Los hogares que siguen recibiendo subsidio en el área de Edenor y Edesur suman 3,3 millones.
Las tarifas de Edesur y Edenor subirán a partir de este miércoles 5% en promedio para casi el 40% de los usuarios residenciales que no perciben ningún tipo de subsidio, unos 2 millones. El resto de los hogares tendrá una leve baja de 0,75% promedio porque el gobierno decidió incrementar el porcentaje de bonificación que aplica sobre el precio estacional de la energía eléctrica. En este caso, el beneficio alcanza a 3,3 millones de hogares. Para los comercios e industrias, el aumento oscilará entre 7,5% y 13,5%, de acuerdo a la categoría.
En junio esa bonificación para los hogares subsidiados había sido del 61,97% y en julio debía ser de 60,67%, pero el gobierno la subirá a 65,59%, según se informó el viernes pasado en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad a la que asistió EconoJournal.
El gobierno informará en las próximas horas que el aumento para los hogares será del 1,5% porque ese es el promedio ponderado entre los que tienen y no tienen subsidio. Sin embargo, el dato puede resultar engañoso porque es el promedio de las distintas categorías y no del consumo efectivo de cada casa. Esa diferencia es clave porque los hogares no tienen todo su consumo subsidiado sino solo 300 kWh mensuales en invierno y el excedente por sobre ese tope abona tarifa plena.
El aumento de la electricidad para los hogares sin subsidio
Según pudo averiguar EconoJournal, el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras tendrá un ajuste de entre 2,7% y 3 por ciento. A ese incremento se le suma además un incremento de casi 13% en el precio de la potencia energética y de un 5% en el precio estacional de la energía.
Esos ajustes explican el incremento de 5% promedio que tendrán que abonar los usuarios residenciales sin subsidio, que representan cerca del 40% del total.
Descuento para los hogares subsidiados
El Régimen de Subsidios Focalizados eliminó en enero, a través del decreto 943/25, el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplazó por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado.
Esa norma establecióuna bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. En el invierno el tope es de 300 kWh.
A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y estaba previsto que se reduzca de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y había un cronograma de baja gradual que el gobierno ha venido modificando en los últimos meses. Según la resolución 109/25 la bonificación en julio debería ser de 60,67% (50% + 10,67%), pero en la reunión de directorio del Enrege dijeron que esa cifra será modificada y subirá al 65,59%. Por ese motivo, para los hogares con subsidio, la tarifa correspondiente al bloque de consumo subsidiado no subirá, sino que retrocederá 0,75% en promedio.
Qué pasará con los comercios e industrias
Dentro de la tarifa 1, además de los hogares, se encuentran los usuarios G1, G2 y G3, clasificación que distingue distintos niveles de consumo. Los G1, con consumo mensual de hasta 800 kWh suelen ser kioscos, pequeños locales, estudios profesionales y oficinas chicas; los G2, con consumos que van de 800 kWh y hasta 2.000 kWh, incluyen comercios medianos, restaurantes pequeños, farmacias y supermercados de barrio; mientras que los G3, con consumo mensual superior a 2.000 kWh, suelen ser supermercados, gimnasios o comercios con mucha refrigeración o climatización. Para todo ese universo las tarifas subirán en julio entre 6% y 7%, con leves variaciones entre cada categoría.
Luego están los usuarios T2 que reciben el suministro de la red de baja tensión y tienen una demanda máxima de potencia igual o superior a los 10 kW e inferior a los 50 kW. En ese grupo suelen ubicarse pequeños y medianos establecimientos industriales; supermercados y autoservicios medianos; talleres; edificios de oficinas; locales comerciales grandes; y hoteles, restaurantes y otros establecimientos de servicios con una demanda eléctrica intermedia. En este caso el aumento estará en torno al 7,5 por ciento.
La siguiente categoría es T3 BT <300, usuarios con una demanda de potencia de entre 50 y 300 kW que reciben el suministro en baja tensión. Allí entran industrias pequeñas y medianas, como metalúrgicas, plásticas, alimenticias, textiles, imprentas, carpinterías o frigoríficos de menor escala; grandes comercios, como supermercados, hipermercados medianos, mayoristas, centros de distribución y grandes locales comerciales; edificios de servicios, por ejemplo hoteles, sanatorios, clínicas, universidades privadas, colegios, clubes y gimnasios grandes; depósitos y centros logísticos que operan íntegramente en baja tensión; y algunas plantas industriales que, por su tamaño, todavía no justifican un suministro en media tensión. Todo este universo tendrá un aumento de entre 7,5% y 8 por ciento.
Por último, están los T3 BT ≥300 que tienen una demanda de potencia contratada de 300 kW o más y reciben el suministro de la red de baja tensión. El listado incluye grandes plantas industriales; hipermercados y centros comerciales; grandes centros logísticos; hospitales de alta complejidad; grandes edificios corporativos; y plantas de procesamiento de alimentos y frigoríficos de gran porte. El aumento para este segmento será el más alto ya que la suba oscilará entre 12,5% y 13,5 por ciento.
Según el Reporte Mensual de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), en febrero de 2026 se generaron 158 teravatios hora (TWh) de electricidad.
Y refleja un sistema donde las energías renovables representan el 67,7 %, mientras que las fuentes fósiles aportan un 29,7 % y la energía nuclear 2,6 por ciento. América Latina y el Caribe tiene una de las matrices eléctricas más limpias a nivel global.
