este enlace.
Matías Dalla Torre, director de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, señaló que “uno de los desafíos centrales fue transformar una gran cantidad de datos técnicos en herramientas accesibles. El desarrollo del dashboard permite que cualquier persona pueda explorar, entender y utilizar esta información, fortaleciendo la transparencia y el uso estratégico de los datos para la toma de decisiones”.
En paralelo, la Provincia incorporó un resumen ejecutivo del inventario, elaborado por la Coordinación de Sostenibilidad a partir del documento del Área de Sostenibilidad e Ingeniería de Residuos (CEIRS) de la Universidad Nacional de Cuyo, con el objetivo de facilitar la comprensión de los resultados y acercar la información a distintos públicos.
El inventario forma parte del Plan Provincial de Respuesta al Cambio Climático, que la Provincia está elaborando, y constituye un insumo clave para su desarrollo. Este plan se estructura en un diagnóstico de mitigación —basado en el presente inventario—, un diagnóstico de adaptación y un conjunto de medidas concretas que guían la política climática para los próximos años.
Datos abiertos
En línea con los principios de transparencia y acceso a la información, la Provincia de Mendoza impulsa una política de datos abiertos, poniendo a disposición de la ciudadanía la información climática generada.
Todos los datos del Inventario de Gases de Efecto Invernadero, sus visualizaciones, el dashboard interactivo y los materiales asociados pueden consultarse de manera pública en la página oficial de la Coordinación de Sostenibilidad: https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/1370-2/
Esta iniciativa busca no solo garantizar el acceso a la información, sino también promover la participación, el control ciudadano y la toma de decisiones basadas en evidencia, fortaleciendo así una gobernanza climática más abierta, colaborativa y efectiva.
Resultados del Inventario
El Inventario de Gases de Efecto Invernadero permite identificar y cuantificar las emisiones generadas en la provincia según tipo de gas, alcance y su distribución en distintos sectores y subsectores de Mendoza. En términos generales, y según los resultados que arrojó el estudio, las emisiones están compuestas principalmente por dióxido de carbono (CO₂) y metano (CH₄), que en conjunto representan la mayor proporción del total relevado.
A la vez, el análisis sectorial muestra la participación de diferentes actividades, entre ellas la energía, el transporte, los procesos industriales y el uso de productos, así como otras fuentes vinculadas a la agricultura, silvicultura y otros usos del suelo. Este enfoque permite comprender de manera integral cómo se distribuyen las emisiones y cuáles son las características propias de cada sector.
El inventario también incorpora información técnica provista por organizaciones a través del Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero (RPEGEI), lo que contribuye a mejorar la calidad, el nivel de detalle y la representatividad de los datos.
El Gobierno de Axel Kicillof criticó la intención del Gobierno nacional de avanzar sobre el fondo compensador destinado a cooperativas eléctricas y advirtió que iniciará acciones legales si la medida prospera. Además, cuestionó los cambios en la zona fría y reiteró que la Provincia es la que tiene la capacidad de definir las tarifas.
“Creo que no prosperará. Habla de la ignorancia del Gobierno. No es constitucional, no hay manera que lo hagan”, sostuvo el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, al ser consultado sobre el proyecto de ley que avanza en el Congreso y que busca cambios para el servicio de luz y gas en todo el país.
En conferencia de prensa en Gobernación, el funcionario explicó que el esquema actual del fondo compensador tarifario funciona desde 1996 y mediante aportes de grandes distribuidoras y cooperativas de mayor escala hacia unas cien cooperativas más pequeñas que reciben asistencia para sostener el servicio eléctrico en localidades del interior. Y que de otra manera, no podrían brindar el servicio en pequeñas localidades.
“Las 200 cooperativas llegan al 40% de la provincia. Por el Fondo reciben más que por las tarifas. Eso estaría prohibido por ley. Como también el cobro del alumbrado público, que está por ley desde 1989”, sintetizó, según replicó la agencia de noticias DIB.
“Si el pueblo al lado tiene que pagar cinco o seis veces más, lo tendrá que hacer, pero nosotros vamos a recurrir”, afirmó el Ghioni, quien acusó al Gobierno de Javier Milei de desconocer el funcionamiento del sistema eléctrico bonaerense. En ese marco, consideró que la medida responde a una lógica “ideológica” basada en que “cada uno haga lo que pueda y se salve”, sin contemplar las desigualdades entre distritos y prestadores del servicio.
Otro punto crítico del proyecto que, la semana pasada avanzó en Diputados tiene que ver con la deuda de las distribuidoras de energía con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Ghioni se mostró de acuerdo con la idea, pero marcó la importancia de “hacer las cuentas bien claras para definir activos y pasivos regulatorios”.
Sin embargo, marcó como sumamente grave el artículo que prohíbe expresamente incorporar conceptos ajenos al servicio en la factura final que pagan los usuarios, algo que la Justicia ya dejó sin efecto pese a las intenciones libertarias. Al respecto, el funcionario bonaerense explicó que “es inconstitucional y es un avasallamiento sobre la propia jurisdicción” porque las provincias son las que tienen la facultad de definir sus tarifas. “La autoridad ante las distribuidoras y cooperativas somos nosotros”, remarcó.
El Instituto Consenso Federal, organización sin fines de lucro dedicada al análisis de políticas y a la capacitación, puso en marcha una campaña para defender la vigencia de los descuentos en las tarifas de gas domiciliario por zona fría, cuya modificación se debatirá en la Cámara de Diputados el miércoles 20 de mayo.
El tratamiento legislativo del proyecto PE-003/26 se realizará en la Cámara de Diputados de la Nación, luego de que el oficialismo lograra obtener el dictamen de mayoría, lo que le permite llevar la iniciativa al recinto para su discusión final.
En los argumentos de la iniciativa, el Gobierno cuestionó el régimen votado en 2021 en la Ley N°27.637, por el cual ingresaron a los beneficios en subsidios provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja. El proyecto de ley enviado por el Gobierno busca limitar la ayuda del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas solo a las regiones históricamente incluidas, como la Patagonia, Malargüe en Mendoza y la Puna.
Según el Ejecutivo, la extensión territorial “desnaturalizó el carácter focalizado del sistema”, al incorporar zonas “sin condiciones climáticas equivalentes”, lo que derivó en “un incremento significativo del universo de beneficiarios, del costo fiscal del régimen y de la magnitud de los subsidios cruzados entre jurisdicciones”.
A su vez, el texto del proyecto establece que el subsidio por Zona Fría quedará reservado a los usuarios registrados en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943 de 2025.
Mediante infografías, el Instituto se sumó al debate sobre el financiamiento del Fondo Fiduciario que sostiene los subsidios, los niveles de consumo de gas en las zonas frías y la cobertura de los descuentos en la provincia de Buenos Aires.
Sobre el financiamiento del Fondo, la organización advierte que presentó superávit en 2021, 2022 y 2023, pero apenas asumió Javier Milei entró en déficit.
En cuanto a los niveles de consumo, se demuestra -con datos- que los descuentos no constituyen privilegio alguno, sino que significan un amortiguador frente a la necesidad de consumir casi el doble de gas en las zonas frías que en regiones de temperaturas más templadas.
Finalmente, se presentan indicadores que permiten identificar el carácter focalizado, no universal ni generalizado, del beneficio en la provincia de Buenos Aires. “Los descuentos por zona fría no son un privilegio. Se trata de una medida justa que ayuda a millones de familias a afrontar el mayor consumo que exige el clima frío (94% más que en zonas templadas). No es cierto que se asignen universalmente y sin criterio. En la provincia de Buenos Aires, los descuentos en la tarifa de Gas por Zona Fría llegan a sólo 1 de cada 5 hogares. Se trata de una política muy focalizada”, detallaron.
El Director del Instituto Consenso Federal, el ex diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez, es uno de los principales impulsores de los descuentos por zona fría y coautor de la Ley 27.637, que en junio de 2021 extendió los descuentos en el gas a la provincia de Buenos Aires y a otras regiones de la Argentina.
Un informe de la CEPA plantea que los proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones implican un costo fiscal anual superior a los USD 1.000 millones una vez en operación. El análisis identifica que más de la mitad de ese esfuerzo se concentra en Vaca Muerta, principalmente por la planta de GNL de Southern Energy y el oleoducto Vaca Muerta Sur.
Sin embargo, el informe cuantifica únicamente el costo fiscal directo y no incorpora el costo de oportunidad asociado a la ausencia del régimen.
La evaluación fiscal no considera que, sin estabilidad tributaria, la mayoría de las inversiones externas de gran escala no ingresan al país y las que ingresan lo hacen con menor velocidad, menor escala y mayor costo financiero. Los comités globales de inversión requieren previsibilidad a 20 o 30 años para aprobar proyectos superiores a los USD 5.000 millones.
Sin ese componente, Argentina queda fuera del rango competitivo frente a jurisdicciones con marcos estables y riesgo operativo acotado.
En este punto, la comparación relevante no es entre costo fiscal y recaudación potencial, sino entre costo fiscal y ausencia de inversión. La pregunta operativa es directa: ¿cuánto es el 50% de cero? Si la inversión no ocurre, la recaudación es nula. No hay Ganancias, no hay IVA, no hay derechos de exportación, no hay regalías y no se activa la cadena de proveedores locales.
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El informe tampoco incorpora el flujo futuro de divisas y recaudación que generan los proyectos una vez en operación. Infraestructura como un oleoducto o una planta de GNL habilita exportaciones durante dos o tres décadas, con impacto en ingresos fiscales, regalías provinciales y actividad económica asociada.
La cuestión central es cuánto va a recaudar el país por las exportaciones que estos proyectos permiten y cuál es el diferencial entre contar con esa infraestructura o no.
La lectura estratégica muestra que el RIGI no define la existencia de Vaca Muerta, pero sí su velocidad, su escala y su capacidad de atraer capital externo.
El costo fiscal inicial debe analizarse en relación con la recaudación futura habilitada por la inversión, un componente que no está incluido en el informe de CEPA y que resulta determinante para evaluar el impacto real del régimen.
Pan American Energy y Continental Resources formalizaron una asociación para desarrollar cuatro bloques de shale oil en la Cuenca Neuquina. El acuerdo establece la incorporación de Continental con una participación del 20% en activos no convencionales, luego de obtener las autorizaciones regulatorias de Neuquén y Río Negro. PAE mantiene la operación y la mayoría societaria en todas las áreas.
Los bloques involucrados son Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa en Neuquén, y Loma Guadalosa en Río Negro, esta última la primera concesión no convencional otorgada por la provincia.
Se trata de áreas ubicadas en el corredor central de Vaca Muerta, con pozos de referencia cercanos y acceso a infraestructura existente, lo que permite acelerar el desarrollo y reducir tiempos de puesta en producción.
Continental aporta experiencia en perforación y completación de alta eficiencia, con operaciones en Bakken, Anadarko, Powder River y Permian. Su modelo de trabajo se basa en campañas continuas, pad drilling y optimización de etapas de fractura para aumentar la productividad inicial y reducir costos por pozo.
La incorporación de estas prácticas en Vaca Muerta apunta a mejorar la performance operativa en los bloques seleccionados.
PAE sostiene una producción cercana a los 100.000 barriles equivalentes por día en Neuquén y opera siete áreas en la cuenca. La alianza le permite escalar inversiones, profundizar el desarrollo de ventanas de shale oil ya testeadas y avanzar en programas de perforación de mayor densidad.
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La combinación de logística instalada, financiamiento y tecnología acelera la transición de pilotos a fases de desarrollo masivo.
El desarrollo de estos bloques se integra con la infraestructura de evacuación existente. La producción se conecta al sistema Oldelval, que opera por encima de los 300.000 barriles diarios tras las ampliaciones de 2024–2025, y al esquema de transporte asociado a las terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada.
La disponibilidad de capacidad adicional permite que los incrementos de producción derivados del proyecto se orienten tanto al abastecimiento interno como al crecimiento del saldo exportable de crudo.
La asociación entre PAE y Continental se inscribe en un proceso de consolidación de Vaca Muerta como activo competitivo a escala global.
La presencia de un operador estadounidense con trayectoria en las principales cuencas de shale del mundo refuerza la previsibilidad del desarrollo y aporta escala técnica y financiera para sostener programas de inversión de largo plazo en la formación neuquina.
El último análisis de McKinsey & Company identifica que Vaca Muerta enfrenta una etapa en la que la expansión depende de la capacidad de integrar la cadena de valor a gran escala. El potencial de crecimiento no está condicionado por la geología sino por la coordinación de inversiones simultáneas en producción, transporte, procesamiento y exportación.
La consultora estima que, bajo condiciones de ejecución favorables, el aporte de la formación podría alcanzar hasta el 5% del PBI hacia 2030 y generar exportaciones anuales del orden de los USD 30.000 millones.
El informe señala que la demanda global de GNL continuará en expansión hasta mediados de siglo y proyecta una brecha de oferta de entre 135 y 220 millones de toneladas anuales hacia la década de 2030. La Argentina cuenta con reservas para cubrir parte de ese déficit, pero la ventana de oportunidad es limitada por la competencia de proyectos en Estados Unidos, Qatar y África.
Para capturar contratos de largo plazo, el país debe acelerar la construcción de infraestructura de licuefacción, tanto flotante como terrestre, con inversiones que podrían superar los USD 30.000 millones hacia finales de la década.
La capacidad actual de evacuación de gas y petróleo se acerca a su límite operativo. El desarrollo de nuevos gasoductos troncales hacia la costa atlántica y la consolidación del nodo de Punta Colorada son condiciones necesarias para sostener un flujo exportador creciente. En petróleo, la ampliación del sistema Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur forman parte del esquema que debe acompañar el incremento de producción.
En gas, la expansión del Gasoducto Néstor Kirchner y la construcción de infraestructura asociada son determinantes para abastecer plantas de tratamiento y futuros trenes de GNL.
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El análisis destaca que la industrialización del gas es un componente crítico. El volumen de líquidos asociados podría multiplicarse por 4,6 hacia 2030, lo que exige nuevas plantas de tratamiento y fraccionamiento para monetizar LGN y liberar gas seco para exportación.
Sin esta infraestructura, la composición del recurso en boca de pozo limita el potencial de GNL y reduce la competitividad del proyecto.
Para sostener el nivel de producción requerido, la cuenca debería duplicar su ritmo de perforación, pasando de 450 a más de 900 pozos por año. Este salto implica reorganizar la logística de superficie y reducir costos en transporte, insumos y servicios.
La transición del movimiento de larga distancia en camiones al transporte ferroviario aparece como un factor relevante para mejorar seguridad, confiabilidad y desempeño ambiental, además de reducir la presión sobre la infraestructura vial regional.
El informe también incorpora la dimensión social del desarrollo. La afluencia de trabajadores hacia la cuenca neuquina y zonas de influencia en Río Negro generará una demanda creciente de viviendas, servicios de salud y capacidad educativa.
La infraestructura social debe escalar en paralelo a la actividad industrial para evitar cuellos de botella que afecten la continuidad operativa.
McKinsey concluye que el potencial de Vaca Muerta depende de la capacidad de coordinar inversiones entre el sector público y privado bajo esquemas de gobernanza que alineen prioridades y reduzcan costos logísticos.
La ventana de oportunidad está condicionada por la velocidad de ejecución y por la competencia internacional en el mercado del GNL.
El incremento del 433% en la posición de Stanley Druckenmiller en YPF durante el primer trimestre de 2026 constituye una señal directa sobre la lectura que los fondos globales están haciendo del sector energético argentino. El documento 13F presentado ante la SEC confirma que Duquesne Family Office pasó de 606.990 a 3.235.962 acciones, ubicando a la petrolera como el cuarto activo más relevante de su portafolio.
La magnitud del movimiento —casi USD 150 millones— expresa una rotación sectorial explícita: salida de tecnología y consumo, entrada en energía y recursos naturales.
La decisión se alinea con tres elementos verificables. Primero, la consolidación operativa de Vaca Muerta, con mejoras sostenidas en productividad, reducción de costos y expansión de infraestructura.
Segundo, el plan de inversión de YPF, que proyecta USD 25.000 millones para acelerar la capacidad exportadora, incluyendo el proyecto LLL Oil bajo el RIGI, con 1.152 pozos y una producción máxima estable estimada en 240.000 barriles diarios.
Tercero, la normalización jurídica y financiera tras el fallo favorable en el juicio por la expropiación, que redujo el riesgo corporativo percibido.
El recorte del 94% en Mercado Libre y la simultánea incorporación de Vista Energy y del ETF ARGT confirman que la tesis no es táctica sino estructural: los flujos se orientan hacia activos con capacidad de generar divisas netas. La reacción del mercado fue inmediata.
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El ADR de YPF registró una suba intradía superior al 7%, alcanzando niveles que no se observaban desde hace más de una década.
La correlación entre el 13F y el movimiento del precio valida que los capitales institucionales están respondiendo a señales concretas.
El antecedente de 2024 —cuando el inversor declaró que su interés por Argentina surgió tras el discurso de Javier Milei en Davos— explica el origen de la tesis, pero el regreso de 2026 introduce un matiz: la selectividad. Ya no se trata de comprar los ADR más líquidos, sino de concentrar posiciones en el sector con mayor potencial exportador.
Para la cadena de valor energética, la lectura es directa: los fondos globales están reasignando capital hacia activos argentinos vinculados a la producción y monetización de hidrocarburos.
El movimiento de Druckenmiller no opera como gesto individual sino como referencia para otros administradores de capital. Su trayectoria y vínculos en la política económica estadounidense amplifican la señal.
En términos de mercado, el mensaje es claro: Argentina volvió a ingresar en el mapa de inversión del capital sofisticado, y el sector energético es el eje de esa reconfiguración.
El proyecto Filo Sur, operado por la canadiense Mogotes Metals, confirmó nueva mineralización en el distrito Vicuña, uno de los corredores cupríferos más relevantes de San Juan. El pozo perforado alcanzó 464 metros, con 194 metros efectivamente perforados y analizados.
Desde los 108 metros se identificó una zona continua de mineralización, con una intersección de 86 metros que registró leyes promedio de 0,7% de cobre, 0,55 g/t de oro, 2,7 g/t de plata y 169 ppm de molibdeno.
Los resultados presentan características geológicas consistentes con el sistema epitermal–pórfido observado en Filo del Sol, lo que refuerza la hipótesis de continuidad estructural dentro del distrito.
La compañía continúa perforando en las áreas Luz del Sol y Meseta, ambas dentro del mismo corredor metalogénico donde se ubican proyectos de escala como Filo del Sol, Josemaría, Los Helados y Lunahuasi.
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El avance de Filo Sur confirma que el distrito Vicuña mantiene potencial abierto en profundidad y lateralidad, consolidando a San Juan como la principal jurisdicción cuprífera del país.
La presencia de nuevas mineralizaciones en proyectos operados por compañías junior canadienses amplía la frontera de exploración y sostiene el flujo de inversiones en la etapa temprana del ciclo minero.
La lectura estratégica muestra que la continuidad geológica del distrito fortalece la cartera de cobre de la provincia y anticipa un escenario de mayor actividad exploratoria en los próximos años.
La confirmación de mineralización en Filo Sur se integra a una secuencia de hallazgos recientes en la zona, lo que incrementa la relevancia del corredor Vicuña dentro del mapa minero nacional.
La política tarifaria volvió al centro de la escena económica argentina, aunque esta vez con una particularidad: el debate ya no gira únicamente en torno al déficit fiscal ni al peso de los subsidios sobre las cuentas públicas, sino sobre la capacidad real de los hogares para absorber una nueva ola de aumentos en energía y transporte. El último Reporte de Tarifas y Subsidios del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) ofrece una radiografía clara de ese fenómeno: en mayo de 2026, una familia promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires necesitó $249.834 mensuales para cubrir electricidad, gas, agua y transporte. El monto representa una suba mensual del 17,5% y un incremento interanual del 50%.
Observatorio, la cifra no sólo refleja inflación. Expresa, sobre todo, un cambio profundo en la estructura de financiamiento de los servicios públicos. Desde diciembre de 2023 hasta hoy, la canasta de servicios aumentó 800%, mientras que el índice general de precios acumuló 231%. En otras palabras: las tarifas crecieron más de tres veces por encima de la inflación general.
El corazón del aumento de mayo estuvo en la energía. El gas natural registró un salto del 53,3% respecto de abril, impulsado por la combinación de incrementos tarifarios y el efecto estacional de la llegada del frío. El consumo típico prácticamente se duplicó entre abril y mayo, y la factura acompañó esa dinámica. La electricidad siguió el mismo sendero: el mayor uso residencial y las subas en cargos fijos y variables provocaron un incremento del 37,8%.
El fenómeno marca un cambio de época respecto de la lógica que predominó durante más de una década. Durante años, el sistema energético argentino se sostuvo sobre un esquema de subsidios masivos que desacopló parcialmente las tarifas locales de los costos reales de generación y abastecimiento. La consecuencia fue una reducción artificial del peso de los servicios públicos sobre el ingreso familiar, pero también un crecimiento sostenido del gasto estatal.
Hoy el escenario es inverso. El Estado busca reducir subsidios y trasladar gradualmente los costos al usuario final. Sin embargo, el proceso no es lineal. El informe del IIEP muestra que los subsidios económicos no desaparecieron: mutaron. Los hogares del AMBA todavía pagan, en promedio, apenas el 58% del costo real de los servicios públicos. El 41% restante continúa siendo cubierto por el Estado.
La diferencia respecto de años anteriores radica en la focalización. El antiguo sistema de segmentación fue reemplazado por el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que concentra las bonificaciones sobre determinados consumos y niveles de ingresos. Aun así, el informe destaca que en mayo se aplicaron bonificaciones adicionales: 25% extra sobre el precio mayorista del gas y 10% adicional sobre la energía eléctrica. La asistencia continúa, aunque bajo criterios más restrictivos y con menor cobertura universal.
El problema es que, aun con subsidios parciales, el peso de las tarifas sobre los ingresos volvió a crecer. La canasta de servicios públicos ya equivale al 14,1% del salario promedio registrado. Hace apenas un año representaba 11,6%. La tendencia es todavía más significativa si se observa que el salario promedio permite comprar hoy 7,5 canastas de servicios, frente a las 8,6 que podía cubrir en mayo de 2025.
El deterioro relativo del ingreso disponible no proviene únicamente de la energía. El transporte se consolidó como el principal componente del gasto en servicios públicos: explica el 48% de toda la canasta. El boleto mínimo de colectivo en el AMBA continúa muy por debajo del costo técnico real, pero la brecha comenzó a reducirse de manera acelerada.
Según el IIEP, el costo real del sistema de transporte automotor ya asciende a $1.960 por pasajero transportado, mientras que el boleto mínimo en CABA ronda los $754. Esa diferencia sigue siendo financiada mediante subsidios, aunque cada vez menos. De hecho, el informe proyecta nuevas subas para los próximos meses y advierte que los aumentos más fuertes recaerán sobre los trayectos largos y las secciones tarifarias más altas.
La tensión fiscal explica gran parte de esta dinámica. Los subsidios económicos acumulados a mayo alcanzaron $2,7 billones nominales. En términos reales, el gasto total en subsidios creció 14% interanual. Pero detrás de ese número general aparecen comportamientos muy distintos.
Energía absorbió el 76% de las transferencias y registró un incremento real del 50%. Transporte, en cambio, mostró una caída real del 34%. La razón es clara: el Gobierno decidió priorizar la cobertura del sistema energético ante la presión de los costos internacionales del gas y la electricidad, mientras profundiza el ajuste sobre el transporte urbano.
El informe señala además que las transferencias a CAMMESA crecieron 80% nominal y 38% real, reflejando el mayor costo de generación eléctrica. ENARSA, por su parte, registró una expansión aún más abrupta, con un aumento real superior al 200%, asociado a las importaciones energéticas y la preparación del sistema para el invierno.
Paradójicamente, aunque los subsidios energéticos crecieron este año, el nivel agregado continúa muy por debajo del pico alcanzado durante la crisis energética de 2022. El IIEP calcula que los subsidios acumulados de los últimos doce meses son 60% menores a los observados en diciembre de 2023 y 74% inferiores al máximo registrado en junio de 2022.
Es decir: el Estado sigue subsidiando, pero subsidia menos que antes y de otra manera.
La consecuencia política de ese cambio aparece en la vida cotidiana. La factura energética dejó de ser un gasto marginal para convertirse nuevamente en una variable sensible del presupuesto familiar. El invierno, históricamente subsidiado en Argentina mediante tarifas artificialmente bajas, vuelve a mostrar el verdadero costo de la energía.
A esa presión se suma otro elemento: la creciente desigualdad territorial de las tarifas. El informe revela diferencias de hasta 122 puntos porcentuales entre provincias en materia de electricidad. En gas natural, la dispersión también es significativa debido a diferencias climáticas, regulatorias y logísticas.
En el fondo, la discusión sobre tarifas sintetiza la principal contradicción de la economía argentina contemporánea: cómo ordenar las cuentas públicas sin producir un deterioro social difícil de absorber. El ajuste de subsidios permitió reducir parte del gasto estatal y sostener el equilibrio fiscal, pero trasladó una presión creciente sobre salarios que todavía corren detrás de los precios.
El resultado es un nuevo equilibrio inestable: subsidios más bajos, tarifas más altas y hogares cada vez más expuestos a los costos reales de la energía. El invierno recién empieza.
Gabriel Rodriguez Garrido, director ejecutivo del IPA.
El próximo martes 9 de junio, bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Enmarcada además en el 50° aniversario del IPA®, esta edición pondrá el foco en uno de los grandes desafíos del país: cómo convertir la disponibilidad de recursos energéticos en inversión, industrialización y crecimiento sostenido para la cadena petroquímica argentina.
Consolidada como uno de los principales espacios de encuentro del sector, la Jornada convocará a referentes de empresas líderes, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y autoridades nacionales para debatir sobre competitividad, innovación, disponibilidad de materias primas, infraestructura y condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones industriales.
La jornada
La Jornada del IPA® tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidenta de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien señaló que “tenemos una oportunidad única de convertir nuestros recursos energéticos en desarrollo industrial y generación de valor en Argentina. El desafío es ir más allá de la exportación de commodities y construir, con competitividad, inversión y articulación público-privada, un camino sostenido de crecimiento y empleo”.
Entre los principales paneles y espacios de análisis de esta edición, se destacan:
• “Escenario global 2026: energía, mercados y petroquímica”, con la participación de Pablo Giorgi, de OPIS, una empresa de Dow Jones; quien analizará el contexto internacional, el impacto geopolítico y las oportunidades que se abren para la Argentina en el nuevo escenario energético global.
• “Gas y materias primas: ¿tenemos base competitiva para expandir la petroquímica argentina?”, donde Pablo Popik (Compañía MEGA S.A.) y Juan de Urraza (Transportadora de Gas del Sur -TGS-) debatirán sobre disponibilidad de gas, infraestructura, integración energética y condiciones necesarias para impulsar nuevos desarrollos industriales.
• “Transformación industrial: IA, eficiencia y rentabilidad”, un espacio orientado a presentar casos concretos vinculados a inteligencia artificial, digitalización y mejora de procesos aplicados a la operación industrial.
• “¿Qué necesita la petroquímica para invertir en Argentina hoy?”, conversatorio con el Ing. Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, el cual llevará adelante la presidente de la Jornada Dolores Brizuela (Dow), y estará enfocado en el escenario de inversiones y desarrollo industrial.
Presidente de la Jornada 2026 del IPA® la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow
• “Innovación y articulación tecnológica”, panel dedicado a la interacción entre industria, ciencia y tecnología, con representantes de la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología y del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas), cuya moderación estará a cargo de Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®).
• El tradicional “Panel de CEOs: Decisiones de inversión en Argentina”, que reunirá a Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Marcos Sabelli (Profertil S.A.), Dolores Brizuela (Dow), Micael Sielecki (Petroquímica Cuyo) y Guillermo Petracci (Unipar), con moderación de Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), para debatir sobre competitividad, crecimiento e inversiones para el desarrollo petroquímico argentino.
“El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento para el país”, destacó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido del IPA®.
Agenda
La agenda de la edición 2026 de la Jornada reflejará además temas estratégicos como el agregado de valor local, la eficiencia operativa, la integración de cadenas productivas, la innovación tecnológica y la formación de talento profesional para acompañar la evolución de la industria.