ALC continúa siendo un actor clave en la transición energética mundial, con una matriz que supera considerablemente el promedio global en términos de generación limpia que es del 33.8 % (primer trimestre del 2026).
No obstante, la región sigue siendo fuertemente dependiente de la hidroenergía, que representó el 45,4 % del total generado. Las siguientes fuentes fueron gas natural (22,7 %) y energía eólica (12,2%). Juntas, estas tres tecnologías representan más del 80 % de la generación mensual, lo que refleja el peso estructural de estas tecnologías en la cobertura de la demanda eléctrica regional.
Menor dependencia hídrica y mayor impulso a renovables no convencionales
Al comparar interanualmente con febrero de 2025, los datos muestran un crecimiento del 3,9 % en la generación eléctrica regional; esto equivale a un incremento adicional de 6 TWh. Sin embargo, lo más relevante es cómo ocurrió este crecimiento: mientras que la hidroelectricidad disminuyó en 9 TWh, otras tecnologías lograron compensar con un aumento combinado de 15 TWh. Las energías emergentes fueron responsables por esta compensación:
Eólica: +6 TWh
Bioenergía: +5 TWh
Solar: +2 TWh
Este patrón muestra una tendencia fundamental dentro del sistema; la diversificación hacia otras fuentes renovables está ganando importancia y reduciendo vulnerabilidades.
Disminución en generación durante febrero
El informe también indica que la variación mensual en febrero de 2026 frente a enero del mismo año fue de -6.2 %. Esta contracción se debe parcialmente al ajuste natural del calendario —febrero tuvo solo 28 días— además de una reducción generalizada en casi todas las fuentes energéticas. Las mayores caídas se observaron en carbón mineral (-17 %), geotermia (-14 %) y gas natural (-10 %), seguidas por petróleo, nuclear y solar. Este dato es significativo porque muestra que la disminución no fue resultado de una sustitución tecnológica sino más bien una compresión general del despacho energético, indicó el informe.
El ex Jefe de Gabinete (y ex Vocero) Manuel Adorni, también presentará su renuncia como director en YPF, cargo en el que fue designado en representación del Estado. De esa manera, terminará de desvincularse de todos los cargos que ocupaba dentro del Gobierno que encabeza Javier Milei.
La renuncia, confirmada por el Presidente, será formalizada en los próximos días y considerada formalmente por el Directorio de la energética de mayoría accionaria estatal.
El desembarco de Adorni en YPF fue comunicado en su momento por el ministerio de Economía al Directorio encabezado por Horacio Marín.
Entonces, el Gobierno deberá definir ahora quién ocupará el lugar vacante dentro de la Compañía, un cargo que además se destaca por su importante ingreso en dólares para quien lo ocupa.
Con la llegada de las bajas temperaturas los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.
El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.
“Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura”, señalaron desde la compañía.
Cinco hábitos para un invierno más seguro
Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:
• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.
• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.
• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.
• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.
• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.
Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano
Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente, cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.
Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.
Reconocer las señales de alerta
Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.
Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.
La prevención, la mejor herramienta
La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.
Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios.de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Manuel Adorni decidió dar por terminada su participación dentro del Estado y, tras su salida de la Jefatura de Gabinete, también dejará su lugar como director de YPF en representación del Gobierno nacional. La renuncia al directorio de la petrolera estatal será el último paso de una salida que pone fin a su vínculo formal con la administración de Javier Milei.
Según fuentes oficiales, el ex funcionario comunicó que no continuará ocupando ningún cargo público luego de su alejamiento de la Casa Rosada. “Quedó en la carta explícito. No quiere tener ningún puesto ni cargo ni nada del Estado”, señalaron desde su entorno al explicar los motivos de la decisión.
Adorni había llegado al directorio de YPF luego de asumir como jefe de Gabinete. Su designación fue como director titular Clase A, en representación del Estado nacional, un lugar de relevancia dentro de la estructura de la compañía porque está asociado a la llamada “acción de oro”, que otorga al Estado facultades especiales en determinadas decisiones estratégicas.
El cargo, al igual que ocurrió anteriormente con otros jefes de Gabinete como Nicolás Posse y Guillermo Francos, era desempeñado bajo la modalidad ad honorem, por lo que Adorni no percibía un sueldo mientras integraba formalmente el directorio.
Sin embargo, tras su salida del Gobierno, la situación podía modificarse y abrir la posibilidad de que comenzara a cobrar los honorarios correspondientes al puesto. Según documentación presentada por el Directorio de YPF ante la Asamblea de Accionistas, los integrantes de ese cuerpo pueden recibir remuneraciones que alcanzan cifras millonarias, con montos estimados de entre 80 y más de 100 millones de pesos mensuales.
Catorce personas murieron este domingo al estrellarse el helicóptero en el que viajaban, perteneciente a la compañía petrolera saudí Aramco, en Ras Tanura, en la costa oriental de Arabia Saudita.
El accidente fue confirmado por la agencia oficial de noticias saudí, SPA, en horas de la mañana, consternando a la región.
Una fuente oficial del Ministerio de Energía saudí informó de que el accidente del helicóptero de Aramco se produjo a las 6.00 hora local (3.00 GMT) en Ras Tanura, lugar donde se encuentra la mayor plataforma de carga de petróleo en alta mar del mundo y que alberga la refinería nacional más grande de Arabia Saudí.
Suudi Arabistan’da 14 kişinin öldüğü helikopter kazasına ait görüntüler ortaya çıktı!