El IPA® invita a empresas, instituciones, universidades, profesionales y actores vinculados al sector energético e industrial a participar de este espacio de intercambio, reflexión y construcción de una agenda común para el desarrollo petroquímico argentino. Para más información e inscripciones acceder al siguiente linko consultas al email ipainfo@ipa.org.ar
El próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva
Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, reunirá a referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.
El Congreso apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad. Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.
Actividad industrial
“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva, un espacio integrado por especialistas en desarrollo productivo, con experiencia en gestión pública, sector privado y análisis económico.
Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC; Matías Kulfas, ex Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4, empresa de bioetanol de Río Cuarto; Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR; Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.
“Este encuentro está pensado como una invitación abierta a participar de una conversación prioritaria. Convocamos a empresarios, trabajadores, funcionarios, investigadores, estudiantes, periodistas y referentes sociales que entienden que discutir desarrollo productivo es debatir las bases materiales del crecimiento, la inclusión y la integración territorial del país”, aporta Martín Alfie, otro de los fundadores de Misión Productiva, una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.
Congreso sobre desarrollo productivo
El Congreso se propone como espacio de encuentro sobre la base de tres pilares fundamentales del desarrollo productivo nacional: una mirada estratégica, que aporte una perspectiva de largo plazo sobre el desarrollo productivo argentino con foco en competitividad e inversión; la articulación de actores, que favorezca el diálogo entre el sector público, privado, sindical y académico para construir consensos; y una agenda pública, que contribuya a la elaboración de propuestas concretas con proyección en la agenda política y económica.
Para consultar la agenda y obtener más información sobre el Congreso, ingresar aquí.
Autoridades nacionales, y provinciales de Santa Cruz, recorrieron las obras de construcción de las hidroeléctricas Cóndor Cliff y La Barrancosa (ex Presidente Néstor Kirchner y Gobernador Jorge Cepernic) en medio de la reorganización administrativa del proyecto y la expectativa por la recuperación del empleo en esa provincia.
Las obras, que cuentan con financiamiento de China desde el momento de su licitación, estuvieron paralizadas desde el 2024, pocos meses después del cambio de gobierno nacional. Tras arduas negociaciones con el consorcio adjudicatario (Gezhouba Group, Eling, Hidrocuyo) en marzo se firmó la Adenda 12 entre las partes, y se encaró la reactivación.
Las obras de las represas sobre el río Santa Cruz volvieron a ocupar un lugar central en la agenda energética nacional, señaló el gobierno provincial. Durante el domingo y lunes (17 y 18 de mayo), los funcionarios realizaron una recorrida técnica por el complejo hidroeléctrico, en el marco del proceso de reactivación de los trabajos y de la nueva estructura administrativa del proyecto.
La visita incluyó inspecciones en distintos sectores de obra, recorridos por los campamentos y reuniones técnicas vinculadas al avance del emprendimiento, considerado estratégico tanto para el sistema energético argentino como para el desarrollo económico de la provincia.
La suma de ambas hidroeléctricas implicará un aporte de 1.310 MW de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional. Tienen diferente grado de avance: 40 % en el caso de La Barrancosa y 20 % en Condor Cliff, aproximadamente.
La firma de la Adenda 12 destrabó un desembolso estimado en 150 millones de dólares aportados por los bancos chinos, proyectando la reincorporación paulatina de más de 1.500 trabajadores locales, post invierno.
La recorrida se desarrolló en un contexto de modificaciones institucionales impulsadas por el Gobierno Nacional. Según la nueva normativa, las represas dejarán de depender de ENARSA y pasarán a estar bajo la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía de la Nación, que asumirá el rol de comitente de la obra.
Por parte del Gobierno provincial participaron el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Estado de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.
La comitiva nacional estuvo encabezada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; representantes de ENARSA y de la Universidad Nacional de La Plata.
Jaime Álvarez destacó el impacto laboral y energético del proyecto
Durante la recorrida, el ministro Álvarez remarcó la importancia de sostener proyectos estratégicos para Santa Cruz y enfatizó la necesidad de garantizar la contratación de trabajadores santacruceños mediante la aplicación de la Ley 90/10.
“El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, sostuvo el funcionario al referirse a la recuperación de puestos laborales vinculados a la obra.
Álvarez también señaló que la continuidad de las represas es posible gracias al acuerdo de financiamiento entre el Estado Nacional y la República Popular China, y valoró las gestiones para superar el conflicto económico entre ENARSA y la UTE responsable del proyecto.
Desde el Gobierno de Santa Cruz subrayaron que la continuidad de Cóndor Cliff y La Barrancosa representa una obra estratégica por su aporte futuro a la matriz energética nacional y por el impacto económico que tendrá en la provincia.
El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al paquete de medidas en materia energética que el Gobierno nacional envió al Congreso, que incluye la eliminación del régimen de zona fría para un gran número de habitantes del territorio bonaerense usuarios de gas.
En conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Esta es una ley que busca, una vez más, pegarle fuerte no al Gobierno provincial sino a todos los bonaerenses, porque casi el 40 % de los beneficiarios actuales de este régimen son de nuestra provincia”.
Ghioni explicó que “La modificación que proponen implica menos usuarios y también menos subsidios, porque con esta modificación cambia un criterio básico: antes se subsidiaba el 50 % de la factura total, y ahora sólo se subsidiaría el 50 % de una parte que corresponde únicamente al precio del gas. Esto implica que quedarán excluidos de ese subsidio componentes como transporte, distribución e impuestos”.
Teófilo Lacroze asumió la conducción de Meitner Energy.
Un alto ejecutivo de extensa trayectoria en Shell en América latina, asumió la conducción de las operaciones en el país de Meitner Energy, la compañía que esta desarrollando el reactor nuclear ACR-300 y que tiene entre sus accionistas minoritarios a INVAP. Se trata de Teófilo Lacroze, ex presidente de Shell y Raízen en la Argentina, que entró en funciones el cargo en abril, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.
En lo formal, Lacroze asumió como CEO de Meitner Enegy, empresa constituida en EE.UU. entre Black River Technology (filial de INVAP en EE.UU.) y Ansari Group, que está diseñando la ingeniería de un reactor modular pequeño (SMR) de 300 MW de potencia eléctrica. Meitner es, a su vez, propietaria de la patente del reactor.
La filial de Meitner en la Argentina lleva cerca de dos años trabajando el desarrollo del proyecto, que se encuentra en una etapa de validación de la viabilidad conceptual del diseño, con algo más de 120 profesionales contratados.
La intención es construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. Precisamente, el flamante CEO de la empresa visitó a mediados de abril el complejo nuclear de Atucha, en donde exploran la oportunidad de construcción.
Lacroze liderará el diseño del proyecto ACR-300
Teófilo Lacroze viene de concluir una carrera de casi 30 años en Shell. Fue presidente de Shell Argentina y Vicepresidente de M&A Upstream de la empresa entre 2015 y 2018. Luego asumió como presidente y CEO de Raízen Argentina. En los últimos años se desempeñó como titular del área de Downstream & Mobility para Brasil, Argentina y Paraguay en Raízen, cargo que dejó en junio de 2025.
Egresado de la Universidad de San Andrés y con un MBA en la Universidad de Cambridge, Lacroze ingresó a Shell Argentina en 1996. Estuvo desde el inicio de la conformación de Raízen, un joint venture entre el grupo brasileño Cosán y Shell creada en 2011. Lacroze trabajó once años en Brasil antes de regresar a la Argentina para asumir la presidencia de Shell.
Como publicó EconoJournal, Raízen está en el proceso final de la venta de los activos que tiene en la Argentina a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano. Entre esos activos destacan la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell.
Guyana ya produce unos 900 mil barriles diarios de petróleo.
El PBI per cápita de Guyana en 2015 era de US$5640, similar al de otros países de ingresos medio-bajos como Ecuador y Paraguay, según cifras del Banco Mundial. En 2024, en cambio, ese indicador supera los US$33.000, apenas por debajo de Italia o Corea del Sur. Ese salto brutal en los ingresos de esta pequeña nación de América del Sur se explica por el descubrimiento de petróleo offshore que anunció ExxonMobil en mayo de 2015. La petrolera estadounidense logró reposicionarse de la mano de ese crudo, pero Guyana no pudo capitalizar sus recursos de la misma manera.
Cuando ExxonMobil extrae petróleo offshore, toda esa producción suma al PBI de Guyana, pero buena parte de las ganancias luego son giradas al exterior y el Estado captura solo una porción muy pequeña de la renta.
Fuente: Banco Mundial.
El descubrimiento de ExxonMobil
Guyana es un pequeño país costero con unos 800.000 habitantes que durante mucho tiempo figuró entre las naciones más pobres del continente americano. Su nombre significa «tierra de muchas aguas» en la lengua de los Warrau, una tribu indígena de la región. Durante siglos, estuvo bajo el control de diversas potencias europeas que explotaron continuamente su riqueza natural, apropiándose de sus recursos. Por allí pasaron españoles, holandeses, franceses y británicos.
Aproximadamente el 85% de la superficie total del país está cubierta por bosques tropicales primarios, con una de las tasas de deforestación más bajas del mundo. Hasta 2015, sus principales exportaciones eran oro, bauxita, azúcar, arroz, madera y productos del mar, pero el petróleo lo cambió todo.
ExxonMobil inició en 2008 su campaña de exploración de petróleo y gas en aguas guyanesas. El 1 de mayo de 2015 la compañía anunció junto con sus socios Hess Corporation y la china CNOOC un descubrimiento significativo de petróleo en el bloque Stabroek, puntualmente en el pozo Liza-1, a 190 kilómetros de la costa. Luego se realizaron más de 30 hallazgos adicionales y se estima que hay unos 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable.
ExxonMobil realizó la primera extracción de crudo el 20 de diciembre de 2019 desde su buque Liza Destiny y desde entonces la producción no ha parado de crecer. Se estima que actualmente el consorcio extrae unos 900 mil barriles diarios de los yacimientos offshore Liza Phase 1, Liza Phase 2, Payara y Yellowtail. A su vez, se espera que los Uaru, Whiptail, Hammerhead y Longtail entren en producción de manera escalonada entre fines de este año y 2030, lo que elevaría la producción total a 1,7 millones de barriles diarios para ese último año.
Buque Liza Destiny.
La economía de Guyana se disparó de la mano del petróleo. Según el World Economic Outlook del Fondo Monetario Internacional, en 2020 creció un 43,5%, en 2021 un 20,1% y en 2022 alcanzó el record con un 63,3%. Luego se fue estabilizando en valores menores, pero siempre de dos dígitos. En 2025 trepó un 19,3% combinando 6 años consecutivos de expansión y para 2026 el organismo multilateral proyecta un 16,2%, el mayor crecimiento de todo el continente. Pese a ello, Guyana captura solo una pequeña porción de los beneficios petroleros debido a un polémico acuerdo de reparto de ingresos firmado con ExxonMobil en 2016.
Fuente: World Economic Outlook del FMI, abril de 2026.
Acuerdo polémico para el desarrollo petrolero
Los términos de producción de petróleo y participación en las ganancias se establecieron en un Acuerdo Petrolero firmado en 2016 por el gobierno de Guyana con el consorcio integrado por ExxonMobil, Hess Corporation –desde 2025 controlada por Chevron– y la china CNOOC. ExxonMobil controla el 45% de la sociedad y es el operador, Hess tiene un 30% y CNOOC el 25% restante.
El acuerdo establece que antes de repartir ganancias, Guyana recibe una regalía del 2% sobre la producción bruta de petróleo, una cifra muy baja comparada con los estándares internacionales. Por ejemplo, Brasil cobra en sus áreas offshore entre 5% y 15%, según el contrato de campo, mientras que en los países africanos suele oscilar entre 5% y 20%
Después de pagar regalías, el contrato permite que el consorcio se quede con hasta el 75% de la producción restante para recuperar costos de exploración, operación, infraestructura, perforación, etc. (cost oil). Por último, el contrato establece que el llamado “petróleo de beneficio” —es decir, el volumen restante una vez extraído y vendido el crudo y descontados los costos operativos y de inversión— se reparte en partes iguales entre Guyana y el consorcio petrolero.
Otro punto polémico es que las petroleras quedaron exentas del pago de cualquier obligación tributaria durante la vigencia del tratado que se extiende por 20 años de producción, con la opción de renovación por 10 años más. Además, el acuerdo incluye cláusulas de libre convertibilidad y libre transferencia de divisas.
El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) calificó en mayo de 2022 al acuerdo como “one-sided” –por el marcado desequilibrio a favor de una de las partes– y señaló que las petroleras recibían cerca del 85,5% de los ingresos del proyecto frente a apenas 14,5% para Guyana en los primeros años.
Incluso el FMI había advertido en un informe de 2017, citado por la agencia Bloomberg, que los términos del contrato eran “relativamente favorables para los inversionistas según los estándares internacionales”.
El presidente de Guyana, Irfaan Ali, también reconoció ante Financial Times en junio de 2024 que el acuerdo favorece a Exxon, pero no ha buscado una renegociación. «El tamaño de Exxon, en términos de la economía, demuestra que simplemente no se podía modificar el contrato. Tendría implicaciones legales y paralizaría a todo el sector«, aseguró.
Si bien el acuerdo firmado por Guyana se trató de un contrato petrolero específico negociado bilateralmente con un consorcio liderado por Exxon para un yacimiento offshore concreto, la comparación con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por Javier Milei es inevitable porque ambos esquemas comparten una lógica similar: ofrecer condiciones excepcionales de estabilidad, beneficios fiscales y facilidades cambiarias para atraer inversiones de gran escala en sectores extractivos.
El Fondo Soberano Petrolero
Pese a lo poco que le queda de la producción petrolera, la cifra igual es significativa para una economía pequeña como la de Guyana. Por ese motivo, en 2019 se creó un Fondo Soberano Petrolero (Natural Resource Fund) que tiene como función gestionar las regalías y el porcentaje de las ganancias que le corresponden al Estado.
El NRF buscó tres objetivos: estabilizar la economía frente a la volatilidad petrolera; ahorrar parte de la renta para futuras generaciones y evitar que todo el dinero entre de golpe a la economía y produzca desequilibrios (“mal holandés”).
El fondo está inspirado en modelos como el Government Pension Fund de Noruega, aunque a una escala y con una institucionalidad muy distintas.
Los recursos del fondo se depositan principalmente en cuentas del exterior administradas por el Bank of Guyana. El dinero luego puede transferirse gradualmente al gobierno según reglas establecidas por ley.
El gobierno de Irfaan Ali eliminó en 2021 varios mecanismos de supervisión y control creados por la norma original. De hecho, existía un comité independiente de supervisión con representantes de sociedad civil, sindicatos, sector privado, organizaciones religiosas y expertos con perfil técnico que debían monitorear retiros de fondos y cumplimiento de reglas, pero la reforma de 2021 lo suprimió, dándole muchísimo peso al ministro de Finanzas en autorización de retiros, administración, reportes y supervisión operativa. La oposición denunció entonces que eso convertía el NRF en una “cuenta controlada por el gobierno” más que en un fondo soberano independiente.
La red local de proveedores
El desarrollo petrolero se produjo tan rápido y a una escala tan grande que el país no tenía, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, una red de proveedores en condiciones de dar respuesta a las necesidades de la industria. El gobierno de Guyana comenzó entonces a diseñar un régimen para el desarrollo local asociado a la explotación hidrocarburífera.
En febrero de 2021, las autoridades elaboraron una política de contenido local y ese mismo año el Parlamento aprobó la Ley Nº 18 de Contenido Local para implementar esa política. La norma estableció un mecanismo para priorizar a los ciudadanos y empresas guyanesas en la adquisición de bienes y servicios para el fortalecimiento de la cadena de valor del sector petrolero. Se exigió a todos los actores extranjeros, incluidos subcontratistas, licenciatarios y contratistas, que implementen medidas de contenido local como parte integral de sus operaciones.
Exxon informó en septiembre del año pasado a través de un comunicado que 6200 guyaneses trabajaban para la compañía y sus contratistas, lo que representa el 70% de su fuerza laboral. Sin embargo, diversos analistas afirman que los contratos más sofisticados siguen en manos extranjeras, muchos proveedores locales actúan solo como intermediarios, y el país todavía depende enormemente de insumos y servicios importados.
El enigma de la pobreza
Diversos informes periodísticos y académicos han destacado en los últimos años el acelerado crecimiento económico del país, puntualmente de Georgetown. La mayor actividad se observa en la construcción de edificios, rutas, viviendas y hoteles, mejora de los servicios portuarios, financieros y de las redes de telecomunicaciones.
La petrolera Exxon se ha convertido además en un actor cada vez más importante. Patrocina al equipo de críquet Guyana Amazon Warriors, ha donado dinero para programas universitarios, ambientales y comunitarios a través de ExxonMobil Foundation y se ha transformado en una figura omnipresente en el país a través de diversas campañas publicitarias que destacan el impulso que le ha dado la producción petrolera a la economía. Incluso en enero de 2020 se inauguró una exposición sobre petróleo en el Museo Nacional de Guyana que incluye una muestra del primer petróleo que ExxonMobil extrajo de las profundidades el 20 de diciembre de 2019.
Rod Henson, el principal ejecutivo de ExxonMobil en Guyana durante la etapa inicial del desarrollo petrolero offshore, posa con la remera del equipo de críquet Guyana Amazon Warriors.
Pese a ello, asociaciones de la sociedad civil, sindicatos y políticos opositores advierten que la riqueza generada por la bonanza petrolera de Exxon no beneficia a la población en general y permanece concentrada en pocas manos.
Un dato llamativo es que no hay cifras actualizadas de pobreza. Los últimos datos son de 2019, justo el año donde comenzó la explotación petrolera, y muestran una tasa del 48,3% con la que sigue trabajando el Banco Mundial. “No se dispone de datos recientes sobre la reducción de la pobreza”, puede leerse en la web del organismo multilateral respecto de Guyana.
El ministro de Cohesión Social, George Norton; el gerente nacional de ExxonMobil, Rod Henson, y el Director del Departamento de Energía, Mark Bynoe, en el lanzamiento de la exposición de petróleo en el Museo Nacional de Guyana en enero de 2020.
El gobierno guyanés afirma que esa cifra de pobreza no refleja la situación actual, pero tampoco se ha preocupado por actualizarla. Desde la oposición sostienen que no hay interés en hacerlo porque los nuevos datos podrían mostrar que sigue siendo alta pese al boom petrolero. El oficialismo responde simplemente que la estadística no se actualizó porque requiere encuestas de hogares muy complejas y costosas.
De lo que no hay dudas es del impacto positivo que provocó en ExxonMobil el descubrimiento de petróleo en las costas de Guyana. Si bien la compañía no reporta Guyana como una unidad financiera separada dentro de sus balances globales, Reuters informó en junio del año pasado que ExxonMobil registró ganancias ajustadas totales de US$33.460 millones en 2024, de los cuales US$4.700 millones provinieron de Guyana, una cifra sorprendente si se toma en cuenta que recién en 2019 comenzó a producir crudo en ese pequeño país.
La empresa petrolera Tango, con sede en Cipolletti y la única con todas sus operaciones en Río Negro, anunció el inicio de un ambicioso proyecto en la formación Vaca Muerta dentro de la provincia.
Su presidente, el ingeniero Pablo Iuliano, con experiencia en desarrollos no convencionales como Loma Campana y Tecpetrol, explicó que la compañía comenzará perforaciones en tres áreas estratégicas: Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada. El plan piloto contempla la perforación de cuatro pozos, con una inversión inicial de 66 millones de dólares otorgada por la provincia mediante el Decreto 509/26.
En detalle, en Charco del Palenque se realizarán dos pozos horizontales de aproximadamente 2.800 metros. En las otras dos áreas, se prevé primero la perforación de pozos verticales para obtener información geológica, que luego serán horizontalizados para probar la producción de shale oil.
Aunque el inicio oficial de las perforaciones está pautado para 2027, Tango trabaja para adelantarlo a mediados de 2026, comenzando por Charco del Palenque. Actualmente, la empresa cuenta con cerca de 400 empleados, de los cuales 250 se desempeñan en el área petrolera próxima a Catriel.
Sobre el potencial regional, Iuliano destacó: “Conocemos muy bien la geología del lugar, el subsuelo de la zona”, y recordó que Entre Lomas posee alrededor de mil pozos que han atravesado Vaca Muerta para explotar objetivos convencionales más profundos.
Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y en caso de que los resultados sean positivos, Tango estima que podría desarrollar un inventario de hasta 120 pozos en las zonas reconvertidas. La empresa posee el 50% de los derechos de explotación, mientras que el otro 50% está en manos de Vista Energy.
El éxito del piloto abriría la puerta a una inversión mucho mayor. Se proyecta perforar entre 130 y 140 pozos para alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios, destinada principalmente a la exportación. Esta etapa de desarrollo demandaría más de 1.000 millones de dólares durante la vida útil del proyecto.
El ritmo anual previsto para sostener esa producción es una inversión entre 200 y 250 millones de dólares, con el crudo destinado a ser transportado por el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que conecta la zona con Punta Colorada y que entrará en servicio a fines de 2026.
Respecto a financiamiento, Iuliano adelantó que el tamaño del proyecto permitirá presentar una propuesta en el Régimen de Inversiones en Gas y Energía (RIGI), considerado clave para la viabilidad económica.
El presidente de Tango resaltó la identidad local de la empresa: “Estamos comprometidos con el desarrollo tanto de Neuquén como de Río Negro y, para nosotros, es muy importante poder generar valor en el lugar donde vivimos, cerca de las localidades donde vivimos.
”Además, Tango sostiene su producción convencional en Río Negro, con cinco concesiones que generan alrededor de 7.000 barriles diarios. Este flujo de caja es fundamental para financiar el proyecto shale. El plan para estos yacimientos incluye la perforación de 15 pozos nuevos, 65 trabajos de mantenimiento y 4 conversiones entre 2025 y 2031, con una inversión estimada de 20 millones de dólares.
La empresa petrolera PECOM avanza con su expansión en la Cuenca del Golfo San Jorge y confirmó que próximamente comenzará a operar en el yacimiento Manantiales Behr. En ese marco, representantes de la compañía mantuvieron una reunión con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, para presentar el plan de trabajo e inversiones previstas en la región.
El encuentro contó con la presencia del director de Relaciones Institucionales de PECOM, Federico Monarca; la referente local del área, Roxana Sandoval; y Jorge López Kessler director de Upstream de la operadora petrolera.
En ese marco, Othar Macharashvili indicó que los representantes de PECOM “nos presentaron sus planes a futuro en la región”, al tiempo que sostuvo que “la idea es trabajar en conjunto para fortalecer el vínculo con la empresa, tanto desde lo energético como en su relación con la ciudad. En ese sentido, tal como hicimos con otras operadoras, les solicitamos soporte y colaboración con todo lo relacionado al Cerro Hermitte”.
Por su parte, Federico Monarca, señaló que “le brindamos detalles al intendente acerca de nuestros planes, teniendo en cuenta la novedad relevante de que estamos próximos a desembarcar en Manantiales Behr, lo que es una muy buena noticia para la compañía. Mientras tanto, estamos trabajando en El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido-Campamento Central”.
En esa línea, afirmó que, durante el encuentro, “pudimos repasar un poco los planes del año, tanto para las áreas en las que ya estamos, como las ideas que proyectamos en lo que respecta a desarrollo e inversiones para Manantiales Behr, una vez que podamos concretar el ingreso. Estamos muy contentos con la posibilidad de aumentar nuestra escala y crecer; nuestro modelo está dando resultados en El Trébol, donde la producción está creciendo”.
“Las expectativas son positivas, tanto para las áreas que ya operamos, donde creemos que vamos a terminar el año con un incremento de la producción del 20% respecto del nivel que teníamos cuando las tomamos, como en Manantiales Behr”, expuso.
Finalmente, Monarca puso en valor la relación con el Ejecutivo local, ya que “tenemos una mesa de trabajo permanente, con una agenda abierta para ir planteando los temas que van surgiendo”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las obras de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, que avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local y al internacional.
Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.
La primera fase del proyecto en ejecución contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.
La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.
Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo, reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados, destacó YPF.
Las empresas Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y GeoPark presentaron formalmente la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el fin de desarrollar un ambicioso proyecto no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa contempla una inversión superior a 1.000 millones de dólares para transformar dos áreas clave de la Cuenca Neuquina.
El plan está enfocado en las zonas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde se prevé establecer un nuevo polo de producción de petróleo shale. Según los datos oficiales, la meta es aumentar la producción actual desde 1.500 barriles diarios a 20.000 barriles diarios en un plazo aproximado de tres años, multiplicando por diez la extracción en estas áreas.
Para llevar adelante este desarrollo, GeoPark propone un esquema conjunto de operación mediante un Vehículo de Proyecto Único (VPU) que integrará ambas zonas, buscando optimizar la producción y la gestión de recursos.
Este megaproyecto se suma a la oleada de inversiones energéticas que se están impulsando en Neuquén, fortaleciendo la posición de Vaca Muerta como uno de los principales centros mundiales para la producción de hidrocarburos no convencionales.
Guillermo Savasta, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, destacó el respaldo privado al modelo de inversiones provincial: “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”.
Asimismo, resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones como un mecanismo fundamental para potenciar el desarrollo energético regional: “El RIGI se presenta como herramienta clave para consolidar inversiones y transformar recursos de Vaca Muerta en mayor producción, más infraestructura y un desarrollo regional sostenido”.
Actualmente, GyP cumple un rol estratégico como socio del sector privado, facilitando inversiones y gestionando los derechos hidrocarburíferos provinciales. Desde el gobierno de Neuquén, reiteraron su compromiso con la promoción y estabilidad fiscal para continuar impulsando proyectos vinculados tanto al petróleo como al gas en la región.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó la inversión más grande dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por US$25.000 millones. La inversión será destinada al desarrollo de Vaca Muerta y generará más de US$100.000 millones en exportaciones.
“Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, señaló Marín en sus redes.
El ejecutivo explicó que el proyecto LLL Oil es “el programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina” y, a su vez, el de mayor inversión presentado bajo el RIGI.
PRESENTAMOS UN NUEVO RIGI POR 25 MIL MILLONES DE DÓLARES
En toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones.
Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca… pic.twitter.com/nGqjZTwc2S
La iniciativa prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
Desde la petrolera detallaron que el LLL Oil generará exportaciones por alrededor de US$6.000 millones anuales hacia 2032 y creará 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo.
“Es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial“.
La compañía estatal destacó el potencial del RIGI y lo catalogó como “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.
“Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, indicó Marín.
Actualmente, la herramienta reglamentada por el Gobierno presenta 16 proyectos aprobados, que suman casi US$33.000 millones, y tiene otros 20 en evaluación, los cuales deberán ser aprobados por el Comité Evaluador para su entrada en vigencia.
Argentina busca alianza con Chile para “alcanzar una verdadera integración energética”, destacó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa tras la reunión que mantuvo el jefe del Estado provincial neuquino en la ciudad de Buenos Aires con la titular del Ministerio de Energía del país trasandino, Ximena Rincón.
La mesa de trabajo de ambos funcionarios tuvo lugar en la Embajada de Chile en Buenos Aires, donde dialogaron sobre acciones conjuntas que deben llevar adelante ambos países en dicha materia; para lo cual “podemos brindar seguridad energética al Cono Sur”, sostuvoFigueroa.
“Me reuní en la Embajada de Chile en Buenos Aires con la ministra de Energía del país vecino, Ximena Rincón, para conversar sobre las acciones que debemos impulsar para alcanzar una verdadera integración energética entre ambos países”, contó en X el gobernador neuquino.
“Chile tiene, a pocos kilómetros de su frontera, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo”, continuó y aseguró que “ese potencial es clave para fortalecer la seguridad energética, reducir costos y ganar competitividad frente al mundo.”
Por eso, “agradezco al embajador de Chile en Argentina, Gonzalo Uriarte, por abrirnos las puertas para seguir trabajando unidos en este destino común que comparte la Patagonia argentino-chilena”.
YPF presentó un programa de inversión de USD 25.000 millones para el período 2026–2031 orientado a expandir la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, reforzar la infraestructura asociada y sostener un flujo creciente de exportaciones.
El anuncio se inscribe en un ciclo de mayor actividad en los bloques de mayor productividad y en un contexto de precios internacionales que permiten acelerar proyectos de escala.
El plan se apoya en la continuidad operativa de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, donde la compañía concentra la mayor parte de su producción shale. La estrategia incluye un incremento del ritmo de perforación y completación, con pozos horizontales de alta productividad y pad drilling intensivo.