Düşen helikopterin petrol devi Aramco’ya ait olduğu öğrenildi. Kazanın nedenini belirlemek üzere geniş çaplı resmi soruşturma yürütülüyor. pic.twitter.com/eX7mUcxPDW
El accidente,provocó la muerte de los 14 pasajeros que iban a bordo, “todos ellos ciudadanos saudíes”, indicó la fuente.
Añadió que han iniciado una investigación, en colaboración con las autoridades competentes, “para determinar la causa del accidente”, sin dar a conocer el motivo por el que estaban viajando los operarios.
Hasta el momento, Aramco no reaccionó ante este suceso de manera corporativa.
A principios de marzo, la refinería de petróleo Ras Tanura fue cerrada temporalmente tras los ataques con drones y misiles iraníes contra esta infraestructura energética en medio de la guerra en Medio Oriente.
Precisamente hace dos días, de acuerdo con medios, Aramco había reanudado las cargas de crudo en esa terminal tras una interrupción de casi cuatro meses debido a los daños de los bombardeos.
El gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, encabezaron el acto de apertura de ofertas de la Licitación Pública para la construcción de la nueva Estación Transformadora Mendoza Norte 220/132 kV y obras complementarias. Para la ejecución de este proyecto estratégico se presentaron 5 proyectos.
Estuvieron presentes en el acto el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López; el subsecretario de Minería y Energía, Manuel Sánchez Bandini; el gerente general de Emesa, Mauricio Pinti, y el coordinador del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (Fopiatzad), Pablo Díaz Telli.
La apertura de ofertas para la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte constituye un nuevo paso dentro de un plan integral de infraestructura energética que es el más ambicioso desarrollado por Mendoza en las últimas décadas.
El gobernador destacó el trabajo realizado por los equipos técnicos de la Provincia, de Emesa, de la Subsecretaría de Infraestructura y del Ministerio de Energía y Ambiente, además de agradecer a las empresas que participaron del proceso licitatorio. En ese marco, remarcó la importancia de la obra dentro de una estrategia de desarrollo a largo plazo para Mendoza y la Argentina.
En ese contexto, Cornejo sostuvo que “la Argentina, para crecer y desarrollarse, necesita energía e infraestructura de todo tipo. La infraestructura eléctrica es básica para desarrollar industrias, para las residencias y para hacer crecer de manera sostenida la economía”. Además, señaló que el país arrastra un importante retraso en materia de infraestructura que debe ser revertido para acompañar los nuevos desafíos productivos.
La iniciativa forma parte del plan provincial de fortalecimiento de la infraestructura energética y tiene como objetivo reforzar puntos vulnerables de la red eléctrica, acompañando el crecimiento productivo, industrial y urbano de Mendoza.
La ministra de Energía y Ambiente explicó que la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de un programa integral de inversiones energéticas impulsado por la Provincia. La funcionaria señaló que esta obra se suma a las ya adjudicadas o en proceso para Valle de Uco, La Dormida y el Sur provincial, conformando un esquema de infraestructura eléctrica sin precedentes en las últimas décadas.
Una estrategia integral para fortalecer la matriz energética mendocina
La Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de uno de los programas de infraestructura energética más importantes de la historia reciente de Mendoza. Este plan incluye también la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco, la obra El Marcado-La Dormida y el reciente inicio del proceso licitatorio para una nueva línea de alta tensión de 132 kV que conectará San Rafael con General Alvear.
Al referirse a los alcances concretos de la iniciativa, la ministra destacó que “con estas cuatro grandes obras estamos en condiciones de afirmar que se trata del plan más importante de infraestructura eléctrica desarrollado en Mendoza en los últimos tiempos, con el objetivo de fortalecer el sistema y acompañar el crecimiento productivo”. También recordó que estas inversiones se financian mediante fondos específicos orientados al desarrollo económico de la provincia.
En relación con las obras actualmente en ejecución y planificación, Cornejo explicó que “Mendoza está trabajando y avanzando lo más rápido que se puede para revertir ese retraso en infraestructura. Tenemos cuatro proyectos de transporte eléctrico distribuidos en todos los oasis de la provincia que son imprescindibles para ampliar nuestra capacidad energética”. Asimismo, remarcó que las iniciativas permitirán brindar factibilidad a nuevos emprendimientos, ampliar la cobertura del servicio y fortalecer zonas productivas.
La obra contempla la construcción de una nueva estación transformadora de 220/132 kV, su vinculación al sistema de transporte eléctrico existente, la ejecución de nuevas líneas de alta tensión y la ampliación de instalaciones asociadas. Estas intervenciones permitirán mejorar la confiabilidad, la capacidad operativa y la calidad del servicio eléctrico en la provincia.
Latorre explicó que la licitación de Mendoza Norte contempla una inversión superior a los 48 millones de dólares y que su desarrollo es el resultado del trabajo coordinado entre el Ministerio de Energía y Ambiente, el Fopiatzad y Emesa.
Con un presupuesto oficial financiado con recursos del Fondo del Resarcimiento de la Promoción Industrial por USD 48.657.769 y un plazo de ejecución previsto de 24 meses, se trata de una de las obras más relevantes para la red de transporte eléctrico provincial por su impacto en la calidad, seguridad y capacidad de abastecimiento del sistema.