Este esquema exige inversiones crecientes en instalaciones de superficie, sistemas de manejo de agua y arenas, caminos internos, energía eléctrica en yacimientos y ampliación de plantas de tratamiento.
La ejecución del programa requiere infraestructura midstream adicional. La saturación de los oleoductos actuales y la necesidad de ampliar la capacidad de transporte hacia Chile y hacia los puertos del Atlántico condicionan la posibilidad de sostener un aumento de producción.
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En gas, la continuidad de las obras vinculadas al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y la integración con los sistemas de transporte existentes son determinantes para habilitar volúmenes incrementales y asegurar capacidad firme para industrias y exportación.
El horizonte 2031 planteado por la conducción de YPF implica un ciclo de inversión sostenido que demanda estabilidad normativa, reglas claras para exportaciones incrementales y mecanismos que permitan atraer capital privado a proyectos de infraestructura.
La escala del programa posiciona a Vaca Muerta como un vector central de generación de divisas, con impacto directo en regalías provinciales, actividad de servicios petroleros y demanda de equipamiento industrial.
El incremento de producción previsto exige una expansión coordinada de la logística regional. La mayor actividad perforatoria requiere disponibilidad de equipos, insumos críticos, transporte especializado y capacidad de procesamiento en superficie.
La articulación entre operadores, proveedores y provincias es un componente clave para sostener el ritmo operativo y evitar cuellos de botella en etapas de perforación, completación y evacuación de hidrocarburos.
La lectura sistémica muestra que el plan de USD 25.000 millones modifica la escala operativa del shale argentino. Integra upstream, midstream y logística en un esquema de expansión continua condicionado por la disponibilidad de infraestructura y por la capacidad de sostener un marco operativo que permita convertir recursos en producción exportable.
La magnitud del programa posiciona a Vaca Muerta como plataforma estructural de generación de divisas para la próxima década.
GeoPark presentó su solicitud formal para incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de ampliar su programa de perforación y completación en los bloques que opera en Vaca Muerta.
La compañía busca consolidar un plan de expansión que requiere importación de equipos, financiamiento externo y estabilidad fiscal para proyectos de mediano y largo plazo.
El operador controla áreas en la ventana de petróleo de Neuquén y necesita incrementar su capacidad de perforación y fractura para sostener una curva de producción creciente. El ingreso al RIGI habilita amortización acelerada, acceso a divisas para repago de deuda, importación de bienes de capital sin aranceles y un marco de estabilidad tributaria que reduce el costo financiero del CAPEX.
Estos elementos son determinantes para escalar actividad en un contexto de competencia por servicios y equipos en la cuenca.
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La expansión de GeoPark depende de la disponibilidad de infraestructura de evacuación. El sistema de oleoductos del norte patagónico opera con altos niveles de utilización y la ampliación de Oldelval es un componente crítico para absorber nuevos volúmenes. La coordinación con OTASA y con los sistemas de transporte eléctrico en los bloques define la capacidad de sostener mayor actividad sin generar restricciones operativas.
El RIGI opera como instrumento relevante para proyectos que requieren equipamiento importado y financiamiento en moneda extranjera. Para Neuquén, la incorporación de GeoPark implica mayor demanda de servicios, presión sobre infraestructura eléctrica y necesidad de asegurar capacidad firme en oleoductos.
Para Nación, representa una señal de validación del régimen por parte de un operador regional con presencia en varios países y experiencia en desarrollos no convencionales.
La decisión de GeoPark se inscribe en un escenario donde las operadoras ajustan sus planes de inversión en función de la disponibilidad de infraestructura, del precio internacional del crudo y de la capacidad del régimen para reducir costos de capital. La aprobación del ingreso al RIGI será determinante para la escala final del programa de perforación y para la velocidad de desarrollo de los bloques que la compañía opera en Vaca Muerta.
El relevamiento de la consultora MAP Latam identifica un portafolio de USD 170.000 millones en proyectos productivos con ejecución o fecha cierta de inicio hasta 2031. El estudio registra 1.750 iniciativas en distintas etapas de madurez y 140 proyectos con presupuestos individuales superiores a los USD 100 millones, lo que permite dimensionar la escala del pipeline privado que opera en paralelo a los regímenes de promoción vigentes.
La cifra no proviene de documentación oficial, pero constituye la estimación privada más amplia disponible y se integra como referencia para la lectura sectorial y territorial del flujo inversor.
El análisis sectorial muestra una concentración estructural: el 61% de los proyectos corresponde a energía, porcentaje que asciende al 75% al incorporar otras fuentes energéticas. La minería —particularmente cobre y litio— completa el núcleo del portafolio, con iniciativas que compiten en mercados globales y que requieren ingeniería avanzada, infraestructura logística y capacidad energética firme.
La composición confirma que el ciclo inversor argentino continúa anclado en recursos naturales y en cadenas de valor intensivas en capital, con alta dependencia de permisos ambientales, servidumbres, transporte especializado y equipamiento importado.
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La distribución territorial del portafolio privado replica esta lógica. La Patagonia y la zona cordillerana concentran la mayor parte de los proyectos de gran escala, con Neuquén, San Juan y Catamarca como nodos principales.
La simultaneidad de obras proyectadas en estas regiones introduce tensiones sobre rutas troncales, capacidad portuaria, disponibilidad de energía y logística de equipos, lo que condiciona la velocidad real de ejecución.
En contraste, Córdoba registra una participación del 0,1% en el flujo total, en línea con el proceso de reconversión de su industria metalmecánica y con la ausencia de proyectos energéticos o mineros de gran escala en su territorio.
El informe identifica además que el RIGI operó como un acelerador para decisiones de inversión latentes en sectores estratégicos, al ofrecer previsibilidad fiscal y regulatoria en un contexto de estabilización macroeconómica. Esta dinámica no explica el portafolio completo, pero sí contribuye a la activación de proyectos con ingeniería avanzada o permisos ya obtenidos.
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La coexistencia entre el pipeline privado y los regímenes de promoción vigentes configura un escenario donde la capacidad de absorción provincial, la infraestructura disponible y la coordinación institucional determinan la materialización efectiva de los desembolsos.
La magnitud del portafolio relevado sugiere un cambio de escala en el mapa productivo, laboral y logístico del país, condicionado por la disponibilidad de infraestructura crítica, la secuencia de permisos y la capacidad de ejecución de cada jurisdicción.
La información de MAP Latam se integra así como insumo para la lectura de inversiones de gran escala, en un contexto donde la trazabilidad regulatoria y la infraestructura territorial definen la viabilidad real del flujo proyectado hasta 2031.
Canadá alertó que la suba sostenida del precio del crudo y la depreciación global del dólar amplifican la vulnerabilidad de países con déficit de combustibles medios, como Argentina.
El informe internacional señala que el encarecimiento del gasoil importado —referenciado en Rotterdam— impacta directamente en costos logísticos y en la estabilidad fiscal de economías con precios internos regulados.
Argentina mantiene una estructura de refinación dependiente de crudos pesados en declino (Golfo San Jorge, Cuyana, Austral) y no puede sustituirlos con shale oil liviano de Vaca Muerta, que rinde más nafta y menos gasoil.
En ese contexto, el petróleo caro eleva el costo de importación y el dólar débil reduce la capacidad de amortiguación cambiaria, generando presión simultánea sobre inflación y balanza energética.
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La advertencia canadiense subraya que el riesgo no es solo de precios, sino de composición del crudo: la matriz argentina produce petróleo liviano y necesita gasoil pesado.
La brecha estructural obliga a importar volúmenes crecientes en los picos de demanda del agro y del transporte, justo cuando el precio internacional se dispara.
La combinación de petróleo caro y dólar débil tensiona la estrategia de estabilidad cambiaria y expone la fragilidad del sistema de combustibles.
La dependencia del gasoil importado deja a Argentina vulnerable ante shocks externos y confirma que la transición energética requiere resolver primero la ecuación de densidad y refino antes de avanzar hacia sustitución total.
Argentina y Chile retomaron la agenda de integración energética y trabajan en un esquema bilateral que combina exportaciones de gas de Vaca Muerta con la posibilidad de vincular generación renovable argentina a la demanda eléctrica de la minería chilena.
El diálogo se centra en habilitar contratos de suministro firmes y en coordinar infraestructura de transporte para gas y electricidad en los pasos cordilleranos.
La exportación de gas hacia Chile opera hoy con volúmenes interrumpibles a través de GasAndes y NorAndino. Para establecer contratos firmes, Argentina requiere completar el segundo tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y asegurar capacidad de transporte desde la cuenca neuquina hacia los puntos de interconexión.
Chile evalúa el gas argentino como alternativa competitiva frente al LNG importado y como complemento para estabilizar su matriz eléctrica, que tiene alta participación renovable.
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La minería chilena demanda energía firme y estable para sus operaciones en el norte del país. La posibilidad de integrar renovables argentinas —particularmente proyectos solares del NOA con capacidad ociosa por restricciones de transporte— forma parte de la agenda técnica.
La coordinación regulatoria entre ENARGAS, CAMMESA y la Comisión Nacional de Energía de Chile es un componente central para definir condiciones de despacho, precios y capacidad de intercambio.
El avance del acuerdo depende de la disponibilidad de infraestructura, de la definición de reglas para exportaciones firmes y de la capacidad de ambos países para articular marcos regulatorios compatibles. Para Argentina, la integración permite monetizar excedentes de gas y mejorar la utilización de renovables.
Para Chile, ofrece una fuente de energía firme para su sistema eléctrico y para la minería del cobre, que concentra la mayor parte de la demanda industrial del país.
La negociación bilateral se inscribe en un escenario donde la región busca reemplazar el declive del gas boliviano y asegurar abastecimiento estable para industrias intensivas en energía.
La infraestructura disponible y la compatibilidad regulatoria serán determinantes para la escala de exportaciones argentinas y para la integración energética entre ambos países en la próxima década.
Objeto: Se convoca a interesados en presentar Ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas ubicadas en la Provincia del Neuquén y reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Bases y Condiciones: Las Bases y Condiciones podrán ser solicitadas vía e-mail debiendo a tal fin dirigir el pedido a la casilla de correo electrónico planexploratorio@gypnqn.com.ar.
Consultas y Aclaraciones: Hasta el 10 de agosto de 2026 inclusive. Los interesados podrán formular consultas vía e-mail a planexploratorio@gypnqn.com.ar y harán concreta referencia a los puntos bajo consulta y/o aclaración.
Presentación de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 antes de las 11:00 horas, en las oficinas de GyP (Aramendia 200, ciudad de Neuquén, Provincia del Neuquén). Apertura de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 a las 15:00 horas, en las oficinas de GyP.
“La asociación entre Argentina y Chile es casi como un imperativo para quienes gobiernan. Laintegración energética debería ser una obligación para no sólo aprovechar nuestras riquezas sino también darle salida y lograr competitividad”: así lo sostuvo la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón. De visita en la Argentina, y en un mano a mano en el ciclo de entrevistas de EconoJournal, Rincón señaló lo que a su entender son las directrices necesarias para avanzar en unacuerdo energético bilateral.
Precisamente ese fue el eje de su paso por Argentina: plantear y delinear los puntos de convergencia entre los sectores energéticos de ambos países. Su agenda en Argentina incluyó reuniones con el canciller Pablo Quirno, con el ministro de Economía, Luis Caputo, la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González y el viceministro de Economía, José Luis Dazar.
“Ustedes tienen el gas enVaca Muerta que es un tremendo potencial permanente. Una riqueza que tienen que aprovechar, pero que no la van a consumir en Argentina. Chile, por su parte, tiene energía eléctrica renovable en una cantidad de verdad muy importante”, detalló.
Cuáles serían las bases del acuerdo de integración energética
Para Rincón, el tratado bilateral debe ser concebido como un win-win. Esto es: que tanto Chile como Argentina se vean beneficiados y se sientan “ganadores”. “Hay que combinar el gas de ustedes, electricidad nuestra y generar respuesta a la oferta que hay, porque en el norte nos falta demanda y a ustedes les falta demanda en el sur”, indicó.
De hecho, actualmente Chile “pierde” energía. “Los países siempre deben mirar el objetivo primero que tienen como mandato, que son sus ciudadanos y ciudadanas. Y si uno tiene claro eso, la verdad es que la integración es casi una obligación. Además tenemos un ciclo político que hay que aprovechar para lograr dar beneficio a nuestros ciudadanos, es casi como un mandato”.
Si bien en la actualidad Rincón trabaja en Energía, cuenta con una vasta experiencia en el sector minero. De hecho, participó de las reuniones bilaterales que, en 1997, tuvieron como corolario la firma del Tratado de Integración y Complementación Minera ratificado en 2000. Y es esa experiencia previa la que Rincón toma como precedente para hacer lo mismo en materia energética. De hecho, ese acuerdo toma real magnitud a partir del contexto actual, según la visión de Rincón.
“El acuerdo minero probablemente hoy día va a ser explotado en su real magnitud. ¿Por qué? Porque hay energía, porque podemos tener soluciones en materia de agua que van a permitir desarrollar estos proyectos. Hoy día podemos volver a hacerlo pero en materia energética. Gas, diésel, electricidad. Y ese es el primer paso. Pero el segundo es materializar proyectos”.
“Ustedes tienen una oportunidad para sacar el gas por el Pacífico. Nosotros tenemos la infraestructura. Ustedes pueden aprovechar nuestra energía eléctrica. Y para eso necesitamos inversión de ambos países. Y yo creo que si logramos un acuerdo en materia de complementariedad, de conexión energética entre ambos países, empezaremos a construir o reconstruir esas confianzas”, indicó.
Finalmente, Rincón aseguró que el acuerdo deberá tener el peso de un tratado porque eso le aportará robustez y podrá hacer zoom en todas las áreas: impositivas, aduaneras, infraestructura. Más aún, la experiencia del pasado desde su perspectiva, no sólo permitirá sopesar aquello que fue un error, sino del mismo modo, acelerar los tiempos.
“En el pasado nos demoramos casi dos años sin experiencia en el tema. Podemos ser mucho más rápidos que eso, porque además tenemos experiencia comercial y eso te facilita mucho el trabajo”, concluyó.
La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de US$1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark, encabezado por su CEO Felipe Bayon, ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta realizada junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU).
El desembarco GeoPark con presencia en distintos mercados latinoamericanos se consolidó a fines de 2025, cuando firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por un monto de US$115 millones. La transacción significó la entrada efectiva de la firma en la cuenca neuquina, un paso que buscaba dar desde hacía tiempo.
De hecho, a mediados de 2024 la compañía intentó hacer pie en la región mediante una alianza de US$320 millones con Phoenix Global Resources para ingresar en los bloques Mata Mora y Confluencia; sin embargo, ese contrato se cayó en mayo de 2025 ante la falta de aprobación por parte del gobierno de la provincia de Neuquén.
El nuevo proyecto bajo el RIGI
El desarrollo presentado por GeoPark contempla perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.
«Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala», señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.
Para el directivo «la inversión fue exactamente diseñada para esta herramienta y es una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la provincia», agregó.
En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre US$80 y US$100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.
GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de USD 1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la Compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.
“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.
En marzo, la Compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre USD 80 y 100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.
Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país.
Acerca de Geopark
GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.
YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto LLL Oil, con una inversión estimada de U$S 25.000 millones en los próximos 15 años, comunicó la compañía.
Esta iniciativa constituye el proyecto de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI hasta el momento.
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. La producción de crudo estará destinada 100 % al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local, se describió.
Se estima que LLL Oil generará exportaciones por alrededor de U$S 6.000 millones anuales hacia 2032 y creará aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo, se estimó.
LLL Oil es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial, remarcó YPF.
Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos. Este esquema permitirá maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país.
El RIGI constituye un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento, se enfatizó.
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I.
YPF anunció este viernes el proyecto LLL Oil, una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, informó que la iniciativa fue presentada al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones(RIGI), constituyendo la inversión en hidrocarburos más grande presentada al esquema hasta el momento.
El proyecto LLL Oil contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta. La expectativa de YPF es alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
«En toda la vida del proyecto va a generar más US$ 100.000 millones en exportaciones«, destacó Marín en un posteo en X. «Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI», añadió.
LLL Oil: cómo es el proyecto que YPF presentó al RIGI
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I. Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
YPF prevé la perforación de 1152 pozos y la creación de aproximadamente 6000 puestos de trabajo directos durante el desarrollo de LLL Oil. También estima exportaciones por alrededor de US$ 6000 millones anuales hacia 2032. «Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa», destacó Marín.
Por el lado del proyecto VMOS, su ingreso en operación es esperado para fines de este año, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
El acto de firma contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La constructora José J. Chediack SA quedó al frente de una nueva etapa de una de las obras viales clave para la conectividad del norte neuquino y para la logística asociada al desarrollo energético de Vaca Muerta. La empresa fue adjudicataria del segundo tramo de pavimentación de la ruta provincial 7, en el sector Cortaderas, como parte del acuerdo estratégico entre el gobierno de Neuquén e YPF.
La firma se realizó este viernes en Buenos Aires y contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La obra vial
La obra corresponde a la “Pavimentación ruta provincial N° 7, tramo II: empalme ruta provincial N° 5-empalme ruta nacional N° 40”, y contempla la ejecución de 35 kilómetros de asfalto entre las progresivas 20+000 y 55+000. La adjudicación a José J. Chediack SA consolida el avance de un proyecto considerado estratégico tanto para la integración territorial de Neuquén como para el fortalecimiento de la infraestructura vinculada a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto integral prevé una traza total de 116 kilómetros, desde Punta Carranza hasta el empalme con la ruta nacional 40 en el paraje Auquinco. Una vez finalizada, la obra permitirá reducir en aproximadamente 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la región Confluencia y el Alto Neuquén, mejorando sustancialmente la conectividad vial y los tiempos logísticos en una zona atravesada por el crecimiento de la industria energética.
Licitación del tercer tramo
El gobierno provincial confirmó que la próxima semana se lanzará la licitación del tercer tramo, también de 35 kilómetros, lo que permitirá dar continuidad al esquema de ejecución definido junto a YPF.
En la actualidad, ya se encuentran en marcha las tareas correspondientes al primer tramo de la obra, sobre 20 kilómetros desde Punta Carranza, donde finaliza el asfalto existente de la ruta provincial 7. Los trabajos se desarrollan en articulación con YPF e incluyen la ejecución de subbase y base, riego de liga, imprimación y colocación de carpeta asfáltica en distintos sectores.
Según precisaron desde la Dirección Provincial de Vialidad, también avanzan las tareas de construcción de terraplenes, movimiento de suelos y alcantarillas de hormigón, obras consideradas clave para garantizar la estabilidad y durabilidad de la traza.
Pavimentación de las rutas
La pavimentación de la ruta 7 forma parte del plan de infraestructura vial impulsado por la administración de Rolando Figueroa, que busca acompañar el crecimiento productivo de la provincia y mejorar la integración territorial en regiones atravesadas por el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese esquema, la participación de José J. Chediack SA aparece como un actor central para acelerar la ejecución de una obra que el gobierno provincial considera estratégica para la competitividad logística del sector energético y para la conectividad de las comunidades del norte neuquino.
La infraestructurasiempre ha sido uno de los grandes cuellos de botella del desarrollo argentino. Y es también un escenario de debate político e ideológico cuando se convierte en una restricción para el crecimiento y el desarrollo económico y social, en particular en un país que se vuelva día a día más atractivo para proyectar y consolidar inversiones en sectores clave como minería, petróleo y gas, agro y la industria del conocimiento.
Es que, por un lado, se requiere la optimización de la conectividad interna, de productos, bienes y servicios en un país extenso, federal y con diversidad de su matriz de economías regionales y, por otro, se vuelve prioritaria y pertinente la mayor apertura con la consiguiente integración hacia el mundo, potenciada por los acuerdos bilaterales, multilaterales y, muy especialmente, acelerada en este tiempo por el contexto global que impulsa oportunidades históricas para Argentina.
Estamos frente a un ciclo que conlleva retos y desafíos que pueden ser asumidos si se toman las decisiones acertadas, dado que por primera vez en mucho tiempo comienzan a alinearse condiciones estructurales que permiten pensar en soluciones de mediano y largo plazo.
La estabilización de variables macroeconómicas, el equilibrio fiscal, la normalización cambiaria y la baja de la inflación no son simplemente indicadores técnicos: son la base indispensable para planificar. Sin ese punto de partida, cualquier estrategia de infraestructura queda reducida a respuestas fragmentadas, sin escala ni continuidad.
Hoy, en cambio, empieza a abrirse una ventana distinta. Un cambio de lógica: del corto plazo a la planificación.
La infraestructura no se diseña para el presente inmediato. Se proyecta a décadas. Un sistema ferroviario, una red logística o un corredor vial se piensa a 30, 40 o 50 años. Por eso, la macro ordenada no es un dato más: es la condición que habilita adelantar y fortalecer esa posibilidad.
En este contexto, Argentina tiene la oportunidad de repensar su sistema integral de transporte: rutas, puertos, trenes y accesos urbanos, bajo una lógica más eficiente, competitiva y sostenible. Frente a la magnitud y complejidad de la alta demanda, en contraste con las décadas de una planificación y ejecución desordenada, este proceso no podría ser exclusivamente público ni privado. Requiere un nuevo acuerdo entre ambos sectores.
Bruno Agosta, CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
Añelo: cuando la articulación funciona
El caso del Anillo de Añelo, en la provincia de Neuquén, es un ejemplo concreto de esta nueva lógica en acción. Una articulación basada en objetivos comunes, búsqueda de consensos, esfuerzos compartidos, análisis competitivo y eficiencia en la respuesta.
Se trata de una obra vial clave para el desarrollo de Vaca Muerta, diseñada para descongestionar el principal acceso a la localidad y ordenar el tránsito pesado vinculado a la actividad de hidrocarburos. Implica la construcción de más de 60 kilómetros de infraestructura, combinando trazas nuevas y mejoras sobre rutas existentes, con un objetivo claro: separar el tránsito logístico del tránsito urbano, mejorar la seguridad vial y optimizar los tiempos de operación.
Por primera vez, los operadores privados impulsan y ejecutan una infraestructura crítica, en articulación con la provincia, que organiza y viabiliza el proceso.
Desde AC&A empresa con más de 25 años conformada por ingenieros, economistas y planificadores, contamos con numerosos casos de éxito en Argentina y en 40 países de Latinoamérica y el resto del mundo. En ese rol lideramos el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de este Proyecto (PMO).
El denominado Anillo Añelo implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región.
Infraestructura competitiva
La infraestructura no es un fin en sí mismo. Es una herramienta para ganar competitividad.
Reducir costos logísticos, mejorar la eficiencia operativa y aumentar la seguridad impacta directamente en la productividad de sectores clave como el oil & gas, la minería y el agro.
En Vaca Muerta, donde la producción no convencional crece a tasas sostenidas, esta relación es evidente: sin infraestructura adecuada, el potencial exportador se ve limitado. Con infraestructura eficiente, en cambio, los costos bajan y la competitividad mejora de forma estructural. Y el conjunto de la sociedad de la provincia, la región y el país, se benefician. El desafío es no perder de vista esa lógica de mediano plazo.
Las obras deben ejecutarse con estándares internacionales, costos competitivos y procesos transparentes. La Argentina tiene una oportunidad para reconstruir su industria de la construcción e infraestructura hacia modelos mixtos, con mayor participación privada.
Un factor sensible en esta ecuación es el talento, cuya base es la buena educación y formación con capacidades técnicas cada vez más exigentes. A medida que se multiplican los proyectos en energía, minería y agro, comenzarán a aparecer cuellos de botella. La cantidad de ingenieros que se gradúan en Argentina es estable o decreciente, y eso plantea un riesgo concreto. Además el tejido empresario en el área de la ingeniería es significativamente más débil que en otros países de la región. Otra vez, la formación de profesionales técnicos y el impulso al sector de la ingeniería debe ser un esfuerzo compartido.
La Argentina tiene la posibilidad de encarar una agenda de infraestructura con visión estratégica. Casos como el Anillo de Añelo muestran que es posible avanzar cuando hay coordinación, planificación y objetivos claros. La macroeconomía ordenada ofrece el marco. El sector privado aporta capacidad de ejecución. El sector público, dirección y regulación.
El desafío ahora es sostener esa convergencia en el tiempo. Porque la infraestructura no solo conecta territorios. Conecta el presente con el futuro. Una oportunidad que, como sociedad, no podemos dejar pasar.
(*) CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
El nuevo parque tiene 305 MW de capacidad instalada, equivalente al 11 % de la potencia solar del país. Requirió una inversión de USD 211 millones y es el primer proyecto en comenzar a operar bajo el RIGI.
YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares. El acto de inauguración contó con la presencia del jefe de gabinete de ministros de la Nación, Manuel Adorni; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano y autoridades nacionales, provinciales, municipales.
Con una inversión de USD 211 millones, El Quemado es el primer proyecto en entrar en operación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La energía se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.
Durante la inauguración, Manuel Adorni destacó: “Es muy impresionante lo que estamos viendo acá, esto es la Argentina del futuro. Felicitaciones a Horacio Marín y a los cientos de personas que estuvieron involucradas en esto. El 26 de diciembre de 2024 tuve el placer de anunciar la aprobación del primer proyecto RIGI. Era nada más ni nada menos que este proyecto, el Parque Solar El Quemado, que hoy se convirtió en el primer proyecto RIGI inaugurado”. Al mismo tiempo, el gobernador de Mendoza manifestó: “Generar un régimen de incentivo a las grandes inversiones y concretar el proyecto es lo que estamos celebrando hoy”. Por su parte, el presidente y CEO de YPF dijo: “Todos los días que me levanto orgulloso de trabajar en YPF. Esto es una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía. Hemos hecho el parque más grande de la Argentina en un año. Hoy cumplimos el primer 1GW de capacidad instalada renovable y estamos contribuyendo fuertemente para que la Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir del 2031”.
El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación. El parque es el séptimo proyecto renovable desarrollado por YPF Luz.
Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto combinó escala nacional con impacto local: durante la obra empleó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local. Además, gran parte de los pallets, cartones y materiales de rezago generados durante la etapa de obra fueron donados a municipios y entidades locales para su reutilización. Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz, y a todos los proveedores, contratistas y autoridades que aportaron para que este proyecto sea hoy una realidad”.
Datos clave
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km al norte de la ciudad de Mendoza.
Capacidad instalada: 305 MW (200MW ya en operación).
Inversión: USD 211 millones.
Impacto ambiental: evitará la emisión de más de 385.000 Tn de CO2 eq. por año.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares, suficiente para cubrir la demanda residencial de la Ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Lavalle.
Importancia: es el parque solar de mayor capacidad instalada de la Argentina y equivale a más del 11% de la capacidad solar instalada nacional.
Empleo local: durante la construcción alcanzó un pico de más de 350 personas empleadas, con 87% de mano de obra local.
Comercialización: la energía de El Quemado se comercializará en el Mercado a Término de Energía (MAT) para abastecer a empresas, industrias y distribuidoras de todo el país.
Datos técnicos y de obra
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Equipamiento principal: más de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, 5.800 trackers, 1.170 inversores y 40 centros de transformación.
Plazo de construcción: 18 meses. La obra comenzó en enero de 2025.
Documento: YPF LUZ-Público
Empleo en obra: más de 350 personas en el pico de obra.
Superficie: 620 hectáreas.
Interconexión e infraestructura: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora. La obra incluyó una subestación con tecnología GIS, con doble barra y salida para tres transformadores de 220 kV/33 kV, construida por Distrocuyo, que también operará esa infraestructura, además del tendido de 180 km de fibra óptica para vincular los sistemas de control y protección.
RIGI: es el primer proyecto renovable aprobado e inaugurado bajo el RIGI.
Contratistas: DQD (obra civil y montaje electromecánico BOP) y Distrocuyo (estación transformadora y obra eléctrica).
Enarsa avanza con la adjudicación de nueve cargamentos de gas natural licuado (GNL) destinados a la terminal de Escobar, en un proceso que resulta clave para garantizar el abastecimiento energético durante el invierno 2026. Este procedimiento representa un cambio sin precedentes en el esquema tradicional de provisión del sistema argentino.
La licitación contó con la participación exclusiva de tres grandes traders internacionales: Vitol, Trafigura y BP. Esta convocatoria registró la menor cantidad de oferentes en al menos un año para un paquete invernal, reflejo de la situación actual del mercado global de GNL.