El proyecto fue desarrollado a través del Fopiatzad, con asistencia técnica especializada de Emesa, que participó en el análisis, la revisión de ingeniería y los aspectos regulatorios mediante un equipo multidisciplinario de profesionales con experiencia en infraestructura eléctrica de alta tensión.
El gobernador subrayó que se trata de obras cuyos resultados se verán principalmente en los próximos años y que forman parte de una visión estratégica de desarrollo. “Son obras realmente trascendentes cuyo resultado no se verá en el corto plazo, pero que están sentando las bases para el crecimiento futuro. Tenemos la obligación de pensar en el mediano y largo plazo y actuar en consecuencia”, afirmó.
La nueva infraestructura incrementará la capacidad de abastecimiento energético en una de las zonas con mayor crecimiento de Mendoza, aportando mayor seguridad al sistema y generando condiciones favorables para futuras inversiones y nuevos desarrollos productivos.
La apertura de ofertas representa un nuevo avance en el proceso de concreción de una obra considerada prioritaria para el fortalecimiento del sistema de transporte eléctrico de Mendoza y para garantizar el abastecimiento energético que demanda el crecimiento sostenido de la provincia.
Los cinco oferentes para esta obra son Corporación del Sur S.A y Concret Mix SA (UT); Montelectro S.A; J. Cartellone Construcciones Civiles S.A y Lesko S.A.C.I.F.I.A (UT); Districuyo S.A y Green S.A, Bauza Ing. S.R.L y Proyección Electroluz S.R.L (UT).
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó la apertura de las Jornadas Regionales “Contractualización de la Demanda, Mercado a Término y Transición Energética”, organizadas por el EPRE Mendoza y el EPRE San Juan, en el marco del Clúster Interjurisdiccional de Conocimiento Regulatorio.
El encuentro se realizó en el hotel Sheraton Mendoza y reunió a autoridades provinciales y nacionales, representantes del sector energético, especialistas, académicos y referentes de empresas para analizar los desafíos del sistema eléctrico argentino frente a los nuevos esquemas regulatorios, la transición energética y la contractualización de la demanda.
Durante la apertura estuvieron presentes el presidente de la Cámara de Diputados de Mendoza, Andrés Lombardi; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, y el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero.
“Esta nueva matriz energética requiere decisiones políticas y liderazgo”
En su exposición, Cornejo destacó que Mendoza viene tomando decisiones estratégicas para fortalecer su infraestructura energética y acompañar las oportunidades de crecimiento vinculadas a sectores como la minería, el petróleo, el gas y las nuevas actividades productivas.
Así, explicó que “Mendoza está comprometida con estos cambios”, al tiempo que sostuvo que “los desafíos que plantea esta nueva matriz energética y las nuevas tecnologías requieren no solo modificaciones contractuales, sino también decisiones políticas y liderazgo para poder llevarlas a la práctica”.
En ese sentido, remarcó que la transformación del sistema energético requiere una articulación permanente entre el Estado y el sector privado. De esta manera afirmó que “no se puede resolver solamente desde el sector público o desde el aspecto regulatorio. Hace falta una coordinación con el sector privado y con todos los actores del sistema”.
Cornejo señaló que el país enfrenta una etapa de grandes oportunidades, pero advirtió que el desarrollo necesita resolver problemas estructurales de infraestructura, al indicar que “llevamos más de una década y media en la que Argentina no crece”, y puntualizó en que “un retraso de infraestructura, entre ellas la eléctrica, no se recupera de la noche a la mañana”.
En este marco, explicó la decisión de Mendoza de avanzar con inversiones provinciales en obras de transmisión eléctrica. “Si bien aspiramos a que el sector privado lleve adelante las inversiones en infraestructura, creemos que en esta primera etapa el sector público tiene que hacer un esfuerzo para ayudar a concretarlas”, expresó.
“Sabemos que estas obras de transmisión y alta tensión son claves. También sabemos que quizás no tienen la rentabilidad política inmediata de otras acciones, pero creemos que es dinero bien invertido porque acelera la infraestructura básica necesaria para el desarrollo”, afirmó el mandatario.
Además, puso en valor que la Provincia avance con recursos propios en proyectos estratégicos. El gobernador expuso que “Mendoza no se ha quedado atrás. Estamos desarrollando líneas de alta tensión porque entendemos que son obras fundamentales para preparar a la provincia frente a la demanda futura”.
También recordó que Mendoza fue pionera en materia de generación distribuida y aseguró que la Provincia continuará trabajando en esa dirección. “Hace varios años veíamos que teníamos que avanzar hacia este camino. Hoy existen mejores condiciones y vamos a seguir impulsándolo”, sostuvo.
Trabajo conjunto para los nuevos desafíos energéticos
Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, resaltó la necesidad de una planificación regional frente a los cambios del sector eléctrico. De esta manera, explicó que “estas jornadas tienen como finalidad algo que parece sencillo pero es complejo: planificar juntos y ponernos de acuerdo con una visión regional. Cuando hablamos de infraestructura energética, nuevas tecnologías y contractualización del mercado a término, necesitamos una mirada sistémica. No es posible que cada provincia tenga una visión aislada”.
La funcionaria destacó además el trabajo conjunto de los entes reguladores provinciales para identificar los desafíos que presentan la tecnología, la demanda y el mercado, y avanzar en soluciones comunes.
En tanto, el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero, aseguró que el sistema atraviesa un momento clave de transformación. “Estamos en una etapa muy importante de la transición energética, que nos obliga a pensar cómo está cambiando la realidad del abastecimiento eléctrico del sistema argentino de interconexión”, señaló.
Ferrero remarcó que el objetivo del encuentro es generar un espacio de debate y construcción colectiva. “Ningún actor del sector eléctrico puede llevar adelante estos cambios solo. Es necesaria la interacción entre jurisdicciones, entre lo público y lo privado, entre la regulación y la prestación del servicio”, sostuvo.
Por su parte, el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, destacó la participación de los principales referentes del sector energético y afirmó que “el proceso de contractualización de la demanda no puede diseñarse en soledad ni resolverse aisladamente en cada jurisdicción”.
“Requiere criterios compartidos y un marco que dé certeza a todos los actores del mercado. Cada perspectiva es indispensable para que el resultado sea robusto, equitativo y sustentable en el tiempo”, agregó.
Uno de los temas centrales del encuentro fue la implementación de la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece el camino hacia la contractualización progresiva de la demanda y redefine el rol de las distribuidoras en la gestión de su abastecimiento eléctrico.
El programa incluyó la participación de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, Cammesa y especialistas internacionales de Chile y Uruguay, quienes compartieron experiencias sobre organización de mercados eléctricos, esquemas de contratación y asignación de riesgos.
Río Negro incorporó a la Universidad de Flores (UFLO) al sistema provincial de pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas. Mediante un acuerdo entre la Secretaría de Hidrocarburos, la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades (UPEU) y dicha institución, más estudiantes rionegrinos y rionegrinas tendrán acceso a una formación con experiencia.
El marco normativo del programa es la Ley Provincial 5.733, que establece como condición para la prórroga de concesiones hidrocarburíferas el compromiso de cada empresa operadora de incorporar hasta cinco pasantes educativos con residencia en la Provincia de Río Negro, conforme la Ley Nacional N° 26.427.
La firma consolida y amplía un proceso que el Gobierno provincial viene desarrollando desde fines de 2025. En diciembre de ese año, la UPEU y la Secretaría de Hidrocarburos habían formalizado actas acuerdo con las sedes Alto Valle y Valle Medio de la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN) y con la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad Nacional del Comahue (FADECS-UNCO), estableciendo el mecanismo coordinado de convocatoria y selección de pasantes.
Con la incorporación de UFLO, el sistema universitario comprometido en este esquema se consolida y gana en cobertura de perfiles académicos vinculados a la energía, el ambiente, la ingeniería, las ciencias jurídicas y la administración.
El acuerdo firmado asigna a la UPEU el rol de nodo articulador del circuito: relevará anualmente los perfiles requeridos por las empresas, los comunicará a las universidades, coordinará la formalización de los convenios individuales con cada pasante y verificará la ejecución del proceso. La UFLO, por su parte, se encargará de difundir las convocatorias, establecer criterios académicos de elegibilidad, seleccionar a los postulantes y acompañar pedagógicamente cada trayecto.
Un requisito central del acuerdo es que todos los postulantes seleccionados deberán ser oriundos de la Provincia de Río Negro y acreditar residencia provincial.
El Acta Acuerdo fue suscripta por la Lic. Mariela Moya, Secretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente; la Lic. Daiana Neri, Secretaria de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades del Ministerio de Educación y Derechos Humanos; y el Lic. Christian Kreber, Vicerrector General de la Universidad de Flores.
El Sindicato Conductores Navales de la República Argentina (SICONARA), conducido por Mariano Vilar, expresó su profunda preocupación ante la falta de avances en las negociaciones salariales con las cámaras empresarias del sector de extracción y transporte de arena, una situación que amenaza con profundizar el conflicto en una actividad estratégica para el abastecimiento de insumos esenciales destinados, entre otros fines, al desarrollo de Vaca Muerta.
“Los trabajadores no pueden seguir absorbiendo el costo del ajuste mientras las empresas se rehúsan a discutir una recomposición salarial razonable. Estamos hablando de una actividad estratégica para la economía argentina, que sostiene cadenas productivas fundamentales y cuya continuidad depende exclusivamente del esfuerzo diario de nuestros compañeros”, sostuvo Ángel Raimundi, Secretario Adjunto del SICONARA.
En ese sentido, Raimundi afirmó: “Los compañeros deben saber que cuentan con un sindicato presente, comprometido y dispuesto a defenderlos en cada instancia. Frente a quienes pretenden avanzar sobre los derechos laborales y el trabajo argentino, esta conducción responderá con más organización, más unidad y más compromiso en defensa de los trabajadores”.
Por su parte, Fernando Ramírez, Secretario de la Seccional Rosario, señaló que “en el ámbito del litoral hemos participado de más de diez audiencias con absoluta responsabilidad, acercando propuestas concretas y sustentables. Sin embargo, del otro lado encontramos una actitud intransigente que desconoce la realidad que atraviesan los trabajadores”.
Asimismo, agregó que “la extracción y el transporte de arena constituyen, entre otras cosas, un eslabón fundamental para el desarrollo energético argentino. La arena que se extrae y transporta desde nuestros ríos es indispensable para la actividad de Vaca Muerta, por lo que la falta de respuestas empresarias no sólo perjudica a los trabajadores, sino que afecta directamente a un sector estratégico para el país”.