Por primera vez desde que se implementó el esquema vigente, la totalidad de la capacidad de regasificación disponible fue absorbida íntegramente por la demanda privada, sin que Cammesa interviniera como comprador de última instancia. Esto marca un hito en el sistema energético nacional.
Las distribuidoras de gas, generadoras eléctricas, grandes usuarios industriales y comercializadoras tomaron los 17 millones de metros cúbicos diarios de capacidad operativa del buque regasificador amarrado en Escobar, operado por Excelerate Energy, consolidando así un nuevo rol para el sector privado en la planificación del abastecimiento.
Este fenómeno es interpretado como una adaptación del mercado a condiciones de mayor competencia y previsibilidad, donde los actores privados asumen un protagonismo central y reducen la dependencia del Estado para la cobertura de última instancia.
La adjudicación de los cargamentos de GNL es esencial para asegurar la provisión de gas durante los meses de mayor demanda, cuando el consumo residencial, industrial y eléctrico suele presionar la infraestructura disponible.
La menor cantidad de oferentes en comparación con licitaciones anteriores responde a un mercado internacional de GNL más ajustado, con menor disponibilidad de cargamentos spot y una competencia creciente entre regiones importadoras, lo que impacta directamente en los precios y las estrategias de abastecimiento.
El esquema de contratación para el invierno 2026 evidencia una concentración de la oferta en pocos jugadores globales, mientras los compradores locales buscan asegurar volumen con anticipación para evitar la volatilidad del mercado internacional.
El resultado de esta licitación será determinante para el perfil de abastecimiento energético durante el invierno, en un contexto en el que Argentina enfrenta una demanda sostenida y una dependencia creciente del gas importado para cubrir picos en el consumo eléctrico.
Con este proceso, el mercado argentino de GNL consolida una dinámica donde el sector privado gana protagonismo en la planificación energética, y el Estado redefine su rol, dejando de intervenir directamente en la demanda de última instancia para la capacidad de regasificación.
Las comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados aprobaron el dictamen mayoritario del proyecto de reforma de la ley de Zona Fría, impulsado por el Poder Ejecutivo, que busca limitar la cantidad de distritos beneficiados con tarifa reducida y priorizar el pago a proveedores energéticos. La iniciativa contó con 43 firmas de los 82 diputados presentes en el plenario.
El oficialismo, representado por La Libertad Avanza, aspira a que el proyecto reciba media sanción en la sesión prevista para el 20 de mayo. En la audiencia, la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, y el subsecretario Damián Sanfilippo expusieron en defensa de la reforma. Tettamanti señaló que “lo que estamos recaudando con una alícuota del 7,4% sobre el metro cúbico de gas no alcanza y el Estado nacional, y cuando digo esto me refiero a los contribuyentes de todo el país, están poniendo 500 mil millones para subsidiar a ricos y pobres de una vasta región del país”.
Además, la funcionaria advirtió que el proyecto prioriza el pago de la deuda con la empresa distribuidora Cammesa, lo que limita los recursos para inversiones y mantenimiento: “Si esos recursos… tienen que estar destinados a pagar las deudas del pasado, van a tener menos recursos para lo primero y, simultáneamente, esas compañías consideran que tienen el derecho a hacerle juicio al Estado por incumplimiento, cosa que es real”.
En contraste, los diputados de provincias patagónicas lideraron la oposición al expediente. Ariel Rauschenberger, de La Pampa, criticó el cambio de criterio para definir la Zona Fría: “Este enfoque de que la Zona Fría corresponde por nivel de ingreso y no por la zona climática a la que pertenece cada habitante de la Argentina, es totalmente contradictorio con la génesis que dio origen a la zona patagónica y este reconocimiento que tenemos los habitantes”.
Rauschenberger también cuestionó la exención del recargo a la exportación de energía: “¿Por qué desgravan del cargo a la exportación si estamos con un fondo fiduciario, donde los recursos no alcanzan?”. Además alertó que, de aprobarse la ley, el gas en La Pampa podría subir un 60%.
El diputado neuquino Pablo Todero afirmó que “no le van a sostener el régimen de Zona Fría a la Patagonia” y cuestionó si se subsidiará la energía exportada a otros países, que quedaría exenta según el proyecto. La santacruceña Ana María Ianni advirtió que la reforma elimina un piso legal de subsidio del 50% para la región y lo deja a criterio ministerial, mientras que Pablo Luque, de Chubut, calificó el proyecto como “una tragedia para el futuro energético de las familias argentinas”, señalando que solo beneficiarían a grandes grupos empresariales.
El proyecto oficialista propone derogar varios artículos de la Ley Nº 27.637, aprobada en 2021 durante la gestión de Alberto Fernández, que ampliaba el régimen de Zona Fría para incluir más distritos en el beneficio de tarifas reducidas. Este régimen abarcaba regiones de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, gran parte de San Luis y Mendoza, entre otras zonas.
En los fundamentos de la iniciativa se destaca la necesidad de armonizar la ley de Zona Fría con el nuevo régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF), promulgado por el presidente Javier Milei en 2025, para garantizar un beneficio adicional a hogares registrados en el SEF y promover una segmentación más justa, eficiente y responsable en el uso de recursos públicos.
El proyecto sostiene que la ampliación territorial establecida por la Ley 27.637 incrementó el universo de beneficiarios y el costo fiscal, generando subsidios cruzados entre jurisdicciones y desnaturalizando el carácter focalizado del sistema. Por último, se exceptúa del recargo a los consumos destinados a la exportación de gas natural o GNL, así como a los inyectados al sistema de transporte provenientes de GNL importado y regasificado.
El parque solar El Quemado demandó una inversión de US$211 millones bajo el RIGI.
YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, lo que lo convierte en el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.
El Quemado es el primer proyecto presentado por una empresa y el primero en ser aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión de US$211 millones. Esto explicó la presencia de varios de los miembros del Gobierno nacional encabezados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.
También estuvieron presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, junto al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
La energía que produce El Quemado se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque es el séptimo proyecto renovable de YPF Luz con el que alcanzó el primer giga de generación renovable.
Adorni, Tettamanti, Cornejo, Mandarano y Marín en El Quemado.
El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.
El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación.
Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto durante la construcción ocupó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local.
Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: «El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética.
El presidente de YPF, Horacio Marín, estimó que la Argentina podrá exportar hasta US$50.000 millones en energía hacia 2031, ampliando las proyecciones previas, al inaugurar el parque solar El Quemado de Mendoza de YPF Luz.
“Estamos contribuyendo para que la Argentina a exporte más de US$30.000 millones a partir del ‘31. Nuestros números internos nos dan más de US$40.000 y más cerca de US$50.000 millones”, señaló el ejecutivo.
Hoy participé de la inauguración del Parque Solar El Quemado, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina, junto al jefe de Gabinete, @madorni; el gobernador de Mendoza, @alfredocornejo; y otras autoridades nacionales, provinciales, municipales.
El presidente de YPF habló en la presentación de la que también participó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el gobernador de la provincia, Alfredo Cornejo.
Marín enfatizó que la obra es “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía” porque “hemos hecho al parque más grande de la Argentina en un año”.
El CEO de YPF precisó que “ya está generando 200 MW” y subrayó que la empresa “cumplió en la generación del primer Giga en renovables”.
“Estoy muy orgulloso y contento de estar acá hoy y de inaugurar este parque solar, que la verdad es increíble ver lo que se puede hacer con ejecución y con gestión”, dijo y agradeció a todos los trabajadores involucrados en la obra
El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, encabezó este jueves en la ciudad mendocina de Las Heras el acto de inauguración del parque solar “El Quemado”, el primer proyecto concretado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por el Gobierno nacional, y destacó que “las provincias son una parte imprescindible de esta Argentina que mira al futuro”.
“Por primera vez en mucho tiempo hay un proyecto de país que tiene por objetivo generar las bases que garanticen la prosperidad de las generaciones que vienen”, destacó Adorni acompañado por el presidente de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo.
ADORNI ANUNCIÓ QUE ENVIARÁN MÁS REFORMAS AL CONGRESO: “ESTAMOS EN EL CAMINO CORRECTO”
Lo dijo en el acto por la inauguración del Parque Solar El Quemado.
Testimonio “Tenemos por delante una oportunidad única para dejar atrás la decadencia y abrazar de una vez y para siempre la… pic.twitter.com/0g5dkh2nZL
El proyecto, que requirió una inversión de 211 millones de dólares a través de YPF Luz y cuenta con más de 500 mil paneles instalados, apunta a convertirse en el parque de energía solar más grande del país y refleja tanto el potencial energético de la Argentina como la efectividad del nuevo régimen de incentivos.
El jefe de Gabinete afirmó que “el Gobierno garantizó las condiciones esenciales para que el sector privado trabaje en libertad y las provincias puedan aprovechar su potencial productivo”, y en ese sentido remarcó que el RIGI, que podría generar inversiones en la economía real por 94.965 millones de dólares, “es federalismo en serio”.
“Lo que antes parecía un sueño lejano ahora es una realidad concreta: empezamos a ver los beneficios de una Argentina estable, con una macroeconomía ordenada y que no tambalea ante el primer shock externo, donde el sector privado goza de los incentivos para invertir y cuenta con el marco laboral adecuado para contratar trabajadores”, resaltó el funcionario, y añadió que el Gobierno nacional “piensa la política pública como una herramienta que le garantice al privado las condiciones necesarias para apostar a largo plazo y crecer”.
Adorni subrayó que esta inauguración “es la primera de muchas pruebas de que estamos en el camino correcto” y anunció que en las próximas semanas el Gobierno enviará al Congreso una “serie de reformas que van a seguir cambiándole la vida a todos los argentinos de manera estructural y permanente”.
Por su parte, Marín destacó que “hemos hecho el parque de energía solar más grande de la Argentina en un año”, lo que constituye “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía”, y enfatizó que “estamos contribuyendo fuertemente y orgullosos para que la Argentina exporte más”.
También participaron de la actividad la secretaria de Energía, María Tettamanti; la secretaria Legal y Técnica de la Nación, María Ibarzabal; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba suscribió una carta de intención junto al Parque Industrial, Logístico y Tecnológico de Villa María S.E.M., la Municipalidad de Villa María y la empresa PowerBio S.A.S. para desarrollar un Polo Bioenergético de Biodiesel de Primera y Segunda Generación en el Parque Industrial de Villa María.
El proyecto contempla una planta de procesamiento de AVU (aceite vegetal usado) de 5000 litros diarios, una mezcladora B20, un “Punto Bio Villa María” de expendio para flotas públicas y un punto verde de recolección de aceite usado, sobre una superficie de 5600 metros cuadrados.
El acuerdo fue firmado por el ministro Fabián López, el intendente Eduardo Accastello, el presidente del Parque Industrial Carlos Pizzorno, la administradora de PowerBio Yanina Tumini y el director de Biocombustibles y Bioenergía, Mariano Santillán.
La carta de intención tiene carácter declarativo por doce meses prorrogables e inicia las negociaciones técnicas, económicas y operativas. La inversión pública estimada asciende a 430.000 dólares para infraestructura, mientras la inversión privada de PowerBio llega a 505.000 dólares para equipamiento y operación.
El polo beneficiará directamente a la flota municipal y provincial del departamento General San Martín -EPEC, Policía y Vialidad-, que podrá cargar B20 y B50 a precio preferencial. Además, se analiza la posibilidad de incorporar un punto de despacho de E17 para garantizar el abastecimiento de la totalidad de las flotas públicas provinciales y municipales.
Se prevé recolectar entre 3000 y 5000 litros mensuales de AVU de restaurantes y fábricas de Villa María, con producción mensual proyectada de 80000 litros de biodiesel -equivalente a retirar 366 vehículos de circulación por mes- y articulación con plantas aceiteras regionales de Villa María, Arroyo Cabral, Tío Pujio y Carrilobo.
López afirmó que «Villa María va a transformarse en un paradigma de los temas climáticos y energéticos», al anunciar un punto de carga tripartito -biodiesel, bioetanol y movilidad eléctrica- para flotas públicas en el parque industrial .
Señaló asimismo que “vamos a aprovechar que tenemos aquí en Villa María a los mayores productores de bioetanol para también poner un punto de carga de mezclas con mayor porcentaje de bioetanol, como ya tenemos, por ejemplo, en la ciudad de Córdoba”.
También recordó que “la Nación nos terminó dando la razón y habilitó a través de una resolución de la Secretaría de Energía la posibilidad que en Argentina se comercialicen combustibles con una mezcla de 15% de bioetanol en nafta y 20% de biodiesel en gasoil”. Finalmente destacó que “el municipio tomó una muy valiente decisión” en impulsar todos estos proyectos de Bioenergías.
Accastello, por su parte, destacó que el municipio «camina hacia la huella de carbono cero» y que «muchos de esos objetivos los vamos a lograr trabajando juntos con la Provincia».
Finalmente, Yanina Tumini, de PowerBio, precisó que será «el primer proyecto en Argentina que genere biocombustible de segunda generación, es decir, a base de residuos”.
El proyecto se enmarca en la Ley Provincial N° 10721 de Promoción y Desarrollo para la Producción y Consumo de Biocombustibles y Bioenergía y se articula con la resolución nacional que habilitó mezclas de hasta 20% de biodiesel en gasoil, posicionando a Córdoba en la vanguardia de su implementación.
Esta iniciativa consolida el liderazgo de Córdoba en transición energética y reafirma el compromiso del Gobierno Provincial con un modelo de desarrollo sostenible que transforma residuos en energía limpia, reduce emisiones de carbono y fortalece la capacidad productiva del interior provincial.
¿Como interpretar la subasta de GNL siendo Industria?
La adjudicación de los 9 barcos de GNL no garantiza un invierno sin restricciones para la industria. El verdadero impacto dependerá de cómo se distribuya el gas entre generación eléctrica, demanda prioritaria e industrias. Analizamos los escenarios más probables del mercado, qué puede pasar con los cortes y por qué el GNL podría transformarse en un factor clave para garantizar continuidad operativa durante junio y julio.
En concreto, si finalmente Enarsa confirma los 9 barcos adjudicados a través del MEGSA, el esquema quedaría aproximadamente de la siguiente manera:
• Distribuidoras para Demanda Prioritaria: 1 barco
• Generadores Privados e Industrias: 4 barcos
• Comercializadores: 4 barcos
• Cammesa: 0 barcos (Sin posibilidad de ofertar)
Dentro del segmento “Generadores Privados e Industrias”, aunque no es información pública, el mercado interpreta que la participación industrial fue relativamente baja y que la mayor parte del volumen terminó siendo tomada por generadores eléctricos.
Con este escenario, Escobar operaría prácticamente a capacidad máxima de regasificación durante junio.
Entonces aparece la pregunta lógica de muchas industrias:
“Si trajeron todos los barcos que querían, ¿significa que no va a haber cortes para las industrias?” No necesariamente.
El hecho de haber adjudicado los 9 barcos no implica automáticamente un escenario sin restricciones industriales. El punto clave no es solamente cuántos barcos llegan, sino cómo termina utilizándose ese gas dentro del sistema.
Posibles escenarios:
ESCENARIO 1: MÁS GNL DESTINADO A GENERACIÓN ELÉCTRICA
Los 4 barcos de “Generadores + Industria” y los 4 barcos de “Comercializadores” terminan abasteciendo generación eléctrica.
En este caso, la clave pasa por determinar si los generadores reemplazan combustibles líquidos (Gas Oil y Fuel Oil) por GNL.
Si eso sucede, el sistema eléctrico consumiría más gas (GAS NACIONAL + GNL) y menos líquidos
Resultado posible:
• Menos gas disponible para las industrias y posibilidad concreta de restricciones industriales ante temperaturas normales para junio.
ESCENARIO 2: LOS GENERADORES MANTIENEN EL USO DE LÍQUIDOS
Los generadores eléctricos y Cammesa continúan utilizando niveles similares de Gas Oil y Fuel Oil respecto al año pasado, aun teniendo mayor disponibilidad de GNL. En este escenario gran parte de los costos del GNL recaen sobre el sector eléctrico.
En este escenario, parte del gas nacional quedaría liberado para abastecer demanda industrial.
Resultado posible:
• restricciones mínimas o incluso nulas
• y un mensaje muy fuerte y contradictorio hacia las industrias que compraron GNL.
Este escenario podría generar muchísimo debate hacia adelante sobre la conveniencia económica de comprar GNL preventivamente en el sector industrial.
ESCENARIO 3: EL GNL DE COMERCIALIZADORES SE DESTINA A INDUSTRIAS
Los barcos asociados a “Generadores + Industria” terminan mayormente en generación, pero los volúmenes tomados por comercializadores son ofrecidos a industrias para evitar restricciones.
En ese caso, la industria tendría básicamente dos opciones:
• aceptar cortes/restricciones o consumir combustible alternativo
• continuar operando comprando GNL spot a valores cercanos a 22 USD/MMBTU.
Este escenario implicaría la ventana estimada de 10 días para el mes de junio cubierta con GNL en el sector industrial o con paradas y con costos significativos para el sector industrial pero similares al sector eléctrico.
Entonces, ¿qué creemos que probablemente termine pasando?
Nuestra visión —y esto es 100% opinión— es que el escenario más probable sea un punto intermedio entre los extremos planteados anteriormente.
Hoy parece difícil pensar que la Demanda Prioritaria (residencial, comercios sensibles, hospitales, etc.) pueda atravesar junio con solamente 1 barco asignado. Históricamente, en escenarios de frío normal o superior a lo normal, el sistema terminó necesitando más volumen para abastecer ese segmento.
Por eso, creemos probable que parte de los barcos originalmente adjudicados a comercializadores terminen siendo redireccionados, directa o indirectamente, hacia la Demanda Prioritaria.
Si eso ocurre, el esquema podría quedar aproximadamente así:
• 1 o 2 barcos adicionales del segmento Comercializadores destinados a Prioritaria
• 1 barco eventualmente absorbido por Cammesa/generación
• y recién allí quedarían disponibles 1 o 2 barcos para abastecimiento industrial.
Ese escenario tendría varias implicancias importantes para la industria:
• dejaría una señal muy clara de que quien quiera minimizar riesgo de cortes deberá participar del esquema de compra de GNL;
• repartiría parte del costo del abastecimiento entre los distintos actores del mercado de manera equitativa
En términos prácticos, este escenario intermedio implicaría probablemente restricciones parciales para la industria, pero no un escenario extremo de cortes prolongados. En resumen podríamos estar hablando de un escenario medio de aproximadamente 4 o 5 días de restricciones durante junio para los grandes usuarios interrumpibles o firmes con ventana.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sumó dos nuevos proyectos mineros aprobados por el Comité Evaluador: PSJ Cobre Mendocino, en Mendoza, y la ampliación de Cauchari‑Olaroz, en Jujuy.
La confirmación fue realizada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de sus canales oficiales. Con estas incorporaciones, el régimen alcanza 16 proyectos admitidos y un volumen de inversión comprometida cercano a USD 30.000 millones, mientras otros veinte expedientes continúan en evaluación técnica.
La aprobación de ambos proyectos se inscribe en la estrategia del Gobierno de consolidar un esquema de inversiones de largo plazo en sectores exportadores. El RIGI, vigente desde 2024, establece un marco de estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por treinta años, junto con amortización acelerada, recupero anticipado de IVA, alícuota reducida del impuesto a las ganancias y exención de derechos de exportación.
El régimen también habilita mecanismos de resolución de controversias mediante arbitraje internacional.
PSJ Cobre Mendocino: inversión de USD 891 millones y desarrollo cuprífero en Mendoza
El proyecto PSJ Cobre Mendocino, presentado por Minera San Jorge, prevé una inversión total de USD 891 millones para el desarrollo de una mina de cobre a cielo abierto ubicada en Uspallata, a 2.600 metros de altura. La iniciativa contempla entre dieciocho y veinticuatro meses de construcción y una vida útil estimada de dieciséis años, extensible según ampliación de reservas. La compañía proyecta una producción promedio de 40.000 toneladas anuales de cobre.
El ingreso al RIGI permite al proyecto acceder a un esquema de estabilidad normativa y a un régimen fiscal específico para inversiones de gran escala. La provincia de Mendoza incorpora así un desarrollo cuprífero de magnitud, en un contexto en el que el cobre se consolida como uno de los minerales estratégicos para la expansión de la oferta exportadora.
Cauchari‑Olaroz: ampliación de USD 1.241 millones y salto de capacidad en litio
El segundo proyecto aprobado corresponde a la ampliación de Cauchari‑Olaroz, operado por Exar, sociedad integrada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y JEMSE. La inversión asociada asciende a USD 1.241 millones y permitirá elevar la capacidad instalada de 45.000 a 85.000 toneladas anuales de carbonato de litio. El salar produce desde junio de 2023 y es uno de los polos de mayor escala en la región.
La ampliación se orienta a consolidar la capacidad exportadora del complejo y a sostener un flujo creciente de divisas en un segmento donde la Argentina mantiene una posición relevante en el mercado internacional.
Impacto agregado y dinámica del régimen
Según Caputo, los dos proyectos generarán más de 8.000 empleos directos e indirectos. Con estas aprobaciones, el RIGI incorpora inversiones en cobre y litio, dos de los vectores centrales del desarrollo minero argentino. La cartera total de proyectos aprobados asciende a dieciséis, mientras que otros veinte continúan en proceso de evaluación por parte del Comité.
El régimen avanza así en la conformación de un pipeline de inversiones de largo plazo, con foco en sectores intensivos en capital y orientados a la exportación. La incorporación de proyectos mineros de gran escala refuerza la estrategia de diversificación productiva y de consolidación de un flujo sostenido de divisas bajo un marco de estabilidad normativa.
Los anuncios de inversión realizados en el último año y medio, incluyendo y excediendo los proyectos canalizados por el RIGI, proyectan la creación de al menos 100.000 puestos de trabajo entre empleo directo, indirecto y en cadenas de proveedores.
De acuerdo con estimaciones del IERAL de Fundación Mediterránea, estos proyectos suman u$s 37.989 millones a nivel país y se concentran en sectores intensivos en capital como energía, minería, agroindustria, forestoindustria, siderurgia y servicios basados en conocimiento, con impactos diferenciados en cada región.
En la Patagonia, los anuncios alcanzan u$s 12.284 millones, principalmente en Neuquén y Río Negro, vinculados a petróleo, gas e infraestructura asociada a Vaca Muerta.
Esta región es la primera en términos de empleo esperado, con 35.564 puestos proyectados, de los cuales 19.000 corresponden directamente a petróleo y gas y el resto se distribuye entre construcción, servicios industriales, logística y proveedores especializados.
La región de Cuyo se ubica segunda en el ranking de empleo, con 27.575 puestos asociados a inversiones por u$s 10.146 millones. El impulso proviene de la minería de cobre y oro en San Juan, mientras que en Mendoza se suman proyectos vinculados a energía y modernización de refinerías, y en San Luis se destaca la industria alimenticia.
La combinación de minería metalífera y manufactura de alimentos genera una demanda significativa de mano de obra operativa, técnica y de servicios.
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En el Centro del país (Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, La Pampa y Entre Ríos), los anuncios suman u$s 5.198 millones y se proyecta la creación de 17.460 empleos. Los sectores que explican esta dinámica son energía, agroindustria, telecomunicaciones, industria alimenticia, siderurgia, producción de fertilizantes, tecnología, salud, turismo, transporte y desarrollos inmobiliarios.
La provincia de Buenos Aires concentra la mayor parte de las inversiones, principalmente en siderurgia y fertilizantes, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires se agrupan proyectos de tecnología y servicios basados en conocimiento.
El NEA registra anuncios por u$s 2.658 millones y espera la creación de 13.718 empleos, ubicándose cuarto en términos de puestos generados pese a ser la región con menor monto de inversión.
La explicación está en la alta intensidad laboral de la forestoindustria: solo la planta de pasta de celulosa en Corrientes demandará 13.000 puestos de trabajo entre construcción y operación. Misiones suma la modernización de su planta de celulosa y proyectos turísticos, mientras que Chaco y Formosa concentran inversiones en parques solares y plantas industriales.
En el NOA, los anuncios alcanzan u$s 7.705 millones, motorizados por proyectos en el triángulo del litio (con Salta como uno de los polos principales), minería en Catamarca y agroindustria en Tucumán. Sin embargo, es la región con menor creación de empleo proyectada, con 11.150 puestos.
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El IERAL destaca que, aunque los montos de inversión son elevados, la minería de litio y minerales críticos presenta una baja intensidad de empleo directo, lo que obliga a pensar en políticas complementarias para desarrollar proveedores locales y servicios asociados que amplíen la base laboral.
En términos de perfiles laborales, los sectores energéticos y mineros demandarán operadores de equipos, técnicos electromecánicos, especialistas en perforación y completación, mantenimiento industrial, logística pesada, seguridad e higiene, geólogos, ingenieros de procesos y técnicos químicos.
La agroindustria y la industria alimenticia requerirán técnicos de planta, control de calidad, operarios calificados y perfiles logísticos, mientras que la forestoindustria y la celulosa sumarán técnicos forestales, operadores de procesos químicos y especialistas en mantenimiento.
En el Centro y en los grandes aglomerados urbanos, los proyectos de tecnología, telecomunicaciones y servicios basados en conocimiento impulsarán la demanda de desarrolladores, analistas de datos, especialistas en infraestructura digital y perfiles de soporte técnico.
Para el IERAL, la disparidad entre montos de inversión y empleo generado subraya la necesidad de políticas públicas complementarias que permitan que los sectores más dinámicos traccionen a sus proveedores locales.
En las regiones con menor intensidad laboral directa, como el NOA, los incentivos deberán orientarse a logística, capacitación de capital humano y estímulos fiscales para la creación o modernización de empresas proveedoras, con el objetivo de que el nuevo ciclo de inversiones se traduzca en una expansión más amplia y equilibrada del empleo.
El crecimiento de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta comenzó a redefinir el rol del sector energético dentro de la macroeconomía argentina. Un informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral ubicó el superávit comercial energético de 2025 en u$s 5.670 millones, resultado de una combinación de mayor producción de petróleo y gas, reducción de importaciones y expansión de las exportaciones.
El documento plantea que la energía dejó de ser solo un sector productivo para convertirse en una de las principales herramientas de estabilidad externa y generación de divisas.
Según el reporte, la producción de petróleo alcanzó los 906 mil barriles diarios en 2025, con un incremento interanual del 21%, y el shale oil ya explica más de dos tercios del total bombeado en el país.
En gas natural, la producción llegó a 141,45 millones de metros cúbicos diarios, con una suba del 11% frente al año anterior, mientras que el gas no convencional avanzó 20% y también supera los dos tercios de la oferta nacional.
El Instituto identifica a la Cuenca Neuquina como el principal centro de producción y señala que el autoabastecimiento aparece como una posibilidad concreta en el nuevo escenario.
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El estudio también releva la dinámica operativa del desarrollo shale: durante 2025 se realizaron unas 23.900 etapas de fractura y para 2026 se proyectan alrededor de 28.000, lo que implicaría un crecimiento de entre 20% y 22%. Este aumento de actividad se vincula con una mayor orientación hacia la producción petrolera y con la expansión de infraestructura asociada a un perfil crecientemente exportador.
En paralelo, la fuerte reducción de las importaciones de gas natural licuado desde 2024, profundizada en 2025, contribuyó a mejorar las reservas internacionales y a reducir la presión sobre el mercado cambiario.
Pese al cuadro favorable, el informe advierte que la consolidación de este nuevo escenario dependerá de la capacidad de ampliar la infraestructura de transporte, generación eléctrica y redes, así como de avanzar en una normalización tarifaria que permita reducir subsidios y sostener la inversión privada.
El Instituto de Energía subraya que la previsibilidad regulatoria y una visión estratégica de largo plazo serán condiciones necesarias para que el superávit energético se mantenga y el sector consolide su aporte a la estabilidad macroeconómica y al perfil exportador de la economía argentina.
El proyecto Lunahuasi, en San Juan, registró nuevos resultados de perforación con leyes de oro, plata y cobre que lo ubican entre los hallazgos más relevantes de los últimos años.
NGEx Minerals, parte del grupo canadiense Lundin, informó que en la Fase 4 de exploración el pozo DPDH028 interceptó 17,30 metros con una ley promedio de 207,79 g/t de oro, incluyendo tramos de dos metros con 1740 g/t y casi cinco metros con 60,10 g/t.
El intervalo corresponde a una estructura de sulfuro masivo y vetas de cuarzo con oro visible en la zona Saturn, una de las áreas prioritarias del sistema. Además del oro, el mismo tramo registró 1933,79 g/t de plata y 3,79% de cobre, mientras que otro segmento arrojó 6,85 metros con 17,24 g/t de oro, 511,81 g/t de plata y 1,37% de cobre.
Para estándares internacionales, se trata de leyes de ultra alta ley o “bonanza”, muy por encima de los rangos que hacen viable un proyecto tanto a cielo abierto como subterráneo.
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NGEx describió a Lunahuasi como un sistema epitermal de sulfuración intermedia a alta asociado a mineralización de cobre, oro y plata.
Las perforaciones identificaron mineralización en un área de más de 1100 metros de rumbo, 1100 metros de ancho y 1000 metros de profundidad vertical, y la compañía indicó que el sistema permanece abierto en varias direcciones, por lo que mantiene varios equipos de perforación activos dentro de un programa ampliado.
Aunque todavía no existe un recurso NI 43‑101 declarado, el tamaño del “footprint” mineralizado y la combinación de alta ley y escala refuerzan la relevancia del distrito Vicuña dentro del mapa metalífero regional.
El presidente y CEO de NGEx, Wojtek Wodzicki, señaló que los resultados continúan mostrando el potencial del proyecto como un sistema de alta ley y gran volumen.
Chevron eligió un socio local con fuerte presencia federal para acelerar su desembarco en el mercado minorista de combustibles argentino.
La petrolera estadounidense selló una alianza estratégica con Destilería Argentina de Petróleo S.A. (Dapsa), que le permitirá proyectar una expansión rápida de su red y competir de lleno con YPF, Shell y Axion en el negocio de las naftas y el gasoil.
Dapsa cuenta hoy con 180 estaciones de servicio de bandera distribuidas en 17 provincias y presentó un plan para duplicar su red en cinco años, con una primera meta de 350 puntos de venta.
La compañía forma parte de Sociedad Comercial del Plata, grupo diversificado que cotiza en bolsa y reúne más de 80.000 accionistas en 17 países, un respaldo que la firma destaca como clave para dar previsibilidad a los operadores actuales y a los que evalúan sumarse a la red.
Uno de los pilares de la alianza es la estructura de suministro y logística. Dapsa mantiene desde hace 23 años un acuerdo de provisión con YPF, vigente hasta fines de 2029, que garantiza producto para toda la red.
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A eso se suma una planta industrial con terminal portuaria propia en Dock Sud, con muelle y amplia capacidad de almacenamiento de hidrocarburos livianos y pesados, un activo que Chevron valoró como diferencial para asegurar una distribución eficiente en un mercado altamente competitivo.
La compañía también puso en marcha un proceso de modernización integral de sus estaciones, que incluye renovación de imagen, actualización tecnológica y una mejora profunda de las tiendas y propuestas gastronómicas.
El objetivo es ofrecer una experiencia homogénea en todo el país y alinearse con el nuevo estándar de servicio que ya impulsan las principales operadoras del mercado, donde la estación dejó de ser solo un punto de carga de combustible.
En paralelo, Dapsa avanza con una estrategia centrada en el operador: escucha activa, soporte comercial y herramientas digitales para gestionar la operación en tiempo real.
La empresa trabaja en la digitalización de los puntos de despacho, la comunicación minuto a minuto entre la base y cada surtidor y el lanzamiento de un programa de fidelización, con el foco puesto en productividad y eficiencia.
De cara a los próximos años, la visión es que las estaciones se transformen en espacios multimodales adaptados a cada comunidad: tiendas de conveniencia más desarrolladas, oferta gastronómica ampliada, espacios de coworking, conectividad de alta calidad y puntos de retiro de compras online.
Con Chevron como socio estratégico y un plan agresivo de expansión, Dapsa busca reposicionarse como un jugador de peso en el mercado de combustibles y disputar participación en un negocio históricamente dominado por tres grandes marcas.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE junto a Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.
El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de Pan American Energy en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources.
Continental apuesta por Vaca Muerta
Continental, del multimillonario Harold Hamm conocido como el «rey del fracking», es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados. En noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de participación en Los Toldos II Oeste, en Neuquén.
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, fue el encargado de firmar el convenio en representación de la compañía estadounidense. Lawler reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión. «En 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap va a ser cubierto por Vaca Muerta», aseguró.
“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, agregó en aquella ocasión.
El ejecutivo también aprovechó su participación en el CERAWeek 2026 sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual: «Lo que seguiría fomentando es el excelente trabajo que se está realizando. No hagan nada que desincentive la inversión. Porque si se desincentiva la inversión, eso perjudica a los ciudadanos argentinos y retrasa la contribución sustancial del petróleo y el gas al panorama energético mundial».
Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.
Los activos de PAE en Neuquén
PAE lleva 50 años trabajando en Neuquén, es la segunda petrolera privada de la Argentina y es uno de los mayores productores del no convencional en la Cuenca Neuquina. La compañía produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
Además, opera siete áreas en Neuquén -seis de ellas en desarrollo- y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia.
La empresa generadora estatal sumó a su objeto social la comercialización de servicios.
Nucleoeléctrica Argentina (NASA) acaba de institucionalizar la comercialización deservicios e insumos para centrales nucleares como una nueva unidad de negocio en paralelo a la generación de electricidad. El objetivo es posicionar a la empresa como líder regional e internacional en la exportación de ese tipo de servicios, una veta que se encontraba subexplotada. El paso administrativo es clave también en el proceso de apertura parcial de la generadora estatal al capital privado, según pudo saber EconoJournal.
La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) realizaron este miércoles una asamblea de accionistas para concretar una modificación en el estatuto de la empresa estatal operadora de las centrales nucleares. La empresa sumó como nuevo objeto social la prestación de servicios, institucionalizando una nueva unidad de negocio, que aún no tiene un nombre definido.
Esta modificación se produce en un contexto en el que la empresa ha enfrentado cuestionamientos recientes por denuncias de sobreprecios en sus licitaciones y gastos millonarios con sus tarjetas corporativas en productos y servicios no vinculados con la industria nuclear. Además, los gremios del sector vienen denunciando la perdida de poder adquisitivo de los salarios, el intento de privatización y la puesta en marcha de mecanismos de disciplinamiento, control y censura hacia los trabajadores.
La nueva unidad de negocios
La nueva unidad estará enfocada en generar rentabilidad a partir de la comercialización de servicios al extranjero. «NASA hasta ahora tenía una actitud conservadora, de no hacer inteligencia en el mercado en búsqueda de generadoras que podrían ser clientes de los servicios que desarrollamos dentro de casa«, explicó una fuente dentro de la empresa al tanto del cambio.
Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I y II y la central de Embalse. La nueva unidad seguirá prestando servicios a esas centrales. «La prioridad la seguirán teniendo las centrales nucleares de NASA. Lo que se busca es vender servicios en los momentos de menor actividad, cuando no hay paradas programadas», agregó la fuente. Como ejemplo, señaló que la empresa envió personal el año pasado a trabajar en una central en Corea del Sur.
Con la desregulación del mercado eléctrico, el gobierno habilitó a Nucleoeléctrica por primera vez a poder disponer de las ganancias que eventualmente obtenga por el negocio de generación eléctrica. A través del decreto 450/25 fue modificado el artículo 37 de la ley 24.065 del Régimen de la Energía Eléctrica, que impedía a las empresas estatales disponer de sus utilidades y repartir dividendos.
La modificación de la ley 24.065 fue el primer paso en el proceso de privatización parcial de la compañía. El gobierno dio un segundo paso con la publicación del decreto 695/25, que establece el marco para la privatización del 44% del paquete accionario de NASA y la cesión de un 5% a los gremios (el Estado nacional seguirá reteniendo el 51% y el control de la compañía). La creación de la nueva unidad de negocio supone otro paso en esa dirección.
La experiencia de Nucleoeléctrica exportando servicios para centrales nucleares
NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores. Se tratan de capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse concluida en 2019. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I.
«Cuando se decidió terminar Atucha II el diseñador del reactor ya no existía. NASA asumió el rol de terminarla y hoy conviven dentro de la empresa la figura del operador con la del constructor de centrales, es algo inusual en el sector», sintetizó otra fuente.
Producto de esa experiencia, se desarrollaron servicios e insumos in house que sirven tanto para centrales del tipo CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido). Un ejemplo son los restrictores de flujo, un componente desarrollado por NASA para la extensión de Embalse, que luego ha fabricado y vendido a centrales CANDU en Canadá y cuyo valor económico asciende a US$200.000 por unidad.
La empresa ya ha brindado servicios a distintos países, entre los que se destacan China, Canadá, Brasil, Corea del Sur y España. Sin embargo, algunos de los servicios exportados no eran comerciales sino que eran en el marco de acuerdos para el intercambio de servicios. «Candu Energy hizo tareas en Embalse y Nucleoeléctrica las pago haciendo servicios a centrales en Canadá», explicaron a este medio.
El objetivo con la creación de la unidad de negocios es darle un perfil definitivamente comercial a la exportación de los servicios en un contexto internacional de gran actividad en construcción de centrales y extensiones de vida de reactores. La empresa está mirando más oportunidades en Brasil. También busca participar en las extensiones de vida de las unidades CANDU 1 y 2 en la central nuclear de Cernavoda en Rumania.
Pampa reabrió su bono internacional y completó una colocación por un total de US$950 millones con vencimiento al 2037.
Pampa Energía, el holding encabezado por el empresario Marcelo Mindlin, concretó la reapertura de su bono internacional con vencimiento en 2037, lo que le permitió un financiamiento adicional por US$500 millones destinados para cubrir el plan de inversiones de la compañía.
El bono había sido originalmente emitido en noviembre de 2025, en aquel entonces logrpo la colocación de US$450 millones. Pero en esta oportunidad, la transacción permitió alcanzar el menor spread de financiamiento en la historia de la compañía y elevar el monto total del bono a US$950 millones.
Luego de recibir ofertas por más de US$1.000 millones, la empresa reabrió su bono a 12 años, con cupón de 7,75%, y a una tasa de descuento de 7,60%. En el mercado se analizaba esta nueva colocación como la ratificación del interés que sostienen los activos del sector energético, los que vienen logrando un nivel histórico de colocaciones.
La compañía destacó tras la emisión que «el resultado refleja el fuerte posicionamiento crediticio de la compañía, permitiendo no solo comprimir la tasa respecto de la emisión de noviembre y alcanzar el menor spread en su historia (315 bps), sino también extender el perfil de vencimientos hasta 2037″, consolidando una estructura de deuda aún más cómoda.
Los proyectos de Pampa por US$10.000 millones
Pampa avanzó en los últimos dos meses con tres megaproyectos bajo el amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión declarada de US$4.500 millones. La estrategia de la compañía se enfoca, en primer lugar, en el desarrollo masivo de Rincón de Aranda, su bloque estrella de shale oil en Vaca Muerta, orientado a potenciar la extracción y exportación de crudo.
En segundo término, el grupo consolida su infraestructura logística mediante el millonario proyecto de ampliación y construcción del sistema de separación de líquidos del gas natural (NGLs) a través de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Se trata de una obra valuada en unos US$3.000 millones para asegurar la evacuación y el tratamiento del gas natural proveniente de la cuenca neuquina.
Por último, la apuesta industrial se completa con el diseño y puesta en marcha de una nueva planta de producción de urea, por otros US$2.400 millones. El proyecto a desarrollarse en el polo petroquímico de Bahía Blanca es una iniciativa que busca sustituir importaciones, agregar valor al gas en origen y abastecer de manera al mercado de fertilizantes de la Argentina y la región.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero pasado, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.
El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20 % de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador de todos los bloques.
Continental es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos, con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados.
PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y hoy es uno de los protagonistas del desarrollo del No Convencional en la Cuenca Neuquina.
La compañía produce en esta provincia 12 millones de metros cúbicos diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED). Además, opera siete áreas en Neuquén —seis de ellas en desarrollo— y participa como socio no operador en otras dos.
En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación del No Convencional otorgada por la provincia.
Sobre Continental Resources
Continental Resources, Inc. es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, tiene una larga trayectoria de innovación en el desarrollo de recursos No Convencionales.
Continental es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.
Asimismo, ocupa una posición de liderazgo en recursos en varias cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, Texas.
A nivel internacional, Continental está participando en un joint venture con la petrolera nacional de Turquía (TPAO) y TransAtlantic Petroleum para desarrollar recursos No Convencionales en la cuenca de Diyarbakır, en Turquía.
Al mismo tiempo, continúa consolidando su presencia en la formación No Convencional de Vaca Muerta, en Argentina.
Las distribuidoras de gas terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL.
El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.
En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.
Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.
Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.
A favor
Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.
Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.
También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.
Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentosde GNL.
Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.
Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.
Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.
Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.
En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.
La extraña matemática de Enarsa
La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.
Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.
Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.
Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.
Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).
Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.
Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.
No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.
“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.
La jugada que sorprendió al mercado
El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.
Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.
Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.
La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.
Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.
Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.
Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.
Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.
En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.
Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.
Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.
Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.
El gobernador Martín Llaryora, en el stand del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, en la Expo Internacional San Juan Minera.
El Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba desembarcó en la Expo Internacional San Juan Minera con una participación récord: nueve empresas expositoras, once sponsors y un stand institucional propio, en una señal del crecimiento del ecosistema industrial cordobés y de su apuesta por integrarse cada vez más a la cadena de valor minera nacional.
La presencia cordobesa estuvo acompañada además por la visita del gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, quien recorrió la isla de stands del Clúster durante la exposición y reforzó el posicionamiento de la provincia como un actor dispuesto a acompañar el desarrollo de la industria minera argentina. Durante su participación en San Juan, el mandatario destacó que Córdoba “apuesta al desarrollo de la industria minera” y remarcó la necesidad de construir una agenda federal que permita transformar los recursos naturales en empleo, desarrollo industrial e innovación tecnológica.
Socio estratégico de la minería
Desde el Clúster sostienen que la minería representa “una oportunidad histórica para la Argentina”, especialmente en un contexto global marcado por la creciente demanda de minerales críticos vinculados a la transición energética, como el cobre. El perfil de las empresas que integran el clúster combina una fuerte base industrial y metalmecánica con capacidades de ingeniería aplicada, automatización, montaje, logística, servicios especializados y desarrollo tecnológico.
Según la propia entidad, se trata de una red de empresas industriales que brindan soluciones para toda la cadena de valor de minería, con oferta en equipamiento y componentes, sistemas hidráulicos, piping, piezas mecanizadas, tanques, software de gestión, servicios de campo, calibración, ensayos, tratamiento de residuos y desarrollos a medida junto al cliente. La entidad cordobesa considera que la provincia tiene capacidades concretas para aportar a los grandes proyectos mineros que se desarrollan en regiones como Cuyo y el NOA.
Experiencia cordobesa
La experiencia acumulada por Córdoba en sectores como el automotriz, aeronáutico, ferroviario, energético y agroindustrial le permite ofrecer soluciones industriales, metalmecánicas, logísticas y de ingeniería con altos estándares de calidad y adaptación técnica. “Los grandes proyectos mineros van a requerir más proveedores calificados, mayor capacidad productiva y cadenas de valor más profundas”, remarcaron desde el Clúster, al advertir que la demanda futura del sector podría superar ampliamente la oferta actual de proveedores.
Además, desde la entidad remarcan una lógica de trabajo basada en la articulación y la cooperación industrial. “Las empresas pueden competir en mercados, pero también cooperar para abrir oportunidades, mejorar estándares, generar escala, compartir aprendizajes y construir una oferta más robusta”, señalaron, como parte de una visión orientada a fortalecer capacidades colectivas y potenciar el desarrollo de proveedores argentinos.
Cooperación entre provincias para apuntalar el desarrollo minero
Uno de los ejes centrales planteados por la institución fue la necesidad de avanzar hacia un esquema de cooperación entre provincias, evitando que las políticas de compre local se conviertan en barreras internas que limiten la capacidad argentina de responder a proyectos de escala global.
Desde Córdoba aseguran que la intención no es competir con las provincias mineras, sino complementar capacidades y construir una red industrial más robusta y federal. La magnitud de las inversiones proyectadas en Argentina refuerza esa visión. Proyectos como Josemaría, Filo del Sol, Los Azules, El Pachón, Altar y Mara representan inversiones multimillonarias que demandarán una red de proveedores mucho más amplia y sofisticada.
Con este escenario como telón de fondo, Córdoba busca consolidarse como un polo industrial complementario para el desarrollo minero argentino, apostando a la articulación entre empresas, universidades, centros tecnológicos y gobiernos provinciales para ampliar capacidades y generar soluciones integrales para una industria que promete cambiar la escala productiva del país.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA organizó cuatro subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento de junio: Un total de 504 millones de metros cúbicos.
La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado, que el segmento (6 distribuidoras) compró 49,5 millones y el precio fue 21,49 U$S/MMbtu (fijo).
El remanente ofrecido en la segunda subasta fue entonces de 454,5 millones a los que podían acceder industrias (compraron 42,5 millones) y centrales térmicas (compraron 173 millones).
El nuevo remanente, de 239 millones de metros cúbicos, se ofreció en la tercera ronda, exclusiva para comercializadoras. Una de ellas compró 238,7 millones y otra se alzó con los 0,3 millones restantes.
Al no quedar remanente no se llevó a cabo la cuarta subasta prevista, destinada a CAMMESA como proveedor de última instancia para generación.
En la segunda y la tercera el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos. Todos ofertaron en una franja muy baja, entre 0 y 0,21 U$S/MMBTU.
A partir de este jueves, YPF aplica un aumento del 1% en el precio de sus combustibles, una medida que surge tras un análisis de las condiciones de mercado y el comportamiento de la oferta y la demanda, explicó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. A pesar del ajuste en los surtidores, el precio del gasoil premium, que en la Argentina aún no logró pleno abastecimiento, se mantiene por detrás del import parity y complica en particular a las refinadoras no integradas.
El incremento se da en un contexto global de alta volatilidad energética, marcado por la persistencia del conflicto en Oriente Medio, lo que presiona al alza la cotización internacional del crudo Brent. Sin embargo, los precios de los combustibles en el país se mantienen a tono con la región, por ejemplo, por detrás de Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta con un 39% y 24%, respectivamente.
A pesar del ajuste, el precio del gasoil premium se mantiene por detrás de la paridad de importación, un escenario que afecta directamente el abastecimiento para sectores clave como el agro. Actualmente, el gasoil importado que consume el campo arrastra un atraso promedio de 27 centavos de dólar por litro, lo que implica que las empresas que importan para abastecer a ese segmento pierden unos 350 pesos por litro.
Esta brecha complica especialmente la ecuación de las refinadoras no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), mientras que las integradas como YPF y Axion logran compensar la situación operando con un precio de crudo calculado en torno a los 90 dólares.
En ese mismo contexto, YPF se encuentra monitoreando día a día cómo responde la demanda, con el objetivo de evitar una caída en el consumo de gasoil. La cautela responde a que el excedente de este combustible no es de fácil exportación para la petrolera. Debido a que su gasoil posee una mayor proporción de partes por millón de azufre y suele sufrir descuentos en su precio de venta en los mercados internacionales, obliga a priorizar el sostenimiento del volumen de ventas en el mercado interno.
Una medida para sostener el consumo
Para mitigar el impacto directo en el bolsillo de los consumidores, la petrolera decidió extender por 45 días el mecanismo de amortiguación del impacto del crudo en el combustible local. Marín dijo que «el objetivo es continuar aplicando el sistema de ‘buffer de precios’ por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor” ante la inestabilidad externa.
La estrategia busca que las variaciones abruptas del mercado internacional no lleguen de forma inmediata a las estaciones de servicio. En ese sentido, la conducción de la empresa ratificó que “desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, manteniendo estables el resto de los componentes que integran el precio final al público.
Este sistema contempla además una ingeniería financiera para garantizar la sostenibilidad de la petrolera de bandera. Marín detalló que se estableció una cuenta compensadora para que, una vez finalizado el periodo estipulado y concluido el conflicto bélico, la firma pueda “mantener constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido” generado por esta política de contención de precios.
Finalmente, la empresa continuará profundizando el uso de tecnología para la segmentación de sus valores de venta. Marín dijo que la petrolera aplicará su “sistema de micropricing que permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”, en toda la Argentina.
YPF continúa el esquema de buffer
Tras la aplicación del ajuste, los nuevos valores promedio en las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasan a ser de $2.037 para la nafta Súper y $2.242 para la variante premium Infinia. En cuanto a la línea de gasoil, el Diesel 500 se ubica ahora en $2.106, mientras que el producto de mayor calidad, Infinia Diesel, alcanza los $2.316 por litro.
Durante la reciente call con inversores tras la presentación de resultados, el presidente y CEO de YPF explicó que la volatilidad en el mercado externo obligó a un cambio de táctica a fines del primer trimestre. Marín señaló que, debido al fuerte aumento en los precios internacionales por el conflicto en Oriente Medio, «en marzo se pudo trasladar el incremento al surtidor, pero en la última semana de marzo, la demanda comenzó a mostrar signos de contracción por primera vez en un tiempo, particularmente en naftas”.
Ante este escenario de retracción del consumo, la compañía optó por una estrategia de contención temporal para no profundizar la caída de las ventas. El directivo precisó que “se decidió posponer temporalmente la repercusión de los aumentos de precios internacionales a los clientes durante 45 días”, funcionando este mecanismo como un amortiguador que permitirá reducir la brecha con los precios de importación mediante una compensación posterior en el valor de los combustibles.
En un mensaje explicito hacia el mercado financiero sobre la autonomía de la petrolera, Marín enfatizó que «esta decisión se tomó de forma proactiva, por iniciativa propia, tras analizar la oferta y la demanda a través de nuestro centro de inteligencia comercial en tiempo real, sin ninguna interferencia gubernamental, y posteriormente fue adoptada por todos los principales operadores del sector«.
La Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC) celebró en el Houston Petroleum Club su tercera edición de la Bilateral Energy Summit la cual reunió a compañías líderes, inversores, autoridades y referentes del sector energético, tecnológico y financiero para posicionar a Vaca Muerta como una plataforma estratégica de desarrollo, inversión y cooperación entre Argentina y Texas.
El encuentro reunió a más de 450 asistentes, entre ellos ejecutivos de primer nivel de compañías energéticas, de servicios petroleros, logística, tecnología, infraestructura e inversión con sede en Estados Unidos, quienes exploraron oportunidades de negocio.
Entre las compañías representadas se destacó la presencia de fondos de inversión, operadoras integradas globales y actores de la cuenca del Permian, compañías de servicios, universidades, cámaras de comercio y organizaciones profesionales estadounidenses, y proveedores de servicios de oilfield de todos los tamaños.
Vaca Muerta como el principal destino global de inversión energética
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, trazó tres pilares que hacen de Vaca Muerta una oportunidad única: la estabilidad macroeconómica del Gobierno nacional, la calidad superior de la roca Argentina y la inversión colaborativa ya materializada en infraestructura de exportación.
“No hay lugar en el mundo donde se vaya a invertir tanto como en Vaca Muerta en los próximos años. La inversión entre 2025 y 2031 va a ser de 130.000 millones de dólares. Neuquén es el lugar más hot de inversiones; Los invitamos a venir”, afirmó Marín.
La cumbre también puso en valor la cooperación entre compañías argentinas y estadounidenses como una condición clave para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese marco, Pan American Energy y Continental Resources compartieron un panel en el que destacaron el trabajo conjunto que vienen impulsando en la Argentina, a partir de la combinación entre experiencia internacional en recursos no convencionales, conocimiento operativo local y capacidad de ejecución en el país.
Marcelo Gioffré, VP de Supply Chain de PAE, subrayó la importancia de desarrollar una cadena de valor robusta: “La sinergia entre proveedores de servicios es donde realmente se libera el valor. Se trata de construir una cadena de suministro tan resiliente como eficiente”.
Por su parte, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, respaldó ante la audiencia estadounidense el régimen RIGI, la herramienta de incentivos a la inversión de largo plazo.
El mandatario también subrayó la apuesta por la sustentabilidad social del modelo, con inversión en formación de mano de obra local a través del Instituto Vaca Muerta.
En este mismo marco, Figueroa anunció el lanzamiento de la licitación pública nacional e internacional de 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, a través de Gas y Petróleo del Neuquén.
Sobre la ATCC La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) es la cámara bilateral que promueve el comercio y las inversiones entre Argentina y el estado de Texas, con foco estratégico en el sector energético. A través de misiones comerciales, programas de matchmaking y espacios de diálogo institucional, la ATCC conecta a empresas, gobiernos y academia de ambos países. www.argentinatexas.org
El Sindicato Petrolero de Santa Cruz presentó el traspaso de trabajadores de Oleosur a la empresa CAM como un proceso acordado y ordenado, con el objetivo de preservar las fuentes laborales en un contexto complejo para la actividad hidrocarburífera. Según informaron, la transición se llevó a cabo “en un marco de diálogo y responsabilidad”, garantizando la continuidad laboral y el respeto de las condiciones vigentes para los empleados afectados.
El gremio, liderado por Rafael Güenchenen, destacó que la prioridad fue “preservar cada puesto de trabajo” ante las dificultades que enfrenta el sector en la región.
No obstante, horas después, Oleosur emitió un comunicado contundente en el que cuestionó la forma en que se resolvió el cambio de contratista, dejando en evidencia un clima de tensión y malestar. La empresa con más de 45 años de trayectoria en la zona afirmó que su salida se produjo “sin argumentos claros ni explicaciones convincentes”.
Además, Oleosur expresó “serias dudas” sobre “los verdaderos motivos” y los “intereses que pudieron haber influido en la decisión”, señalando que estas decisiones suelen beneficiar a compañías cercanas a los círculos de poder, aunque sin mencionar directamente a la firma que recibió el contrato.
La empresa reclamó que el debate público se limite únicamente a la continuidad laboral, sin abordar las razones que motivaron el reemplazo. “No alcanza con hablar de continuidad laboral si no se explica por qué se desplazó a una empresa con historia, experiencia y presencia comprobada en la zona”, subrayó.
En otro pasaje del comunicado, Oleosur sostuvo que “los trabajadores y la comunidad merecen respuestas concretas: qué se decidió, por qué se decidió y quiénes fueron responsables”. La publicación finaliza con un llamado a la transparencia: “La transparencia no debería ser opcional, sino una obligación en decisiones que afectan el trabajo y el desarrollo de toda una región”.
Más allá de la continuidad laboral garantizada, este intercambio público expuso un escenario de fuertes diferencias entre las partes involucradas. El comunicado de Oleosur introduce además un componente político y empresarial al insinuar posibles vínculos entre las firmas beneficiadas y sectores de poder, aunque sin identificar destinatarios específicos.
Este episodio se enmarca en una reconfiguración de contratos y servicios dentro de la actividad petrolera en la cuenca San Jorge, en momentos de incertidumbre para varias compañías regionales del sector, donde las disputas por áreas operativas y licitaciones se intensifican.
En medio de este conflicto, el Ministerio de Trabajo de Santa Cruz dictó la conciliación obligatoria y solicitó dejar sin efecto las desvinculaciones denunciadas por el sindicato. La próxima reunión para avanzar en la negociación está prevista para el 11 de mayo en Las Heras.
El Gobierno de Mendoza aprobó, mediante el Decreto 864, la prórroga por 10 años de la concesión de explotación hidrocarburífera del área Cajón de los Caballos, ubicada en Malargüe, a favor de la UTE conformada por Desarrollos Petroleros y Ganaderos SA y Compañía General de Combustibles SA. La medida consolida una nueva etapa de desarrollo para un yacimiento convencional, con el objetivo de incrementar la actividad productiva, extender la vida útil de la infraestructura existente y generar condiciones para nuevas inversiones en la provincia.
La prórroga contempla un plan de inversiones de más de 3 millones de dólares, en el que se destaca la perforación de un nuevo pozo con objetivo de exploración complementaria en la zona de Los Alpatacos. Esta actividad permitirá profundizar el conocimiento geológico del área, evaluar nuevos horizontes productivos y generar información técnica clave para definir futuras oportunidades de desarrollo dentro del bloque.
Además de la nueva perforación exploratoria, el plan incluye la reparación de pozos, el reprocesamiento de información sísmica y la elaboración de nuevos modelos técnicos, consolidando una estrategia orientada no solo a sostener la producción existente, sino también a ampliar el potencial hidrocarburífero del área.