Por último, desde SICONARA advirtieron que la falta de respuestas concretas por parte de las cámaras empresarias podría derivar en una profundización del conflicto: “Estamos exigiendo que se respete el salario de los trabajadores que todos los días sostienen con su esfuerzo una actividad fundamental para el país. Porque si hay recursos para producir y generar ganancias, también debe haber voluntad para preservar el poder adquisitivo de quienes hacen posible esa producción. En este sentido, nuestro sindicato agotará todas las instancias de diálogo, pero no aceptará bajo ningún término que los trabajadores sean la variable de ajuste”, sentenció Mariano Vilar.
El presidente del Brasil, Lula da Silvia, junto a la presidenta y trabajadores de Petrobras en una visita a la planta de fertilizantes nuevamente en construcción en Mato Grosso do Sul.
Petrobras puso en marcha la finalización de un viejo proyecto de planta de producción de fertilizantes nitrogenados en el estado de Mato Grosso do Sul, en una región del Brasil históricamente abastecida por el gas de Bolivia y que ahora busca otras alternativas de suministro, como el gas de Vaca Muerta. La presidenta de la compañía dijo que estudian duplicar la capacidad en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes que tiene en Brasil.
La petrolera controlada por el Estado brasileño anunció el jueves la firma de los contratos con las empresas ganadoras del proceso de licitación para retomar la construcción de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-III) en Três Lagoas, durante un acto al que asistió el presidente del Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva. Petrobras detuvo la construcción de la planta en 2014.
El proyecto UFN III consumirá 2,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural para producir unas 3600 toneladas de urea y 2200 toneladas de amoníaco por día. Petrobras invertirá 5000 millones de reales (cerca de US$ 1000 millones) en el proyecto, cuya puesta en producción se espera para 2029.
Con el inicio de las operaciones en la planta de Três Lagoas, Petrobras pretende cubrir el 35% de la demanda nacional de fertilizantes nitrogenados. La petrolera ya tiene otras tres plantas en los estados de Bahía, Sergipe y Paraná. Estas plantas tienen un consumo máximo de 3,3 MMm3/d. Sumando a la futura planta en Mato Grosso do Sul, las cuatro plantas a plena capacidad demandarían 5,5 MMm3/d.
La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, destacó que la planta UFN-III es estratégica por su ubicación en el centro de la principal región agroindustrial del Brasil, donde se concentra el 40% de la demanda nacional de urea.
“Esta fábrica abastecerá a los mercados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraná y São Paulo. Con ello, logramos una reducción significativa en los costos logísticos, además de una mayor fiabilidad en el suministro para maíz, caña de azúcar, café, algodón y pastos”, afirmó Chambriard.
Producción de fertilizantes en Brasil con gas de Vaca Muerta
Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, acompañada por Lula da Silva.
Según Chambriard, la petrolera brasileña esta estudiando duplicar la capacidad de producción en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes, lo que implicaría un consumo diario de por lo menos 10 MMm3/d. El gobierno brasileño mira a la producción doméstica de gas offshore para abastecer a las plantas de fertilizantes existentes sobre la costa de Brasil y sus eventuales ampliaciones.
En cambio, el proyecto UFN-III supone una oportunidad para las operadoras en Vaca Muerta interesadas en exportar gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol, como sustituto de la menguante producción boliviana de gas. El Gasbol ingresa de Bolivia a Brasil por Corumbá, en el estado de Mato Grosso do Sul.
Petrobras viene dando señales de interés en el gas argentino. La petrolera obtuvo a fines de 2025 un permiso por dos años para importar hasta 180 millones de metros cúbicos anuales en formato interrumpible desde la Argentina, concedido por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). La prioridad sobre esos volúmenes la tendrán las centrales térmicas y clientes industriales.
Por otro lado, la petrolera aún mantiene una presencia mínima en la Argentina a través de su filial Petrobras Operaciones SA (POSA), que cuenta con una participación en el yacimiento de petróleo y tight gas Río Neuquén, ubicado entre las provincias de Río Negro y Neuquén.
Sin embargo, el desarrollo de aquella y otras oportunidades comerciales por la ruta boliviana todavía requieren de obras einversiones en el sistema troncal argentino para transportar más moléculas desde Neuquén a la frontera con Bolivia.
Ruta boliviana: qué obras se necesitan para apuntalar el sistema troncal argentino
Puntualmente, la obra prioritaria es la última relativa al proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, que consiste en la adecuación de cuatro plantas compresoras para elevar su capacidad de transporte al noroeste del país a unos 19 millones de metros cúbicos diarios desde los 15 actuales. El gasoducto Norte es operado por Transportadora Gas del Norte (TGN).
La estatal Enarsa adjudicó en 2024 las obras de adecuación de esas estaciones a la constructora Esuco. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, se encuentran virtualmente paralizadas por un conflicto por pagos adeudados que la contratista arrastra con Enarsa desde el año pasado.
La empresa constructora atraviesa una situación financiera delicada. En efecto, a principios de este mes inició un proceso de concurso preventivo para reestructurar deudas con más de 800 acreedores.
Adicionalmente, TGN tiene en carpeta un proyecto para construir un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que habilitaría más gaspara potencialmente abastecer la demanda interna del norte y litoral del país y atender la exportación.
De todas formas, el CEO de la empresa, Horacio Pizarro, dijo que este proyecto no es obligatorio para poder atender la capacidad extra que tendrá el gasoducto Norte. La empresa evalúa tomar la decisión final de inversión (FID) en su nuevo proyecto en la segunda mitad de este año.