En paralelo, la extensión de la concesión también permite poner en valor el potencial gasífero comprobado del área, generando un horizonte temporal adecuado para analizar y viabilizar proyectos vinculados a la comercialidad del gas existente. En este sentido, la prórroga no solo apunta a incrementar la producción de petróleo, sino también a crear condiciones para transformar recursos ya identificados en nuevas oportunidades de desarrollo energético para Mendoza.
Cabe destacar que la incorporación de una perforación con objetivo exploratorio y la posibilidad de avanzar sobre el potencial gasífero comprobado del área le otorgan a la prórroga un carácter especialmente estratégico. No se trata únicamente de extender la vida útil de un yacimiento convencional, sino de promover nueva actividad de subsuelo, reducir incertidumbre geológica y abrir la posibilidad de incorporar nuevos recursos a la matriz energética y productiva provincial.
“Esta prórroga no es simplemente una extensión administrativa. Es una herramienta concreta para transformar un área madura en una nueva oportunidad de inversión, exploración, producción y empleo mendocino. La Provincia acompaña cuando hay compromisos reales, pero también exige inversión, control, cumplimiento ambiental y responsabilidad operativa”, señaló la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Uno de los aspectos centrales del decreto es la aprobación de una alícuota de regalías del 7 %, diseñada para mejorar la competitividad del proyecto y viabilizar inversiones en un área con desafíos operativos. La medida permite generar condiciones para sostener la operación, recuperar pozos y avanzar en nuevas actividades exploratorias.
“El dato más importante es que este plan no se limita a sostener lo que ya existe: incorpora una perforación con objetivo exploratorio y permite avanzar sobre el potencial gasífero comprobado del área. Eso es justamente lo que Mendoza necesita: seguir ampliando conocimiento, generar nuevas oportunidades y transformar incentivos en actividad concreta”, comentó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
En ese sentido, Erio agregó: “Estamos convencidos de que estos esquemas de incentivos generan un círculo virtuoso. En principio, la Provincia incentiva con reducciones de regalías, pero eso se traduce en producción incremental, reinversión por parte de las empresas, generación de puestos de trabajo, impacto en la cadena de valor y, en definitiva, también en recaudación”.
Además, el decreto establece exigencias en materia de protección ambiental, saneamiento de pasivos, abandono de pozos, seguro ambiental, garantías de cumplimiento e inspección permanente por parte de la Autoridad de Aplicación. También prevé mecanismos de control, fiscalización y sanción ante eventuales incumplimientos, incluyendo causales de caducidad de la prórroga.
Con esta decisión, la Provincia reafirma su política de extender la vida útil de los yacimientos convencionales, promover nueva actividad exploratoria, poner en valor el potencial gasífero existente, atraer inversiones sostenibles y fortalecer el rol del Estado como autoridad concedente, impulsando un modelo de desarrollo hidrocarburífero basado en previsibilidad, eficiencia, control y cumplimiento.
El gobernador Rolando Figueroa firmó este martes dos convenios con el director de Relaciones Institucionales y Administración del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Martín Kaindl, mediante los cuales la empresa GeoPark aportará 250 mil dólares al plan de becas Gregorio Álvarez y Shell contribuirá con más de 150 mil dólares para acompañar el programa Emplea Neuquén. También participó de esta firma la gerenta de Relaciones Corporativas de Shell, Verónica Staniscia
Cabe recordar que el IAPG firmó en 2024 un acuerdo marco con la Provincia, mediante el cual se comprometió a promover entre sus empresas asociadas el plan de becas neuquino. En este caso, GeoPark Argentina SA -socia del IAPG- decidió concretar el aporte económico de 250 mil dólares para el programa Redistribuir Oportunidades.
La firma para el aporte de GeoPark había sido acordada en marzo, durante una reunión que el gobernador mantuvo en la ciudad de Neuquén con el CEO de la firma, Felipe Bayon.
El programa de becas Redistribuir Oportunidades constituye una de las principales políticas educativas impulsadas por el gobierno neuquino y busca garantizar el derecho social a la educación, promoviendo la inclusión, la igualdad y la calidad educativa para niños, niñas, adolescentes y jóvenes de toda la provincia.
El otro acuerdo formaliza la continuidad del financiamiento de Shell al programa Emplea Neuquén y consolida una alianza estratégica entre el Estado provincial y el sector privado, con el objetivo de fortalecer la empleabilidad y generar oportunidades concretas de inserción laboral para los neuquinos.
El financiamiento, que asciende a 151 mil dólares, permitirá sostener y ampliar la oferta formativa durante 2026, diseñada a partir de mesas sectoriales vinculadas a rubros clave como petróleo y gas, comercio, turismo, construcción y salud. Estas instancias permiten alinear la capacitación con las demandas reales del mercado laboral y las necesidades productivas de la provincia.
El acuerdo permitirá que se desarrollen capacitaciones orientadas a áreas como operación y mantenimiento industrial, instrumentación, producción, servicios vinculados a la actividad hidrocarburífera, gestión administrativa, gastronomía, economía del cuidado, discapacidad, salud y agroindustria, entre otras temáticas alineadas a las demandas reales del mercado laboral neuquino.
Durante 2025, este aporte posibilitó el desarrollo de 22 capacitaciones, tanto presenciales como virtuales, con la participación de 11 instituciones académicas de prestigio, públicas y privadas.
Con estos nuevos aportes del sector energético, el gobierno provincial continúa ampliando el alcance del plan de becas y del programa Emplea Neuquén, consolidando una articulación público-privada orientada a generar más oportunidades de formación y desarrollo para los neuquinos y neuquinas.
Del acto de firma de los convenios participaron también la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; el secretario de Trabajo, Pablo Castillo; y la subsecretaria de Promoción de Empleo y Formación Profesional, Julieta Cuevas.
El Gobierno de Río Negro, a través del Directorio del Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra, avanzó en un convenio estratégico de abastecimiento eléctrico que permitirá a La Pampa acceder a energía hidroeléctrica con mayor previsibilidad de costos y fortalecer el sistema energético regional.
El acuerdo fue suscripto junto a representantes de Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, a través de la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APE), con el Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra, organismo presidido por el Ministro de Obras y Servicios Públicos de La Pampa y responsable de la Central Hidroeléctrica Casa de Piedra, Alfredo Intronati.
La reunión se desarrolló en la Villa Casa de Piedra, donde se definieron los alcances del contrato de abastecimiento eléctrico en el marco de la Resolución N°400/2025 de la Secretaría de Energía de Nación, normativa que impulsa nuevos mecanismos de comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El Superintendente del Departamento Provincial de Aguas (DPA), Néstor Pérez, destacó que el convenio representa beneficios concretos tanto para el Ente como para la Provincia de La Pampa.
“Todo el volumen de energía generado será adquirido por La Pampa mediante un procedimiento comercial que permitirá mejorar significativamente los ingresos del Ente y reducir el costo de compra de energía para la provincia”, explicó Pérez.
En este sentido, detalló que la nueva modalidad comercial permitirá incrementar cerca de un 80% los ingresos vinculados a la comercialización de energía respecto al esquema actual.
Además, el acuerdo permitirá a La Pampa incorporar energía renovable con mayor estabilidad económica, reduciendo la exposición a la volatilidad del mercado Spot y mejorando la previsibilidad financiera del sistema eléctrico provincial.
Desde el Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra señalaron que el nuevo marco regulatorio habilita a los generadores provinciales a celebrar contratos bilaterales de abastecimiento eléctrico, una herramienta estratégica para garantizar condiciones comerciales más estables.
Actualmente, la Central Hidroeléctrica Casa de Piedra se encuentra habilitada para operar en el Mercado a Término de Energía (MATER), lo que le permite comercializar la totalidad de su generación mediante contratos directos.
El análisis técnico y administrativo realizado por el organismo concluyó que la propuesta presentada por la Administración Provincial de Energía de La Pampa resulta la alternativa más conveniente, ya que asegura la colocación total de la energía generada en condiciones económicas favorables y con mayor previsibilidad financiera para el Ente integrado por Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.
En medio de los cambios en el valor del petróleo por el conflicto de Medio Oriente, la petrolera estatal YPF anunció que incrementará 1% los precios de los combustibles desde este jueves para luego mantenerlos estabilizados por otros 45 días con el objetivo de reducir el impacto directo en los surtidores.
La decisión fue comunicada este miércoles por el CEO de YPF, Horacio Marín, a través de un mensaje publicado en su cuenta de la red social X. “@YPFoficial ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda”, escribió.
A propósito de cómo será la evolución de los valores en las próximas semanas, el titular de la firma energética remarcó que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.
El buffer de precios, también llamado “amortiguador”, se aplicó por primera vez a partir del miércoles 1° de abril frente la contracción del consumo de combustibles que tuvo lugar, sobre todo, en el interior del país. Finalizado el nuevo plazo, la compañía evaluará de qué manera incorporar los incrementos al precio en caso de que ocurran en un escenario de guerra y volatilidad en los mercados energéticos internacionales.
A partir del jueves 14 de mayo, @YPFoficial ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda.
De igual manera, continuaremos aplicando el sistema de “buffer de precios” por hasta 45 días… pic.twitter.com/EHdzW9fgLR
Hasta ahora, dentro del sector existían dudas sobre qué haría YPF una vez vencido el esquema aplicado hace 45 días para contener el traslado de la suba internacional del crudo a los surtidores. Según fuentes del mercado, los combustibles acumulan un atraso de entre 10% y 15% respecto de la evolución internacional desde el inicio del conflicto bélico en Oriente Medio.
Pese al compromiso de congelar los valores, muchas estaciones de servicio del interior del país sufrieron micro ajustes durante este período.
Con una cuota de mercado que supera el 50%, la petrolera estatal suele fijar los precios más bajos en las estaciones de servicio, lo que impulsa a las demás empresas a modificar su política en base a estos movimientos.
La compañía italiana ENI confirmó ante inversores en la Bolsa de Nueva York que la decisión final de inversión (FID) del proyecto Argentina LNG será el hito central de 2026 dentro de su planificación global.
La inclusión del proyecto en un ámbito regulado de comunicación corporativa lo posiciona como una de las iniciativas estratégicas del portafolio internacional de la empresa para el período 2026–2030.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que la definición de ENI constituye la señal más concreta sobre el avance del proyecto y ratifica la hoja de ruta acordada entre las compañías. El desarrollo se estructura con la participación de YPF, ENI y ADNOC/XRG, e incorpora un esquema de project finance internacional liderado por J.P. Morgan.
El proyecto prevé una inversión total estimada cercana a los US$ 30.000 millones para el sistema completo —incluyendo infraestructura de licuefacción, gasoductos troncales y el programa de pozos necesario para sostener una capacidad de exportación de 12 MTPA— mientras que el CAPEX industrial estrictamente asociado a la planta, obras marítimas y facilidades de superficie se ubica en torno a los US$ 24.000 millones, según la actualización presentada por YPF en sus instancias técnicas.
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La arquitectura del proyecto contempla una plataforma integrada de GNL en el Golfo San Matías, con dos unidades de licuefacción de 6 MTPA cada una, un gasoducto de gran diámetro desde Vaca Muerta, instalaciones de acondicionamiento y un programa aproximado de 800 pozos gasíferos para garantizar el suministro continuo.
El avance hacia la FID está condicionado a la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), considerado requisito habilitante para el cierre financiero y la firma de contratos de offtake de largo plazo. El Estado argentino interviene como autoridad regulatoria en materia fiscal, aduanera y ambiental.
En paralelo, el país avanza con el proyecto Southern Energy, que iniciará exportaciones de GNL mediante unidades flotantes a partir de 2027 y que ya firmó un contrato de suministro con una empresa europea por un volumen plurianual. Ambos desarrollos conforman la nueva plataforma exportadora de gas de la Argentina, aunque responden a escalas, socios y modelos operativos distintos.
La definición de ENI, la participación de ADNOC/XRG, la actualización del CAPEX industrial y la consolidación del esquema de financiamiento ubican a Argentina LNG como el proyecto energético de mayor envergadura del país para la próxima década y como uno de los desarrollos de GNL más relevantes del hemisferio sur.
Argentina y Chile reactivaron la agenda de minería binacional en el marco del Tratado de Integración y Complementación Minera de 1997, que habilita el desarrollo de proyectos integrados en zona de frontera, con operaciones, logística, aduana y plantas compartidas dentro de las Áreas de Operaciones Integradas (AOI).
La reactivación se articula a través de la Comisión Binacional de Comercio e Inversiones (COBIN), que desde 2024 sostiene mesas técnicas sobre permisos espejo, interoperabilidad aduanera, infraestructura cordillerana y estándares ambientales aplicables a proyectos de gran escala.
El esquema binacional vuelve a tomar centralidad por la presencia de proyectos de cobre de clase mundial en la franja cordillerana compartida. Entre ellos se destacan Constelación (integración de Josemaría en Argentina con Los Helados en Chile, bajo el grupo Lundin), Vicuña (NGEx – Filo Mining), Filo del Sol, y el área chilena de Los Helados, todos ubicados en zonas de alta montaña con glaciares, glaciaretes y permafrost.
Estos activos concentran una porción significativa del cobre no desarrollado del planeta, según bases internacionales de recursos minerales.
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La agenda binacional incorpora diferencias regulatorias relevantes: Chile mantiene un régimen más estricto en materia de glaciares y evaluación ambiental, mientras que Argentina opera con regulación provincial y sin una ley específica equivalente.
Esto obliga a que los proyectos integrados presenten estudios ambientales independientes en ambos países, con criterios técnicos diferenciados y cronogramas de aprobación no necesariamente sincronizados.
El avance del esquema binacional responde a factores estructurales: la necesidad de infraestructura cordillerana para proyectos de altura, la posibilidad de reducir CAPEX mediante plantas y servicios compartidos, el acceso a puertos chilenos para exportación y la presión internacional por ampliar la oferta de minerales críticos, en particular cobre.
La reactivación también implica coordinación en corredores logísticos, campamentos, energía, abastecimiento de agua y operación invernal en altura.
Para Argentina, la agenda tiene impacto directo sobre San Juan, donde se concentran los proyectos integrables con Chile. La articulación binacional permite acelerar definiciones sobre Josemaría, Filo del Sol y el clúster Vicuña–Constelación, que requieren infraestructura y permisos espejo para operar en continuidad geológica con el lado chileno.
La reactivación del tratado y la mesa técnica de la COBIN configuran un escenario de mayor integración operativa en la frontera y reordenan la planificación de los proyectos cupríferos de gran escala en la región andina.
La provincia de Río Negro otorgó a TanGo Energy Argentina tres concesiones no convencionales en la ventana petrolera de Vaca Muerta: Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, con una superficie conjunta superior a los 150.000 acres.
Las áreas fueron reconvertidas a CENCH mediante el Decreto 509/26, que también formalizó la cesión de cinco áreas convencionales y tres concesiones de transporte desde Vista Energy hacia TanGo, consolidando una estructura operativa 50/50 entre ambas compañías.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de US$ 66 millones y la perforación de seis pozos durante la primera mitad de 2027, orientados a validar productividad y geometría de drenaje en el sector rionegrino de Vaca Muerta.
Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y habilitan el desarrollo de shale oil en una zona históricamente convencional ubicada sobre el meridiano 10, en continuidad geológica con la ventana petrolera neuquina.
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La compañía proyecta un escenario de desarrollo ampliado con inversiones anuales del orden de US$ 200–250 millones, sujeto a la presentación de un proyecto bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El objetivo declarado es alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios en un horizonte de cinco años, condicionado a resultados del piloto, disponibilidad de infraestructura y cronogramas de inversión.
El ingreso de TanGo Energy posiciona a Río Negro como nueva frontera shale dentro del sistema Vaca Muerta. Aunque la provincia registra solo siete pozos no convencionales, estos representan 38% del petróleo provincial, lo que convierte al shale en un componente creciente de su matriz productiva.
La incorporación de tres CENCH y el inicio de un piloto de escala configuran un cambio estructural en la participación rionegrina dentro del desarrollo no convencional de la cuenca.
First Quantum Minerals y Rio Tinto avanzan en el desarrollo del proyecto de cobre La Granja, ubicado en el distrito de Querocoto, región Cajamarca, Perú, con un esquema de inversión que prevé hasta US$ 546 millones destinados a estudios, ingeniería y trabajos de pre‑desarrollo.
El monto se suma a los US$ 105 millones ya desembolsados por First Quantum para adquirir el 55% de participación en el activo, mientras que Rio Tinto mantiene el 45%.
El último informe técnico NI 43‑101, con fecha efectiva 31 de diciembre de 2025, posiciona a La Granja entre los mayores depósitos de cobre no desarrollados del mundo.
El recurso actualizado reporta 4.831 millones de toneladas de recursos medidos e indicados con 0,48% Cu, y 5.206 millones de toneladas de recursos inferidos con 0,40% Cu, que en conjunto superan las 43 millones de toneladas de cobre contenido.
La base técnica se sustenta en más de 800 sondajes diamantinos y alrededor de 370.000 metros perforados.
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El proyecto se encuentra en fase de estudios avanzados y opera con una cadena de proveedores de escala en Perú para perforación, análisis geoquímicos, ingeniería, geotecnia y servicios ambientales.
La magnitud del recurso implica un diseño conceptual de operación a gran escala, con requerimientos significativos de infraestructura para procesamiento, transporte y manejo de relaves, en línea con los estándares de los principales proyectos cupríferos de la región andina.
La relevancia para Argentina surge de la presencia simultánea de First Quantum y Rio Tinto en el país, particularmente a través del proyecto Taca Taca en Salta, que prevé una inversión inicial estimada en ~US$ 4.200 millones y una producción cercana a las 300.000 toneladas anuales de cobre en su primera década.
La consolidación de La Granja en Perú y el avance de Taca Taca configuran un portafolio regional de cobre de gran escala bajo los mismos grupos, con impacto potencial sobre la demanda de proveedores, servicios técnicos y financiamiento para proyectos mineros en el Cono Sur.
El Gobierno estableció un mecanismo de financiamiento en seis cuotas para el costo del GNL utilizado en el abastecimiento residencial durante los meses de mayor demanda.
La medida aplica al componente PIST cuando el suministro proviene de GNL importado, cuyo precio supera al del gas local y genera un incremento estacional en el costo del insumo que se traslada a las distribuidoras.
El esquema fue instrumentado por la Secretaría de Energía y se integra a la definición de precios estacionales del gas para el período invernal. El diferimiento distribuye en seis meses posteriores la porción del costo vinculada al GNL, sin modificar el valor total del insumo. El ENARGAS deberá incorporar el mecanismo en los cuadros tarifarios y en los procedimientos de facturación de las distribuidoras.
El financiamiento responde a la necesidad de amortiguar el impacto del GNL en las facturas residenciales en un contexto de mayor consumo y de limitaciones en la capacidad de transporte que obligan a complementar la oferta local con importaciones.
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El esquema requiere instrumentos de compensación financiera para que las distribuidoras puedan cubrir el costo del gas adquirido por Enarsa y entregado al sistema durante el invierno.
La medida se articula con la planificación de abastecimiento para el período invernal, que combina producción local, gas de Vaca Muerta, contratos de importación y cargamentos de GNL. El diferimiento del costo del insumo busca estabilizar el flujo de fondos del sistema gasífero y reducir el riesgo de morosidad en los meses de mayor consumo residencial.
El mecanismo de cuotas se integra a la política de administración estacional del precio del gas y a la coordinación entre Secretaría de Energía, ENARGAS, Enarsa y distribuidoras para asegurar el abastecimiento invernal y la recuperación del costo del GNL dentro del esquema regulatorio vigente.
Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”
En un evento que combinó compromiso social y visión de largo plazo, Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”. La jornada tuvo lugar en la Embajada de España en Argentina.
El encuentro contó con la presencia del Embajador de España, Joaquín María de Aristegui Laborde, autoridades de Naturgy Argentina e invitados especiales entre los que se destacan representantes de CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible), GDFE (Grupo de Fundaciones y Empresas), METROGAS, entre otros.
Programa de Emprendedores Sociales
Durante la apertura, Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, destacó: “Desde 2011, Emprendedores Sociales es un vehículo para vincularnos con las comunidades. Para nosotros, acompañar estos proyectos significa ayudar a transformar buenas ideas en soluciones reales y reafirmar que la energía del futuro debe ser humana, cercana y responsable”.
Además, subrayó el alcance federal del programa: “Detrás de cada proyecto hay personas comprometidas e historias de transformación. Este encuentro nos permite escuchar en primera persona a los protagonistas y conocer el impacto real generado en el territorio”.
Una de las características distintivas de esta iniciativa es que las propuestas son presentadas por los propios colaboradores de Naturgy y luego un jurado experto determina las organizaciones ganadoras. En la edición 2025, se recibieron 35 proyectos provenientes de las regiones de BAN, NOA y San Juan, cubriendo ejes fundamentales como el cuidado del medioambiente, la eficiencia energética, la inclusión sociolaboral, la educación y la salud.
Proyectos destacados en el encuentro
Durante el evento, se conocieron los testimonios y avances de alguna de las organizaciones beneficiadas por Emprendedores Sociales.
Fundación Germinare: Oportunidades educativas en sectores vulnerables.
Vivienda Digna: Proyecto “Suelo Firme” de construcción participativa en Derqui.
Fundación Bomberos: Campaña “Ecoguardianes” para la prevención de incendios forestales.
Fundación Reciduca: Capacitación ambiental y reciclaje en escuelas.
Fundación Todavía es Tiempo: Fortalecimiento del taller de cerámica en Paso del Rey.
Asociación Civil Despuntado: Inclusión laboral de adultos con discapacidad intelectual como preceptores de arte.
PANAACEA: Herramientas para familias y cuidadores de niños con autismo.
Con este encuentro, Naturgy reafirma su estrategia de Sostenibilidad a nivel local, celebrando 15 años de una iniciativa que pone en valor el compromiso social de las organizaciones sociales que impactan positivamente en sus comunidades.
Socotherm, una compañía de capitales argentinos especializada en tecnologías de revestimiento para tuberías de acero, anunció la reapertura de su planta industrial en Venezuela, destinada a la producción de productos para la industria petrolera. La instalación retoma su actividad luego de ocho años sin operaciones y vuelve a abastecer proyectos vinculados a los yacimientos de la Faja del Orinoco.
La planta fue puesta en marcha originalmente en 1997, cuando Socotherm, junto con su socio local Atlántida, constituyó Atlántida Socotherm con el objetivo de brindar soporte a los desarrollos de crudo pesado de la cuenca del Orinoco, una de las mayores reservas de petróleo del mundo.
Este reinicio de actividades es parte de un escenario de incipiente apertura económica tras el fin del ciclo de Nicolás Maduro, marcado por el levantamiento de las sanciones internacionales y la implementación de una nueva Ley de Hidrocarburos que incentiva la participación privada. En el mercado venezolano, la reconstrucción de la infraestructura energética se convirtió en la prioridad para el nuevo gobierno de transición.
Socotherm fue constituida en 1989 por una sociedad entre el holding italiano Soave, y Revestimientos Industriales del Litoral (RIL), integrada por un grupo de empresarios locales, entre los que se encontraba Gian Franco Andreani, quien en el 2005 vendió sus acciones y salió de la compañía al holding canadiense Shawcor. En 2023, el ejecutivo argentino volvió a quedarse con la filial local a través de Patagonia Shale Services (PSS), una firma de la que participa junto al empresario Guillermo Noriega.
Atlántida Socotherm, a lo largo de su trayectoria, participó en numerosos proyectos energéticos de relevancia en Venezuela, trabajando para compañías y consorcios como Mobil/PDVSA, Conoco/PDVSA, TotalFina/PDVSA, Lasmo, Phillips Petroleum, Inelectra-Parsons, Pérez Companc y Repsol-YPF, entre otros.
Las obras de Socotherm en Venezuela
Entre las obras de mayor envergadura se destaca el proyecto Proyecto Venezolano de Petróleo Extra Pesado (VEHOP) de Petrozuata, desarrollado por el consorcio PDVSA-Conoco. En ese caso, se aplicaron revestimientos sobre 200 kilómetros de tubería de 20 pulgadas con sistema epoxi-polietileno tricapa, y sobre 175 kilómetros de tubería de 36 pulgadas con sistema epoxi-polipropileno tricapa. También participó del revestimiento con concreto del gasoducto submarino que conecta el continente con Isla Margarita.
En 2018, el contexto político y económico venezolano derivó en la paralización de la actividad industrial y el cierre de la planta. Dos semanas atrás, las instalaciones reiniciaron formalmente su producción para fabricar nuevamente revestimientos de alta prestación destinados a distintos desarrollos petroleros de la región.
Andreani, presidente de Socotherm, expresó que “la reapertura de la planta en Venezuela representa una gran satisfacción para toda la compañía. El personal de Atlántida Socotherm durante estos años preservó las instalaciones y mantuvo los equipos en condiciones para hacer posible este nuevo comienzo.”
La sociedad argentina está especializada en el desarrollo y aplicación de tecnologías de revestimiento para tuberías de acero destinadas al transporte de petróleo, gas, agua y otros fluidos industriales. La empresa brinda soluciones orientadas a la protección anticorrosiva, el aislamiento térmico y la optimización operativa de ductos utilizados en proyectos onshore y offshore.
La compañía cuenta con un sistema integrado de gestión certificado bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, otorgadas por DNV, que respaldan los procesos en materia de calidad, cuidado ambiental y seguridad ocupacional. En Argentina, opera plantas industriales en Escobar (Buenos Aires), Nueva Galia (San Luis) y Neuquén, desde donde acompaña los principales desarrollos energéticos del país y la región.
«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.
La integración gasífera regional requiere de un gas natural argentino que pueda ir de Vaca Muerta a los principales centros de consumo en Brasil a un precio competitivo, independientemente de las rutas por gasoducto que sean utilizadas.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) evaluó las distintas variables que inciden en la competitividad del gas argentino como parte del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, una iniciativa financiada por la CAF (Banco de desarrollo de América Latina y el Caribe), la única entidad multilateral que sigue financiando proyectos de gas natural.
El objetivo del proyecto es desarrollar un enfoque actualizado de la integración que brinde una base sólida para la toma de decisiones y la adecuación regulatoria. OLACDE realizará entre el 27 y 28 de mayo un taller en Río de Janeiro para presentar la evaluación de los distintos proyectos de integración gasífera regional y que podrían ser elegibles para recibir financiamiento de la CAF.
Gas natural de Vaca Muerta a Brasil a precio competitivo
El proyecto pone en foco la importancia de llegar al Brasil con un gas argentino a precio competitivo para abastecer a una demanda principalmente industrial. Las principales oportunidades en el mercado brasileño están en Río Grande del Sur y en la región centro-oeste de San Pablo.
El modelo realizado por OLACDE proyecta una demanda regional potencial de 250 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para el 2030. En el caso del Brasil, la demanda actual es de 68 MMm3/d y la demanda proyectada al 2035 es de 101 MMm3/d. Por el lado de la oferta, la cuenca Neuquina será la protagonista, alcanzando un nivel de inyección en el sistema de transporte de entre 170 y 190 MMm3/día, a lo que se sumaría la producción de 130 MMm3/día para la exportación de GNL.
Sin embargo, la posibilidad de contractualizar volúmenes en firme y a largo plazo se ve dificultada por la naturaleza vólatil en la demanda brasileña de gas. Al menos 18 MMm3/d de la demanda incremental proyectada provendrían de la generación térmica, que en Brasil tiene un rol de respaldo en un sistema cuya base es primordialmente hidroeléctrica. En cambio, la demanda incremental más firme en el mercado brasileño puede provenir de los consumidores industriales.
OLACDE destaca que las oportunidades en Brasil están atadas a la competitividad del precio de colocación del gas en la frontera. «Las distancias y la sumatoria de rutas de transporte resulta en un precio de gas cuya competitividad en city gate de destino es muy ajustada. Esto en una condición del sistema de transporte que no permite exportaciones firmes», dice una presentación del organismo vista por EconoJournal.
Entre los factores que inciden en la competitividad del gas argentino se destacan las retenciones del 8% a las exportaciones. En el caso de la ruta a través de Bolivia, el peaje por tránsito que cobra la estatal YPFB es un factor también relevante. La petrolera estatal boliviana está aplicando una tarifa de US$1,90 pormillón de BTU (MMBTU).
Fuentes del mercado señalan que la demanda industrial brasileña pretende un precio en frontera de US$7 por MMBTU. La cuestión de fondo es si la demanda firme es lo suficientemente grande y los precios son acordes en función de las inversiones requeridas en la malla de transporte de la Argentina para poder exportar más volúmenes de Vaca Muerta al Brasil.
«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.
También se necesitan obras de infraestructura importantes en los principales mercados regionales para viabilizar la disponibilidad de transporte firme. «(Brasil) para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo», destaca el organismo.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, comunicó por X que “tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda, la compañía ajustará en 1 % los precios de sus combustibles a partir del jueves 14” (de mayo).
Y agregó que “de igual manera, continuaremos aplicando el sistema de “buffer de precios” por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”.
“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent), manteniendo sin restricciones las demás variables que componen el precio, (por caso impuestos) tal como se ha hecho en el periodo anterior”, describió Marín.
Al respecto, señaló que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado, y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.
Marín explicó además que “continuaremos aplicando nuestro sistema de micropricing, que nos permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”.
“De esta forma, reiteramos nuestro compromiso honesto y moral con todos los consumidores, preservando la demanda en un contexto de libre mercado, sin perder rentabilidad ni generando perjuicios a nuestros accionistas ni a nuestros clientes”, sostuvo el CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal.
La decisión de YPF es presentada como independiente de alguna injerencia por parte del ministerio de Economía, cartera que procura aletargar la inflación de precios al consumidor.
Por otra parte, caba señalar que por la fuerte participación en el mercado local, la determinación de YPF tiene incidencia en el criterio de precios que aplicarán otras importantes marcas refinadoras y comercializadoras en el país.
En esta columna, Santiago Urbiztondo pone el foco en un rasgo distintivo de la estructura tarifaria de los servicios domiciliarios de gas natural y electricidad en el AMBA —y, con matices en el caso eléctrico, en el resto del país— durante los últimos quince años: la aplicación de cargos fijos fuertemente diferenciados entre usuarios residenciales según sus niveles de consumo promedio anual.
Por Santiago Urbiztondo*
En esta nota examino un rasgo saliente de la estructura tarifaria de los servicios domiciliarios de gas natural y electricidad durante los últimos tres lustros en el AMBA (y, aunque con diferencias en el servicio eléctrico, en toda Argentina): la aplicación de cargos fijos fuertemente diferenciados para usuarios residenciales según sus distintos niveles de consumo promedio anual. Se abordan dos perspectivas: i) evaluar su consistencia con la prohibición de subsidios cruzados y ii) examinar su eventual razonabilidad como parte de una estructura tarifaria óptima, en particular tomando en cuenta la existencia de una tarifa social que contiene una discriminación tarifaria en base al ingreso de los usuarios. Se concluye que la extrema diferenciación de cargos fijos residenciales según distintos niveles de consumo anual puede considerarse ineficiente, sin que esto demuestre –aunque lo sugiere claramente– la existencia de subsidios cruzados.
Se abordan dos perspectivas: i) evaluar su consistencia con la prohibición de subsidios cruzados y ii) examinar su eventual razonabilidad como parte de una estructura tarifaria óptima, en particular tomando en cuenta la existencia de una tarifa social que contiene una discriminación tarifaria en base al ingreso de los usuarios. Se concluye que la extrema diferenciación de cargos fijos residenciales según distintos niveles de consumo anual puede considerarse ineficiente, sin que esto demuestre –aunque lo sugiere claramente– la existencia de subsidios cruzados.
Las estructuras tarifarias residenciales de gas y electricidad en el AMBA, 2001-2025
A partir de año 2008, las tarifas residenciales de los servicios de gas natural y de energía eléctrica bajo la órbita regulatoria del gobierno nacional en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) han sido segmentadas por medio de la creación de múltiples sub-categorías tarifarias asociadas a los niveles de consumo anual de cada usuario, en las cuales los cargos fijos y variables que remuneran las actividades de transporte y distribución de dichos servicios fueron crecientemente diferenciados.
Desde entonces, las diferencias entre los cargos variables entre dichas sub-categorías tendieron a disminuir, algo que, sin embargo, prácticamente no ocurrió con los cargos fijos: actualmente, los usuarios residenciales de mayor consumo anual pagan, respecto de los usuarios residenciales de menor consumo, cerca de 23 veces más en el caso del gas natural y de 35 veces más en el caso del servicio eléctrico [1].
En términos generales, para cada usuario residencial –según haya sido el nivel de consumo de su hogar durante el último año, el cual define su pertenencia a una sub-categoría de consumo i– se aplica una tarifa en dos partes (T2P) que define el monto a erogar para el pago del servicio mensualmente de la siguiente manera: Ti = (Ai+Pi. Qi)*(1+t), siendo Ti la tarifa total, Ai el cargo fijo, Pi el cargo variable, Qi el nivel de consumo mensual y t la tasa impositiva agregada de los tres niveles de gobierno.
En el Cuadro 1 puede observarse la evolución de Ai y Pi para los usuarios residenciales de Metrogas y de Edenor (en CABA) considerando algunos años seleccionados y focalizando el análisis en los usuarios residenciales del denominado Grupo N1 cargo variable, Qi el nivel de consumo mensual y t la tasa impositiva agregada de los tres niveles de gobierno.
En el Cuadro 1 puede observarse la evolución de Ai y Pi para los usuarios residenciales de Metrogas y de Edenor (en CABA) considerando algunos años seleccionados y focalizando el análisis en los usuarios residenciales del denominado Grupo N1[2]
De allí se obtienen las siguientes conclusiones:
1) en 2001 había una única categoría de usuarios residenciales de gas natural, con una T2P con igual cargo fijo y variable aplicables independientemente del consumo de cada usuario, mientras que en el caso del servicio eléctrico residencial había sólo dos sub-categorías (R1 y R2) definidas automáticamente según cuál arrojara el menor gasto considerando el consumo promedio anual, esto es, había un menú simple de T2P con una opción de “bajo consumo” (pagando un cargo fijo menor y un cargo variable –o precio marginal– mayor) para R1 (hasta 150 kwh/mes);
2) desde 2008 se crearon varias sub-categorías tarifarias adicionales (pasó a haber 8 en gas natural –desde R1 hasta R34– y 9 en electricidad –de R1 a R9), introduciendo un cargo variable creciente con el consumo en gas natural y un cargo fijo creciente en electricidad (todavía, en este segundo caso, manteniendo rasgos de un menú de T2P con autoselección según el consumo, ya que el cargo fijo era creciente pero los cargos variables a partir de la sub-categoría R2 eran menores que el cargo variable de la sub-categoría R1);
3) en 2015 estas tendencias iniciadas en 2008 se profundizaron, excepto que en electricidad los cargos variables a partir de R2 dejaron de menores que los de R1;
4) en 2017, bajo la administración de Cambiemos, la discriminación tarifaria se agravó sustancialmente: en gas natural, ello ocurrió en el cargo fijo –el ratio entre los valores máximos y mínimos del cargo fijo (Ai max/min) pasó de 1,4 en 2015 a 4,5 en 2017–, con una evolución inversa pero algo más leve en el cargo variable –el ratio de cargos variables máximos y mínimos (Pi max/mín) cayó de 4,1 a 1,9; por otro lado, en electricidad el ratio de Ai max/mín estalló, pasando de 9,1 en 2015 a 52,6 en 2017, y el ratio de Pi max/ min también subió, aunque levemente, de 1,1 a 1,2;
5) en 2023, al final de la gestión del Frente de Todos, estas características sólo se atenuaron muy levemente, con el ratio de Pi max/min cayendo de 1,9 a 1,2 en gas natural y el ratio de Ai max/min haciendo lo propio de 52,6 a 43,1 en electricidad; y
6) en 2025, bajo la gestión de La Libertad Avanza, la discriminación se acentuó fuertemente en gas natural (ratios de Ai max/min pasan de 4,5 a 23,9 y ratios de Pi max/min de 1,2 a 1,6), con una leve reducción en electricidad (el ratio de Ai max/min cae de 43,1 a 36,8, pero el ratio de Pi max/min sube de 1,1 a 1,2).
Análisis regulatorio
Esta situación ha sido objeto de reiteradas críticas realizadas en notas previas donde señalé que las marcadas diferencias en los cargos fijos de gas natural y electricidad (presumiblemente) dan lugar a subsidios cruzados que, además de representar una distorsión en las señales que deben guiar el establecimiento de tarifas eficientes, están prohibidos por la legislación sectorial[3].
Sin embargo, para explorar esta situación con mayor precisión es necesario detenerse en el análisis de las siguientes preguntas: (i) ¿qué es lo que prohíbe la legislación actual?, (ii) ¿qué constituye un subsidio cruzado en términos técnicos?, (iii) ¿qué tipo de complejidad informativa es la que dificulta su demostración empírica?, y si (iv) ¿existe alguna definición alternativa de subsidios cruzados bajo la cual sea más fácil demostrar su existencia en las estructuras tarifarias del caso argentino que son examinadas aquí?
1. La legislación doméstica
Tanto el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076, aplicado hasta aquí por el ENARGAS) como el régimen general de la energía eléctrica (Ley 24.065, aplicado hasta aquí por el ENRE), cuya autoridad regulatoria desde 2026 recae en el recientemente creado Ente Nacional
Regulador del Gas y la Electricidad –ENRGE–, prohíben la existencia de subsidios cruzados, esto es, estructuras tarifarias en las cuales un grupo de usuarios paga (parte de) los costos de abastecer a otro grupo de usuarios, en los siguiente términos:
Art. 41, Ley 24.076: “… En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un consumidor o categoría de consumidores podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores.”
Art. 42, Ley 24.065: “Los contratos de concesión a transportistas y distribuidores incluirán un cuadro tarifario…(que) se ajustará a los siguientes principios… e) en ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un usuario o categoría de usuarios podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios.”
Se trata de condiciones que deben cumplir las tarifas reguladas, que representan tanto los montos que pagan los usuarios como los que perciben las empresas por el servicio prestado –los cuales son coincidentes en ausencia de subsidios fiscales, tal como ocurrió en 1992 cuando se sancionaron estas normas. En tal sentido, esta legislación no establece ninguna prohibición (por el contrario, lo autoriza explícitamente en el art. 48 de la Ley 24.076) respecto de la eventual aplicación de un subsidio fiscal npor parte del gobierno nacional o de cualquier gobierno provincial para alterar la tarifa (neta de dicho subsidio fiscal) que enfrentan los usuarios.
Art. 48, Ley 24.076: “Sin perjuicio que el cálculo de tarifas debe efectuarse de acuerdo a la metodología indicada en los artículos 38 y 39, el Poder Ejecutivo Nacional propondrá al Congreso Nacional otorgar subsidios, los que deberán ser explícitos y contemplados en el presupuesto nacional.”
En consecuencia, en estos servicios la implementación de una tarifa social (emergente por la aplicación de un subsidio fiscal, como ocurre desde 2022) no conduce a la existencia de un subsidio cruzado –prohibido por la legislación– pero ello sí puede ocurrir cuando las tarifas que reciben los prestadores (igual a las tarifas brutas, antes de impuestos, que pagan los usuarios) no respeten los principios que definen la existencia de un subsidio cruzado.
2. La definición de una estructura tarifaria libre de subsidios
A partir del trabajo seminal de Faulhaber (1975)[4], las tarifas libres de subsidios son aquéllas que se encuentran entre los denominados “costo incremental” y “costo solitario” (“stand-alone cost” –SAC– en inglés); el costo incremental representa el costo ocasionado exclusivamente por atender a un conjunto de usuarios de un servicio omitiendo el costo de la infraestructura existente y requerida para tal provisión (la cual representa costos fijos comunes a la atención del resto de los usuarios), mientras que el costo solitario incorpora los costos de dicha infraestructura que son necesarios para prestar el servicio al grupo de usuarios en cuestión, suponiendo que otros productos o grupos de usuarios no son abastecidos (esto es, atribuyendo al servicio en cuestión la totalidad del “costo fijo común” a incurrir).
Por ejemplo, tratándose de la distribución eléctrica en un municipio, la partición de servicios podría hacerse agrupando a los usuarios residenciales por un lado y a los usuarios industriales por el otro, o bien distinguiendo a distintos tipos de usuarios residenciales cuyas demandas son diferenciadas (por ejemplo, los usuarios de la periferia municipal y los usuarios del centro urbano), de modo tal que los costos variables y fijos (atribuibles y comunes a la atención de estas demandas) deben definirse y computarse acorde a la clasificación de servicios que se explore.
En el problema que motiva esta nota, referido al trato tarifario desigual que reciben distintos usuarios residenciales según sus niveles de consumo promedio anual, debería distinguirse entre la demanda residencial de muy bajo consumo y la de muy alto consumo, las cuales coexisten en distintas zonas dentro del área geográfica en la cual se presta el servicio, incluyendo en los costos fijos comunes los correspondientes a la red de transporte de media y baja tensión (entre otros posibles) y en los costos fijos atribuibles a cada grupo de usuarios los correspondientes a la conexión y atención comercial de cada domicilio (entre otros posibles).
Surgen varias preguntas operativas, destacándose en particular la siguiente: ¿los costos fijos de la red de distribución de baja tensión –desde los centros de transformación hasta cada domicilio o barrio– son comunes o atribuibles a cada demanda –de alto consumo y de bajo consumo residencial? Nótese que, si los costos fijos son atribuibles perfectamente a cada servicio o grupo de usuarios, entonces quedan incluidos dentro del costo incremental, y el costo incremental coincide con el costo solitario. Pero si los costos fijos son comunes a varios servicios, estos costos igualmente deben incurrirse cuando otros servicios o grupos de usuarios no son provistos, lo cual introduce una diferencia entre el costo incremental (donde los costos fijos comunes no son incorporados) y el costo solitario (donde éstos sí se incorporan).
Así, el rango de tarifas libres de subsidios puede ser muy amplio cuando la tecnología de producción incluye costos fijos que son comunes (compartidos) para la provisión del servicio a un amplio grupo de usuarios, en particular cuando los costos fijos además representan una porción saliente del costo total: cuando tales costos comunes son una porción muy elevada de los costos fijos (que son a su vez muy elevados respecto del costo total –en los servicios de transporte y distribución de gas natural y electricidad se entiende generalmente que los costos fijos representan más del 60% o 70% del costo total), la diferencia entre el costo incremental y el costo solitario puede ser muy alta, por lo cual las tarifas pueden variar entre distintos grupos de usuarios sin que ello constituya un subsidio cruzado.
3. La (imposible) confirmación empírica de los subsidios cruzados
Nótese que, en el contexto de esta nota, los precios o tarifas que corresponde evaluar son los cargos fijos residenciales, fuertemente diferenciados entre sub-categorías de usuarios con distintos consumos anuales, los cuales podrían representar subsidios cruzados entre dichos grupos. En particular, debe determinarse si el grupo de usuarios residenciales con mayor cargo fijo puede o no ser abastecido incurriendo en un costo solitario más bajo en caso de que el resto de los usuarios que pagan cargos fijos menores fueran excluidos del servicio.
Sin embargo, la determinación de costos incrementales y solitarios encierra desafíos prácticos (contables) sustanciales (ver Heald, 1996)[5]. Además de la posible existencia de efectos complementarios en las demandas de los distintos servicios que podrían alterar el rango de precios dentro del cual no existen subsidios cruzados, las dificultades técnicas incluyen la falta de acuerdo sobre una multiplicidad de puntos de vista (por ejemplo, la consideración de costos hundidos o sólo evitables según una visión de costo a largo plazo, o la utilización de costos históricos vs costos de reposición) e información asimétrica (sobre dichos valores de costos alternativos, así como respecto de su clasificación entre costos comunes o atribuibles a cada servicio), que impiden producir tests simples y creíbles para verificar si existen o no tales subsidios cruzados. Arribar a una conclusión empírica sobre la existencia o no de subsidios cruzados típicamente es, aún en los casos a priori más convincentes, una “misión imposible”.
4. Los subsidios cruzados como desvíos de una estructura tarifaria eficiente
Heald (1996, Sección 5), a la luz de esta enorme dificultad para definir de forma indubitable los costos incrementales y solitarios, nota incluso que en distintos ámbitos y contextos analíticos se utiliza una definición alternativa a la de Faulhaber (1975), según la cual los desvíos de las tarifas respecto de sus valores óptimos suelen considerarse como subsidios cruzados.
A mi juicio, tales desvíos respecto de estructuras óptimas, mientras no violen las condiciones de Faulhaber tratadas previamente, no constituyen subsidios cruzados sino distorsiones en sí mismas. En todo caso, un punto importante a examinar aquí es si la diferenciación de cargos fijos aplicados a distintos usuarios residenciales, constituya o no un subsidio cruzado, puede o no ser parte de una estructura tarifaria eficiente.
Como he argumentado en otra oportunidad, existe una sólida fundamentación técnica a favor de la optimalidad de una T2P con descuentos de suma fija otorgados a usuarios de bajos ingresos (que definen una tarifa social) [6]. Esta fundamentación, igualmente, omite considerar la posibilidad de que las elasticidades-precio de las demandas de conexión a la red de los distintos usuarios varíen no sólo por sus diferentes niveles de ingreso (explotado vía la tarifa social) sino también más generalmente por otros motivos no asociados a los distintos niveles del ingreso, que conduzcan a mayores demandas (por ejemplo, distintas preferencias, mayor tamaño del hogar, etc.).
En tal caso, como la tarifa social no incluye diferencias en los cargos fijos que no estén asociadas con diferencias de ingresos, habría un espacio para que la aplicación de cargos fijos diferenciados según el nivel de consumo promedio anual (que sintetiza la manifestación del resto de los determinantes de la magnitud de cada demanda residencial) igualmente sea parte de una solución óptima[7].
En todo caso, incluso bajo esta perspectiva amplia, la defensa de la fuerte diferenciación existente en los cargos fijos residenciales observada en el AMBA es muy débil: no existe un orden de magnitud razonable entre las diferencias de cargos fijos entre sub-categorías extremas de consumidores residenciales de gas y electricidad, por un lado, y la discriminación según los ingresos del hogar que supone la tarifa social vigente, por el otro.
Así, resulta imposible concluir que el estatus-quo pueda ser parte de una solución eficiente.
En efecto, el Cuadro 1 muestra que, en diciembre de 2025, los usuarios de más alto consumo –R4 en gas natural y R9 en electricidad– enfrentaron cargos fijos mensuales mayores en $ 38 y $ 24 (medidos en $ de 2001) que los que deben pagar en cada caso los usuarios de la sub-categoría R1; estos montos, expresados en dólares corrientes en dic-25, representan una diferencia de cargos fijos (antes de impuestos) igual a 52 USD/mes en gas natural y 33 USD/mes en electricidad, sumando un pago adicional de 85 USD/mes que debe hacer un usuario residencial de muy alto consumo de ambos servicios respecto de lo que debe pagar un usuario residencial de muy bajo consumo de ambos servicios (en los dos casos, sin mediar tarifa social alguna, esto es, sin que deba existir ninguna diferencia de ingresos entre ambos usuarios).
Y con relación al descuento que contiene la tarifa social, el Cuadro 2 muestra que los montos descontados del gasto mensual de los beneficiarios del Grupo N2 rondan los 13.500 $/mes (9,3 USD/mes) en gas natural y 18.400 $/mes (12,7 USD/mes) en electricidad, de modo tal que un usuario con consumo medio que accede a una tarifa social en ambos servicios recibe un descuento agregado menor a los 22 USD/mes (un descuento agregado que, en el caso de un usuario residencial promedio del Grupo N3, rondaba los 16 USD/mes).
Así, siendo las diferencias de ingresos de los hogares en distintas sub-categorías definidas por nivel de consumo promedio anual bastante anárquicas –los usuarios de muy bajo consumo pueden tener ingresos iguales o incluso mayores que los ingresos de algunos de los usuarios de más alto consumo–, la diferencia de cargos fijos –que alcanza a USD 85 mensuales agregando ambos servicios– no tiene mayor sentido cuantitativo al compararse con una tarifa social que sí está vinculada con diferencias de ingresos y contiene un descuento mensual inferior a USD 22 considerando ambos servicios conjuntamente.
Conclusión
El análisis presentado en esta nota arroja algunas respuestas a las preguntas iniciales. Primero, no toda diferenciación de cargos fijos para distintos grupos de usuarios (de alta demanda vs de baja demanda, por ejemplo) constituye un subsidio cruzado.
Segundo, una diferenciación suficientemente grande (cuya magnitud puede no ser medible de forma nítida) eventualmente sí contiene un subsidio cruzado.
Tercero, un ratio de más de 30 a 1 en los cargos fijos de los usuarios de muy alta demanda vs los usuarios de muy baja demanda (como ocurre entre los usuarios residenciales de las sub-categorías R9 y R1 en el servicio eléctrico del AMBA actualmente), e incluso un ratio mayor a 20 a 1 entre dichos cargos fijos (como ocurre en el caso del servicio residencial de gas natural por redes en todo el país), muy probablemente representen, en la enorme mayoría de los casos (esto es, en muchas de las áreas geográficas donde se prestan servicios, en particular en barrios donde los usuarios atendidos tienen demandas relativamente extremas y homogéneas), un subsidio cruzado.
Y cuarto, finalmente, aunque no constituyan subsidios cruzados, los cargos fijos diferenciados por nivel de consumo representan –en la magnitud observada en los últimos años en el AMBA– una discriminación injustificable como parte de una solución a un problema de optimización tarifaria: a) por un lado, porque las diferencias de ingresos son, desde 2002, captadas por la aplicación de subsidios fiscales explícitos (que han sido crecientemente –aunque no plenamente– infra-marginales desde 2022–); y b) por otro lado, porque la magnitud del subsidio fiscal contenido en la tarifa social promedio es muy inferior a la diferenciación tarifaria según niveles de consumo (que podría captar otras fuentes de diferencias en las demandas individuales, eventualmente diferentes al nivel de ingresos del hogar).
*Santiago Urbiztondo es Economista de FIEL
La nota se publicó originalmente en Indicadores de Coyuntura” Mayo 2026
[1] Por simplicidad en la exposición, se omiten las modificaciones recientes en el diseño de los subsidios que definen las tarifas sociales en estos servicios. Estos cambios están descriptos y analizados en Urbiztondo, S.: “Cambios en los subsidios energéticos: análisis de la propuesta oficial, Indicadores de Coyuntura No. 682, FIEL, enero 2026, y Urbiztondo, S.: “Los aumentos de las tarifas residenciales de gas natural y electricidad en el AMBA en febrero 2026”, Indicadores de Coyuntura No. 683, FIEL, marzo 2026.
[2] A partir de septiembre de 2022 –y hasta enero de 2026– el gobierno nacional procedió a segmentar las tarifas residenciales de estos servicios según los niveles de ingreso de los usuarios, creando tres grupos (N1 de ingresos altos, N2 de ingresos bajos y N3 de ingresos medios), siendo los últimos dos grupos (N2 y N3) alcanzados por subsidios fiscales explícitos aplicados en forma de descuentos sobre el precio mayorista respectivo hasta consumos con distintos topes. Desde enero 2026 se pasa a distinguir sólo entre los usuarios que reciben asistencia (subsidios fiscales) y los que no reciben subsidio fiscal (aunque se trate de una aproximación por cuanto subsiste cierto subsidio fiscal universal respecto del sobrecosto del GNL importado en el invierno). En el Cuadro 1 no se incluyen alternativas tarifarias correspondientes a planes de incentivos (premios y castigos por el ahorro o no del consumo en la comparación anual) aplicados en distintos sub-períodos en ambos servicios.
[3] Ver por ejemplo Urbiztondo, S.: “Nuevas tarifas en gas y electricidad en el AMBA: La normalización de hace esperar”, Indicadores de Coyuntura
No. 673, FIEL, abril 2025, además de las notas más recientes citadas previamente. Allí mencioné la complejidad técnica para constatar empíricamente que la diferenciación de tarifas residenciales pueda representar la existencia de subsidios cruzados, haciendo referencia a que éstos existieran con “alta probabilidad”, sin precisar adicionalmente esta cuestión.
[4] Faulhaber, G.R.: “Cross-Subsidization: Pricing in Public Enterprises”, The American Economic Review, Vol. 65, No. 5 (1975), pp. 966-977.
[5] Heald, D.: “Contrasting Approaches to the ´problem´ of cross subsidies”, Management Accounting Research Vol.7, 1996.
[6] Ver Navajas, F., S. Urbiztondo y J.P. Brichetti: “Lineamientos para una reforma regulatoria en energía a partir de diciembre 2023: gas natural y electricidad”, Documento de Trabajo No 131 de FIEL, diciembre 2023.
[7] De hecho, parece razonable suponer que en caso de multiplicar por 30 los cargos fijos actuales de los usuarios residenciales de muy bajo consumo (para igualarlos a los cargos fijos que pagan los usuarios de muy alto consumo en la actualidad tanto en gas natural como en electricidad en el AMBA), la reacción (en términos de desconexión del servicio) sería muy superior a la que se ha observado en los usuarios de más alto consumo (presumiblemente nula, ya que han podido reaccionar reduciendo parcialmente su consumo sin desconectarse)
El ministerio de Economía aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto y plan de inversión presentado por Transportadora de Gas del Sur denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” (ex GPNK), que consiste en la construcción, financiamiento, operación y mantenimiento de la infraestructura para generar una capacidad incremental de transporte de 14 millones de metros cúbicos por día al mencionado gasoducto troncal.
A través de la Resolución 676/2026, Economía enmarcó al proyecto de tgs en el sector “Petróleo y Gas”, subsector “Transporte y Almacenamiento”, y determinó como fecha de adhesión al RIGI el día 30 de abril de 2026.
Asimismo, estableció que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la R-676, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) TGS SD1 deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 % ) del monto de inversión mínima, de acuerdo con lo establecido por la ley (Bases) 27.742.
Conforme al plan de inversión aprobado, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte de TGS SD1 es el día 31 de diciembre de 2026, en los términos de lo dispuesto por la Ley referida.
Asimismo, la R-676 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar al amparo de la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742. Economía encomendó a la Secretaría de Energía y/o a quien esta delegue, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias.
La Resolución ya oficializada ordena comunicar a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una Clave Única de Identificación Tributaria (CUIT) especial para el VPU TGS SD1 y la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros establecidos por la ley 27.742 para este tipo de proyectos beneficiados con el RIGI.
Asimismo, se comunicará al Banco Central de la República Argentina (BCRA) a fin de que aplique a TGS SD1 como VPU titular del Proyecto de ampliación del Tramo I del GPM los incentivos cambiarios previstos en la referida Ley Bases, a excepción del beneficio de libre disponibilidad de las divisas de cobros de exportaciones previsto por el artículo 198 de la mencionada ley, que no fue solicitado por TGS SD1.
El proyecto aprobado y su realización
En los considerandos de la R-676 se refiere que el Proyecto implica la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza de la Concesión de Transporte del Tramo I del GPM, que se extiende desde Tratayén (Neuquén), hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires), que permitirá el transporte de la Capacidad Incremental de 14 MMm3/día.
TGS SD1 declaró que el Proyecto implicará una inversión total de U$S 550.000.000 y una inversión en activos computables de U$S 513.372.867, superando los montos mínimos de inversión contemplados en el decreto 749/2024 para acceder al Régimen de Incentivos.
Asimismo, se indica que TGS SD1 incorporó dentro de los activos computables aquellos previstos en el la ley 27.742 con el tope del quince por ciento (15 %) del monto mínimo de inversión, por la suma de U$S 45.000.000, acompañando la discriminación de rubros principales a los que se destinará la inversión.
TGS SD1 declaró en activos computables la suma de U$S 393.617.489 para el primer año contado desde la fecha de notificación de la aprobación del RIGI para el proyecto y del plan de inversión, y de U$S 30.575.689 para el segundo año.
Ecomomía puntualizó en la R-676 que “TGS SD1 presentó cronograma estimado de la inversión total del Proyecto con descripción del plazo de obra o construcción de dieciocho (18) meses a partir de 1° de noviembre de 2025, y declara como fecha estimada de inicio de operación el 1° abril de 2027”.
La empresa también acompañó el Plan de Desarrollo de Proveedores Locales del cual surge el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20 % de la totalidad del monto de inversión conforme lo determinado por el decreto 749/2024.
El proyecto de Iniciativa Privada presentado por tgs al gobierno nacional en 2024 implica agregar potencia al GPM para incrementar la capacidad de transporte desde los 25 millones de metros cúbicos actuales, hasta los 39 MMm3/día, describió en una exposición convocada por el MEGSA el CEO de la compañía, Oscar Sardi.
El directivo detalló que se preadjudicó en octubre del año pasado y su realización permitirá reducir la importacion de GNL y otros liquidos.