La empresa transportista ya está encarando la ingeniería básica del proyecto. En ese sentido, aún resta definir la capacidad final de transporte del gasoducto. “Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo para lanzar el proyecto, de entre 13 y 15 MMm3. Después es ampliable, pero necesitamos juntar esa demanda para hacerlo realidad”, explicó Pizarro en la última edición del Midstream & Gas Day de EconoJournal.
YPF anunció la firma de acuerdos para la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream dedicado al proyecto Argentina LNG, mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas ubicados en Vaca Muerta afectados al proyecto.
La operación se llevará adelante a través de dicha sociedad vehículo que, una vez completada la transacción -sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación de la Autoridad de Aplicación de la cesión de las Áreas de YPF a UPCO ARLNG I-, será titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.
En este marco, Eni y XRG adquirirán participación del 32 % del capital social cada una, mientras que YPF conservará el 36 por ciento. A partir de la firma de los acuerdos, estos bloques quedarán dedicados al desarrollo del proyecto Argentina LNG.
El 30 de abril YPF adquirió mediante un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol, el 50 % de participación que esta última detentaba en los bloques, consolidando así la titularidad del 100 % de las áreas.
El proyecto Argentina LNG es un proyecto que articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con infraestructura de midstream y licuefacción, con el objetivo de abastecer de gas natural licuado a los mercados internacionales.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, sostuvo que “estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”.
Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni (Italia), comentó, “nuestra entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales. Vaca Muerta es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.
Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como ARGENTINA LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo, y esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales”.
XRG es una compañía internacional de inversión enfocada en el sector energético, propiedad de la compañía nacional de petróleo de Abu Dabi, ADNOC.
“Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta, y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante”, agregó Al Aryani.
YPF destacó que “continúa impulsando el desarrollo de Vaca Muerta con una visión de largo plazo, promoviendo asociaciones estratégicas que permitan maximizar el valor de los recursos, atraer inversiones y posicionar a la Argentina como un proveedor relevante de energía a nivel global”.
Los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas aportarán el fluido para el proyecto desde la ventana de gas de la Cuenca Neuquina.
YPF, la compañía italiana Eni y XRG -empresa internacional de la petrolera estatal de Abu Dhabi ADNOC- anunciaron este lunes la firma de acuerdos definitivos para el desarrollo del segmento upstream del proyecto Argentina LNG. La operación contempla la transferencia de participaciones accionarias en la sociedad vehículo UPCO ARLNG I S.A.U., que concentrará la titularidad de tres bloques de gas no convencional en la cuenca de Vaca Muerta afectados al plan de exportación.
De acuerdo con los términos informados, Eni y XRG adquirirán cada una un 32% del capital social de la mencionada sociedad, mientras que la petrolera argentina retendrá el 36% restante y la condición de operador. La transacción final se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones regulatorias precedentes, entre las que se destaca la aprobación de la transferencia de las áreas hidrocarburíferas por parte de la autoridad de aplicación correspondiente.
Tal como había anticipado EconoJournal a comienzos de noviembre, Los bloques dedicados al abastecimiento del proyecto de licuefacción son Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II. El ingreso de los socios internacionales convalida las proyecciones que anticipaban aquellas negociaciones para incorporar a las socias en esta ventana de la Cuenca Neuquina con el objetivo de apuntalar las inversiones necesarias en producción.
Previo a este esquema de asociación, el 30 de abril de 2026, YPF consolidó el 100% de la titularidad de los bloques tras concretar un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol. Mediante dicho acuerdo, la petrolera local absorbió el 50% de la participación que Pluspetrol mantenía en las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, resolviendo así la reconfiguración accionaria necesaria para dar ingreso a las corporaciones extranjeras.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Las áreas de desarrollo conjunto en gas seco y húmedo
Las áreas involucradas suman superficie en las ventanas de gas húmedo y seco de la formación no convencional. Las Tacanas cuenta con una extensión de 323 kilómetros cuadrados al sur de Rincón del Mangrullo, orientada al gas seco; Aguada Villanueva abarca 50 kilómetros cuadrados con presencia de gas condensado; y Meseta Buena Esperanza cubre 303 kilómetros cuadrados con potencial de gas rico en derivados líquidos.
La viabilidad regulatoria del upstream en áreas de gas húmedo demandó adecuaciones normativas a nivel nacional a fines de 2025, permitiendo que proyectos con derivados líquidos asociados pudieran encuadrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Los comunicados de las empresas detallan que la producción de estos bloques permitirá tanto el abastecimiento de gas como la monetización de los condensados asociados al fluido.
El esquema logístico integral proyecta la exportación de 12 millones de toneladas anuales de GNL mediante la utilización de dos unidades flotantes de licuefacción.
Los nuevos datos técnicos provistos por las compañías indican que los recursos extraídos de estos bloques se destinarán a alimentar una capacidad total de licuefacción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Esta infraestructura de procesamiento planificada para el proyecto integral se estructurará mediante la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad de 6 MTPA cada una.
Cerca de las firmas habían estimado que la fase integral del proyecto requerirá desembolsos por US$ 16.000 millones en el segmento de infraestructura de transporte y licuefacción (midstream y puertos), y otros US$ 12.000 millones dedicados exclusivamente al upstream. El proyecto vincula de forma integrada la extracción en la Cuenca Neuquina con gasoductos y plantas terminales para transformar el fluido en gas natural licuado (GNL) de exportación.