La inversión contempla la instalación en las plantas compresoras de seis máqinas, en Tratayen, Casa de Piedra, Chachamendi, Doblas y Salliqueló.
El transporte adicional calculado es de 14 millones de metros cúbicos día, de los cuáles 2 millones se destinarán a Bahía Blanca (Complejo General Cerri) y 12 millones al Gran Buenos Aires, CABA y Litoral, describió.
La obra también implica la instalación de un loop de 20 kilómetros y obras complementarias. Estará prevista la opción de agregar transporte por otros 6 MMm3/dia. La inversión total en este proyecto permitirá un ahorro anual estimado de U$S 700 millones en importación de insumos energéticos, lo que implica un importante ahorro de divisas para el país.
Así las cosas, deberá encararse la licitacion para la adjudicación de capacidad de transporte en firme para el GPM entre Tratayen y Salliqueló, y los tramos finales entre Salliqueló y el GBA.
Se otorgaron 5 nuevas becas a estudiantes de Ing. White con estudios secundarios finalizados para que puedan llevar adelante sus carreras de grado en universidades de la ciudad.
Bahía Blanca, 11 de mayo de 2026 – Compañía Mega, empresa argentina líder en el procesamiento de líquidos del gas natural, realizó un acto de entrega de becas en la edición 23 de su programa de becas universitarias Acompañando a Crecer.
El mismo contó con la presencia de Tomás Córdoba- Gerente General de la empresa, Andrés Pelegrina- Gerente de Operaciones Bahía Blanca; Mary Striebeck de Amorín, titular de la Fundación Cecilia Grierson, autoridades del ámbito educativo y municipal.
El programa, que se realiza desde el 2003 de manera ininterrumpida junto a la Fundación Cecilia Grierson, beneficia cada año a 5 nuevos estudiantes que egresan del sistema secundario de Ingeniero White y deciden continuar sus estudios universitarios en la Universidad Nacional del Sur o en la UTN Facultad Regional Bahía Blanca. El mismo pone foco en acompañar el crecimiento y el desarrollo profesional de los futuros egresados durante toda su carrera universitaria.
“Este es un año muy significativo para Compañía Mega: cumplimos 25 años de historia, trabajando con un propósito claro: contribuir con el desarrollo energético del país. Y si bien muchas veces hablamos del crecimiento y los resultados de la compañía, uno de nuestros pilares dentro de la empresa es el desarrollo de las personas y el acompañamiento a las comunidades donde estamos presentes. Y en ese sentido, este programa de becas lleva 23 años ininterrumpidos colaborando en esa dirección y es una muestra de nuestro compromiso sostenido en el tiempo” comentó Tomás Córdoba – Gerente General de Compañía Mega.
El programa “Acompañando a Crecer” ha permitido la formación de graduados en disciplinas como ingenierías, licenciaturas industriales, abogacía, enfermería, entre otras. Anualmente, se convoca a una inscripción para la incorporación de nuevos becarios y becarias, de los cuales se seleccionan 5 personas beneficiarias.
Así, los estudiantes cursan sus carreras universitarias en Bahía Blanca apoyados por el aporte de becas de Compañía Mega, que cuentan con una renovación anual. Para esto, el equipo de la Fundación Cecilia Grierson lleva a cabo tareas de seguimiento y acompañamiento de los estudiantes con el objetivo de evaluar tanto su desempeño académico como su bienestar.
En el año 2023, en el marco del aniversario n° 20 de Acompañando a Crecer, el programa fue declarado de interés municipal por el Honorable Concejo Deliberante de Bahía Blanca, con la Resolución n°64/2023.
Por Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel
La retórica sobre nuestra industria se había modificado radicalmente desde el primer trimestre de 2025. Hubo un «chequeo de realidad» sobre el ritmo de las transiciones energéticas. Se reconocieron finalmente la futilidad de imponer soluciones reduccionistas a un sistema tan complejo como energía-economía-clima, las condiciones de contorno que dicta la siempre creciente demanda de energía, las limitaciones tecnológicas de cadenas de valor de las energías renovables y el rol insoslayable, por el futuro concebible, de los hidrocarburos como base fundamental de la seguridad energética y de su asequibilidad.
Hoy la oferta y demanda de la energía sufren de inéditas incertidumbres ingénitas a la actual disrupción geopolítica mundial, pero también al desarrollo social y económico, las complejas cadenas de valor de todo lo relacionado aguas arriba y aguas abajo de los hidrocarburos, al despegue exponencial de la Inteligencia Artificial, y a las políticas sectoriales y regulatorias de nuestros países.
América Latina y el Caribe ofrecen alta prospectividad de subsuelo, tema que se profundizará en la 8ª Conferencia Arpel, del 1° al 4 de junio en Buenos Aires. Con menos del 10% de aporte a la producción global de petróleo y menos del 5% a la de gas en 2025, contribuyó con casi el 40% de los recursos hidrocarburíferos convencionales descubiertos desde 2020. Además, en general, la región ofrece términos contractuales y fiscales competitivos y es receptiva al capital privado e internacional. Más aun, está muy lejos de las zonas de conflictos militares en curso y no cuenta con puntos de estrangulamiento estratégico vulnerables para el transporte marítimo.
Por tanto, vislumbramos y aspiramos a un futuro prometedor para el sector de hidrocarburos en la región, con producciones crecientes en Brasil, Guyana, Surinam y Argentina. El extremadamente prolífico margen atlántico al sur de Brasil podría extenderse hasta Uruguay y Argentina, mientras que su margen ecuatorial se sitúa a lo largo del fairway Guyana-Surinam. Además, Vaca Muerta es, a nivel mundial, la única cuenca de shales capaz de rivalizar con los yacimientos de Permian e Eagle Ford.
En particular, el gas natural ha dejado de ser un puente para transformarse en un camino de acompañamiento a la descarbonización, porque genera menores emisiones que el carbón y los combustibles fósiles líquidos y, dada su naturaleza no intermitente, apalanca indirectamente a las energías renovables. Podremos aumentar su penetración en las matrices de más países de la región mediante una mejor integración vía ducto y GNL, mejorando así aún más las matrices regionales primarias y eléctricas más limpias del planeta. Podremos también exportar GNL hacia regiones con matrices mucho menos limpias que la nuestra, ayudando así a su descarbonización.
Se nos ha presentado entonces, como región, una excelente ventana de oportunidad y un desafío. Para aprovecharla, industria y gobiernos deben alinearse. Pero más allá de ofrecer términos contractuales y fiscales atractivos, nuestros gobiernos deben gestionar la percepción de estabilidad política y económica, estabilidad institucional más allá de ciclos electorales o de vaivenes ideológicos, estabilidad o previsibilidad regulatoria, mayor agilidad de los permisos ambientales, seguridad jurídica y transparencia.
Hoy, más nunca, tenemos que combinar visión estratégica con cooperación público-privada, pragmatismo y agilidad táctica.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión de la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS) al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno, que prevé una inversión de US$550 millones.
El ingreso oficial al RIGI del proyecto denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” quedó autorizado mediante la Resolución 676/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, donde se detalló que se enmarca en el sector de “Petróleo y Gas” y busca fortalecer la infraestructura energética del país.
El plan de inversión declarado por la empresa asciende a un total de US$550 millones, de los cuales US$513.372.867 corresponden a activos computables para el régimen.
De acuerdo a los plazos establecidos, la construcción tendrá una duración estimada de 18 meses, desde noviembre de 2025, y se prevé que la operación comercial comience el 1 de abril de 2027.
La obra consiste en la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza que se extiende desde Tratayén en Neuquén, hasta Salliqueló en Buenos Aires. El objetivo central es incrementar la capacidad de transporte de gas en 14 millones de metros cúbicos diarios.
Como parte de los requisitos del RIGI, la empresa se comprometió a destinar al menos el 20% de la inversión total a la contratación de proveedores locales para bienes y obras. Además, deberá acreditar el cumplimiento de al menos el 40% del monto de inversión mínima dentro de los primeros dos años desde la notificación de la aprobación.
La resolución aporta que el Banco Central (BCRA) intervino en el proceso, concluyendo que la demanda de divisas del proyecto no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales. Asimismo, la empresa manifestó que el financiamiento corre por su exclusiva cuenta y riesgo.
El texto oficial también revela que TGS no solicitó el beneficio de libre disponibilidad de divisas de cobros de exportaciones, que está previsto en el artículo 198 de la Ley 27.742, aunque sí accederá a otros incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios que el régimen otorga.
Uruguay notificó a la Argentina que se encuentra “analizando otras eventuales localizaciones” para una futura planta de hidrógeno verde, proyectada originalmente para la ciudad de Paysandú, frente a la entrerriana Colón, lo que motivó malestar de autoridades provinciales y municipales y de empresarios vinculados al turismo.
La novedad se conoció durante un encuentro que mantuvo en Montevideo el canciller Pablo Quirno con su par de Uruguay, Mario Lubetkin, como continuidad de otra realizada el pasado 26 de noviembre, para avanzar en el diálogo sobre el proyecto de la planta de elaboración de hidrógeno verde y e-combustibles.
Las autoridades uruguayas informaron en el encuentro que, si bien prosiguen los trámites administrativos para la instalación de la planta, que incluyen la firma de un Memorándum de Entendimiento con la empresa HIF Uruguay, actualmente se encuentran “analizando otras eventuales localizaciones alternativas”.
Uruguay y Argentina continúan proceso de diálogo sobre la instalación de una planta de hidrógeno verde y e-combustibles en Paysandú.
El canciller @MinLubetkinUy recibió a su par argentino, Pablo Quirno, en una segunda instancia de intercambio sobre este proyecto.
— Presidencia Uruguay (@compresidencia) May 13, 2026
Quirno estuvo acompañado por una delegación integrada por el gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio; el intendente de Colón, José Walser; el subsecretario de Política Exterior, Juan Navarro; la directora de América del Sur, Natalia Gunski, y el embajador de la Argentina en Uruguay, Alan Beraud.
Tras la reunión, el canciller argentino valoró que se hubiere incorporado a la ciudad de Colón como parte del “área de influencia” del proyecto, sobre el cual se encuentra en elaboración el ‘Estudio de Impacto Ambiental’.
“El pueblo uruguayo tiene que estar absolutamente tranquilo que Argentina tiene una posición muy conciliatoria y muy pro-inversión. Esto no es una cuestión contra de Uruguay”, dijo Quirno a los periodistas.
Agregó que “la región necesita mayor inversión” y destacó que los argentinos “nos estaríamos tirando también un tiro en el pie si ponemos obstáculos a esa inversión”.
Lubetkin, por su parte, recalcó ante los medios que la planta de elaboración de hidrógeno verde es un “proyecto uruguayo”, pero puntualizó que “un proyecto del lado nuestro no puede afectar a nuestros hermanos argentinos”.
El titular del Palacio San Martín expresó su “satisfacción” por el análisis que las autoridades uruguayas, en el marco de sus decisiones soberanas, se encuentran realizando sobre otras eventuales localizaciones.
La Argentina viene solicitando a Uruguay que se extremen “los recaudos para evitar efectos perjudiciales sobre las actividades económicas preexistentes de las poblaciones ribereñas, vinculadas al uso óptimo y racional del Río Uruguay”.
La ciudad entrerriana de Colón, ubicada sobre la costa argentina frente a Paysandú, tiene una fuerte actividad turística que podría verse perjudicada por la “contaminación visual” sobre el paisaje ribereño, o incluso afectada por polución en las aguas del río Uruguay por los desechos de la nueva planta.
Optimización del costo energético en el nuevo mercado eléctrico
El actual escenario del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Argentina atraviesa una transformación estructural orientada a la desregulación y a la quita de subsidios. Para los Grandes Usuarios (GUMAs, GUMEs y GUDIs), la gestión del costo energético ha dejado de ser un gasto operativo pasivo para convertirse en una decisión estratégica de compra.
El abastecimiento de energía eléctrica para grandes usuarios en Argentina se estructura actualmente a través de tres esquemas principales: el suministro por defecto del sistema administrado por CAMMESA, la contratación de energía renovable en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), y más recientemente, la posibilidad de contratar generación térmica mediante el Mercado a Término de Energía Eléctrica (MATE).
CAMMESA
En este contexto, resulta fundamental analizar la evolución esperada de los costos de abastecimiento del sistema administrado por CAMMESA para los próximos meses, dado que estos valores constituyen el benchmark contra el cual compiten las alternativas de contratación en el mercado a término.
El siguiente gráfico resume la evolución proyectada del precio monómico de CAMMESA para los próximos 12 meses.
El ministro de Economía, Luis Caputo, recibió a directivos de la empresa Crevron, que recientemente anunció la intención de presentar un proyecto de inversión en el marco del RIGI por US$ 10.000 millones.
“Excelente reunión mantuvimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, con Clay Neff y equipo de Chevron en el Ministerio de Economía”, comunicó Caputo en sus redes sociales.
Excelente reunión mantuvimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, con Clay Neff y equipo de Chevron en el Ministerio de Economía.
Nos compartieron que veremos mejoras significativas en cuanto a eficiencia en el próximo año, reduciendo el… pic.twitter.com/lFvdwa90ID
Caputo reveló que la emprsa comentó que se verán “mejoras significativas en cuanto a eficiencia en el próximo año, reduciendo el diferencial de costos que hoy existe con la cuenca de Permian”.
“También dialogamos sobre el nuevo proyecto RIGI por más de 10.000 millones de dólares que la compañía nos anunció hace pocos días durante nuestro viaje a los Estados Unidos”, completó Caputo.
La implementación de este desembolso millonario permitiría a la firma consolidar su presencia en los yacimientos locales, buscando equiparar los estándares de productividad internacionales.
La confirmación del proyecto se da en un contexto donde el Gobierno busca acelerar la llegada de inversiones de gran escala para estabilizar la macroeconomía.
El Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER) presentó ante el Gobierno de la provincia de Santa Cruz un pedido formal para la reversión de los yacimientos operados por la empresa Patagonia Resources. El reclamo se fundamenta en la falta de inversión y el registro de despidos durante procesos de negociación.
El secretario general del gremio, Rafael Güenchenen, informó que la operadora, perteneciente al Grupo Neuss, incumplió los planes de perforación y los compromisos de mantenimiento de equipos establecidos en el pliego de condiciones de la licitación.
Según el SIPGER, la firma también vulneró la paz social al realizar cesantías mientras regía una conciliación obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo.
Las áreas afectadas por el pedido de cancelación son Los Perales-Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky, yacimientos que fueron transferidos desde YPF a la provincia en el marco de la reactivación del sector.
El gremio sostiene que la falta de resultados operativos y financieros por parte de la concesionaria afecta la actividad en las localidades petroleras del norte santacruceño.
Ante estos hechos, el Gobierno provincial inició sumarios administrativos contra Patagonia Resources y la contratista AESA por obstrucción al proceso de conciliación.
La autoridad de aplicación ratificó que el traspaso del personal era una obligación jurídica exigible que no fue cumplida por las empresas.
Patagonia Resources es una firma controlada por el Grupo Neuss, encabezado por Juan y Patricio Neuss y con Gustavo Salerno como CEO.
El holding expandió su presencia en el sector energético nacional en el último año mediante la adquisición de activos en generación, transporte y distribución eléctrica, incluyendo la hidroeléctrica Alicurá y la empresa Transener.
La inflación en Estados Unidos se aceleró al 3,8% interanual en abril por la suba de los precios energéticos debido a la guerra en Medio Oriente y alcanzó el mayor nivel en tres años, de acuerdo a lo informado este martes por la Oficina de Estadísticas Laborales norteamericana.
El comportamiento de los precios en EEUU medido de manera interanual se ubicó por encima de las proyecciones del mercado que preveían que alcance el 3,7% y escaló cinco décimas en relación a marzo cuando alcanzó el 3,3%.
La escalada de la inflación está vinculada principalmente al aumento de los precios de la energía, que tuvieron un salto del 17,9% interanual durante el mes pasado, con notoria incidencia de la nafta al trepar 28,4% interanual.
También aportaron al encarecimiento de la energía, los aumentos en la electricidad (6,1%) y en el gas natural (3%) frente al mismo mes del 2025, a raíz de la influencia de los mayores costos energéticos que paga el mundo a causa de la guerra.
A nivel mensual, la variación de precios en abril fue del 0,6%, exhibiendo una desaceleración frente a la suba de 0,9% del mes previo y quedando en sintonía con la previsión de los analistas que esperaban un descenso en el índice.
La inflación subyacente, que excluye energía y alimentos, trepó al 2,8% interanual en el cuarto mes del año, dos décimas arriba del 2,6% de marzo. Mientras que en la comparación mensual avanzó 0,4%, dos décimas por encima del 0,2% registrado el mes previo.
Los aumentos destacados durante el mes, por fuera de alimentos y energía, se dieron en muebles y artículos para el hogar, tarifas aéreas, cuidado personal, vestimenta y educación. En tanto que vehículos nuevos, comunicaciones y atención médica están entre los principales rubros que disminuyeron en abril.
El índice de vivienda aumentó un 0,6% el mes pasado, mientras que en alimentos se observó un alza del 0,5% por la variación del 0,2% en los productos consumidos fuera del hogar y 0,7% dentro del hogar.
El índice de energía subió un 3,8% en abril, lo que representa más del 40% del aumento mensual general. La nafta aumentó un 5,4% durante el mes, mientras que la electricidad subió un 2,1% y el fueloil aumentó un 5,8%. El gas tuvo una leve baja del 0,1%.
El IPC de abril refleja de lleno el impacto del conflicto en Medio Oriente que enfrenta a Estados Unidos e Israel con Irán, ante el fracaso de un acuerdo de paz duradero y la continuidad del bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del crudo mundial.
Ante este escenario, el efecto en los valores de la energía se siente y el impacto en la inflación mundial crece mientras se incrementa la atención en la Reserva Federal estadounidense para saber cómo continuará su política de tasas.
Tango Energy proyecta una producción de 60.000 barriles diarios mediante sus nuevas concesiones en Río Negro.
A Pablo Iuliano la etapa que atraviesa TanGo Energy Argentina, la compañía que creó para desembarcar en Vaca Muerta con su propio proyecto, lo retrotrae al año 2013, cuando como líder de la recién creada gerencia de No Convencionales de YPF empezó a diseñar los primeros pozos para desarrollar Loma Campana, el bloque que poco tiempo después abriría definitivamente la era del shale oil en la Argentina.
Sus sensaciones hoy al frente TanGo Energy son similares y remiten a un momento gestacional de la empresa que dirige. Su objetivo es claro: intentar extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca Neuquina en territorio rionegrino.
La compañía terminó de oficializar este martes la obtención de tres concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia gobernada por Alberto Weretilneck, donde llevará adelante un proyecto piloto con el objetivo de producir shale oil en áreas donde todavía no existe producción no convencional de hidrocarburos. Se trata de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que en conjunto superan los 150.000 acres. En esos bloques, Tango Energy tendrá el 50% de los derechos de explotación, mientras que el 50% restante quedará en manos de Vista Energy.
La compañía obtuvo las concesiones de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones. El inicio de actividad está previsto para la primera mitad de 2027, pero el arranque de la perforación en Charco del Palenque podría adelantarse al segundo semestre de 2026. Ese campo es el que genera mayores expectativas dentro de la compañía. En paralelo, TanGo perforar dos pozos verticalizados en Entre Lomas y Jarilla Quemada a fin de obtener información geológica, geoquímica y petrofísica sobre el comportamiento de Vaca Muerta en esa zona de Río Negro. Luego, avanzará con la horizontalización de esos mismos pozos para testear la producción de shale oil.
El desembarco shale de Tango
Iuliano integra un grupo selecto de técnicos pioneros que desde YPF edificaron los primeros desarrollos en Vaca Muerta. Son una especie de arquitectos del play no convencional que en los últimos 15 años —Iuliano llegó a ser CEO de YPF en 2022 y antes ocupó lugares de conducción en Tecpetrol— aterrizaron cientos de pozos horizontales en Neuquén.
Iuliano integra el selecto grupo de ejecutivos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta.
El proyecto marca el debut formal de Tango Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía —que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default financiero que atravesó la firma— busca consolidarse como un nuevo jugador independiente dentro del shale argentino.
El objetivo de mediano plazo es ambicioso: la empresa proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios dentro de los próximos cinco años.
“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, señaló Iuliano.
El ejecutivo agregó además que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente, que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones.
El acuerdo con Vista
La aprobación provincial quedó formalizada a través del Decreto 509/26 de Río Negro e incluyó tanto la reconversión de las áreas a concesiones no convencionales como la cesión de activos desde Vista hacia Tango Energy Argentina.
El acto administrativo guarda relación con una serie de acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina que fueron informados oportunamente ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) entre 2023 y 2026.
A partir de ese esquema, Tango Energy Argentina quedará como único titular y operador de las concesiones convencionales y no convencionales, mientras que la producción shale proveniente de las tres áreas se distribuirá en partes iguales entre Tango Energy SAU y Vista Energy.
El proyeco final demandaría 1000 MW, el equivalente a la potencia de una turbina y media de la central hidroeléctrica de Itaipú.
Los gobiernos del Paraguay y Taiwán (República de China) rubricaron un acuerdo para avanzar en un proyecto de desarrollo de inteligencia artificial que sería gestionado a través de una entidad binacional bautizada «Yguazú Digital». La iniciativa, que en su fase más ambiciosa contempla una demanda de potencia eléctrica de 1000 MW, fue anunciada durante una visita del presidente SantiagoPeña a Taiwán que despertó una fuerte protesta diplomática de China.
El presidente paraguayo y su homólogo taiwanés, William Lai, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la creación de un “Centro Soberano de Computación de Inteligencia Artificial” en el país vecino. El proyecto operará bajo un modelo binacional similar al de Itaipú, a través de la entidad binacional autónoma Yguazú Digital.
Proyecto de inteligencia artificial entre Paraguay y Taiwán
El acuerdo contempla un plan estructurado en tres etapas, desde un proyecto piloto de centro de datos y hasta llegar a una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial con una potencia de computación que requerirá 1000 MW eléctricos. Toda la infraestructura digital del proyecto gozaría de inmunidades y privilegios diplomáticos.
En una primera fase se realizará un proyecto piloto que implicará la construcción de un centro de datos que demandará una potencia de 10 MW. Se utilizará un diseño modular para validar la viabilidad técnica, operativa y comercial, incluyendo la fiabilidad del suministro eléctrico.
Una vez finalizado el piloto para evaluar la factibilidad del escalado, las partes tienen la intención de proceder con el desarrollo y la ejecución de un acuerdo bilateral de inversión para establecer el marco legal que regirá el proyecto.
El acuerdo de inversión dará pie a las fases dos y tres: abrirán la puerta a inversores privados a través de vehículos de propósito especial (SPV), con la nueva entidad binacional desempeñando un papel facilitador y catalizador en el apoyo a los inversores.
La segunda fase contempla una expansión hasta aproximadamente 100 MW de potencia para establecer una infraestructura escalable que atienda la demanda regional, con potencial de expansión internacional.
La tercera fase plantea el desarrollo de un Centro de Datos ecológico a hiperescala de hasta 1000 MW de potencia demandada, posicionandose como una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial.
El memorando además indica la posibilidad de otorgar a la entidad binacional la condición de “Embajada de Datos Digitales”, por la cual, tanto la YD como el proyecto, podrán gozar de inmunidades y privilegios diplomáticos comparables a los concedidos a la Embajada de Taiwán en Paraguay. Esto incluye los edificios e instalaciones del centro de computación de IA soberano, los servidores, los sistemas de respaldo en la nube y los datos digitales almacenados en ellos, entre otros.
La protesta diplomática de China
La visita del presidente paraguayo a Taiwán desencadenó una severa respuesta diplomática por parte de la República Popular China. El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores, Guo Jiakun, calificó el viaje como una provocación y expresó una «condena de manera enérgica» hacia las acciones del Paraguay.
El vocero señaló que el establecimiento de relaciones diplomáticas con China es vital para los “intereses fundamentales y de largo plazo” de Paraguay y añadió que el gobierno de Peña está ignorando “la voluntad del pueblo”. También instó al gobierno paraguayo a “cambiar de rumbo cuanto antes” y situarse “del lado correcto de la historia”.
Peña visitó Taiwán entre el 7 y el 10 de mayo al frente de una delegación de más de cuarenta empresarios, en un viaje marcado por acuerdos en materia de tecnología avanzada, ciberseguridad e IA.
“Hoy Paraguay y Taiwán se unen con el liderazgo de Taiwán en la producción de semiconductores y nuestro potencial en generación de energía renovable y abundante”, expresó el mandatario en un comunicado, en el que dijo que se trata de un acuerdo entre “dos países hermanos”. Paraguay es el único país de Sudamérica y uno de los 12 del mundo que mantiene relaciones diplomáticas oficiales con Taiwán.
La compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética
En un sector históricamente dominado por la ingeniería tradicional, la compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética. Con casi dos décadas de experiencia, esta PyME argentina ha evolucionado desde el data management hacia un modelo integral que combina gestión de datos, inteligencia artificial, soluciones de TI y tecnologías aplicadas directamente a la producción.
Lejos de enfocarse en una única solución, ReMASA propone una visión integral: conectar la información, la tecnología y la operación para generar impacto real en los resultados del negocio. Esta capacidad se refleja en su porfolio de servicios, que abarca desde la gestión estratégica de datos hasta la optimización de la producción en campo.
Cadena de valor
En la actualidad, la compañía brinda soporte a operadores en toda la cadena de valor del upstream, con soluciones que incluyen la implementación de modelos de datos, automatización de procesos, analítica avanzada e integración de sistemas tecnológicos. A esto se suma su capacidad en inteligencia artificial, aplicada al análisis de grandes volúmenes de información en tiempo real y al desarrollo de modelos predictivos para la toma de decisiones operativas.
En este contexto, la innovación no se limita al mundo digital. Uno de los desarrollos más relevantes de la compañía surge a partir de su alianza estratégica con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP): la implementación del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), una tecnología orientada a optimizar la producción en pozos de gas y petróleo.
Optimizar la producción
Se trata de un dispositivo mecánico que se instala en el fondo del pozo y actúa directamente sobre el comportamiento del flujo, reduciendo la caída de presión en la tubería y estabilizando las fluctuaciones generadas por la presencia de líquidos. El resultado es una mejora significativa en la eficiencia del sistema productivo y en la gestión de la energía del yacimiento.
En términos operativos, su impacto es concreto:
Incremento de la producción diaria
Reducción del consumo energético
Disminución de intervenciones operativas
Extensión de la vida útil del pozo
Esta tecnología ya fue implementada en Santa Cruz, en conjunto con la empresa CGC, obteniendo resultados destacados:
+40% en producción en los pozos
-15% en consumo energético
Reducción drástica de intervenciones, especialmente críticas en invierno patagónico
Menores costos operativos y mayor seguridad
«Buscamos generar valor para nuestros clientes a través de soluciones innovadoras que transformen la operación y potencien sus resultados», afirma María Isabel Pariani, gerente general de ReMASA.
La empresa destaca su enfoque multidisciplinario, ya que nuclea a profesionales de diversas áreas, incluyendo ciencia de datos, tecnología, geociencias e ingeniería, lo que le permite abordar los desafíos de la industria desde una perspectiva integral.
«Somos una compañía con personas de distintas nacionalidades y regiones del país, con talento en Mendoza, Mar del Plata, Neuquén, Comodoro y Buenos Aires», destaca Pariani.
La inversión en capital humano es otro pilar estratégico, como lo demuestra su programa interno de actualización tecnológica y su iniciativa de desarrollo de talento para nuevas generaciones.
Además, la compañía participa activamente en espacios de articulación con la industria, como el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), fortaleciendo su posicionamiento y capacidad de expansión regional.
En un contexto donde la eficiencia, la sostenibilidad y la digitalización marcan el rumbo del sector energético, ReMASA apuesta a estar a la vanguardia mediante la integración de tecnologías que impacten directamente en la operación. Desde la gestión inteligente de datos hasta la optimización de la producción en campo, la empresa demuestra que la innovación no es un concepto abstracto, sino una herramienta concreta para mejorar resultados.
Con la nueva etapa energética que se abre en Argentina, la compañía identifica oportunidades claras de crecimiento: «GAPP nos abre puertas técnicas y de compras. Estamos listos para aportar en Vaca Muerta y más allá», concluye Pariani.
Uruguay y Argentina continúan proceso de diálogo sobre la instalación de una planta de hidrógeno verde y e-combustibles en Paysandú. 