El desembarco de XRG y ENI en Vaca Muerta
Para XRG, subsidiaria de la estatal ADNOC, la transacción representa su inserción directa en la cuenca no convencional de la Argentina. La firma árabe precisó que la inversión se alinea con su estrategia global de expansión en gas natural y GNL, sumándose a su cartera de activos que incluye participaciones en proyectos de infraestructura en los Estados Unidos (Rio Grande LNG), Azerbaiyán (campo Absheron), Turkmenistán y Mozambique.
Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que la “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como Argentina LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo».
«Esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales. Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta», y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante.», afirmó Al Aryani
Por su parte, Eni consignó que la firma del contrato de compraventa de acciones (SPA) responde a su estrategia corporativa de diversificación geográfica y fortalecimiento de su cartera de gas natural y GNL de equidad. El Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó que “la entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales»
«Vaca Muerta -detalló- es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.
El cronograma de trabajo acordado por el consorcio tripartito contempla avanzar de forma inmediata en las fases técnicas siguientes con el objetivo de formalizar la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) antes del cierre de 2026. La firma de este compromiso financiero y operativo resultará determinante para viabilizar el inicio de la construcción de las facilidades del upstream y asegurar el fondeo requerido para el montaje de la infraestructura de midstream y licuefacción.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC
Para las empresas de servicios públicos argentinas, 2027 dejó de ser una fecha lejana. El 31 de diciembre de ese año finaliza el mantenimiento estándar de SAP ECC 6.0, la plataforma sobre la que desde hace más de una década buena parte de las distribuidoras eléctricas, transportistas de gas y empresas de agua y saneamiento gestionan sus operaciones administrativas, comerciales y de campo.
La migración hacia SAP S/4HANA ya no aparece como una simple actualización tecnológica, sino como una decisión estratégica que condicionará los costos, la continuidad operativa y la capacidad de innovar durante la próxima década. Por eso, un proyecto que durante años se consideró deseable o eventual pasó a formar parte de la planificación inmediata de las compañías del sector.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC. A nivel global, más de 35.000 organizaciones todavía operan sobre SAP ECC, lo que anticipa una concentración de demanda sobre integradores y proveedores cloud a medida que se acerque la fecha límite.
Por qué la nube se volvió la trayectoria dominante para SAP en sector regulado
La decisión sobre dónde correr SAP S/4HANA está, en la práctica, resuelta para gran parte del mercado. Amazon Web Services (AWS) se consolidó como la nube certificada por SAP con la mayor cantidad de instancias y configuraciones validadas para cargas productivas en industrias críticas, y aporta sobre eso una serie de ventajas que exceden lo estrictamente vinculado a SAP.
Servicios como AWS Migration Hub y AWS Application Migration Service permiten orquestar la transición sin discontinuidad operativa, mientras que la disponibilidad geográfica de regiones, las capacidades nativas de recuperación ante desastres y los mecanismos de cifrado y gestión de identidad como AWS Key Management Service e Identity and Access Management resuelven, en una sola plataforma, exigencias que en infraestructura on-premise requieren múltiples capas independientes.
A eso se suma la elasticidad para absorber picos estacionales (típicos en facturación de utilities), la integración directa con servicios de analítica y de inteligencia artificial sobre los mismos datos operativos, y un modelo de costos basado en consumo que, según IDC, reduce el TCO de cargas SAP entre un 15% y un 30% a 5 años.
Para el mercado argentino, el peso del cambio es considerable, por ejemplo, las distribuidoras eléctricas concentran millones de usuarios, y la operación administrativa de empresas como las transportistas de gas, empresas de agua y saneamientos depende de procesos críticos sobre SAP que no admiten interrupciones. Teracloud, AWS Advanced Tier Partner, es uno de los actores que viene acompañando a empresas reguladas en la planificación y ejecución de este tipo de migraciones, articulando el roadmap técnico con las exigencias regulatorias propias del sector.
Cómo se planifica una migración de SAP a la nube en utilities
A nivel regional, la adopción de SAP en cloud entre empresas reguladas viene acelerándose, lo que sugiere que el sector utilities argentino tiene una ventana limitada para definir su estrategia sin presión de cronograma. Quienes busquen profundizar en cómo se estructura una migración de SAP a la nube de AWS para empresas reguladas pueden consultar, donde Teracloud reúne el roadmap completo, los casos de uso aplicables al sector utilities y los marcos de referencia para empresas que están comenzando a planificar la transición.
Para distribuidoras, transportistas y empresas de servicios que ya están delineando su roadmap de migración, contar con un partner certificado puede definir la diferencia entre llegar a 2027 con margen o con presión de cronograma. Teracloud acompaña a empresas reguladas en cada etapa del proceso, desde el asesoramiento inicial y la planificación del proyecto hasta la ejecución técnica y el soporte post-migración.
Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno
Con la llegada de las bajas temperaturas, los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.
El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.
«Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura», señalaron desde la compañía.
Cinco hábitos para un invierno más seguro
Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:
• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.
• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.
• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.
• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.
• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.
Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano
Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.
Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.
Reconocer las señales de alerta
Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.
Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.
La prevención, la mejor herramienta
La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.
Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.
Brasil evalúa tres alternativas logísticas para incorporar gas argentino a su matriz energética. La definición final depende de la disponibilidad de infraestructura, los costos de transporte, la necesidad de contratos de respaldo y la gestión de riesgos geopolíticos.
La primera opción es la ruta norte vía Bolivia. Esta alternativa utiliza el sistema troncal del Gasbol, cuya capacidad de 30 millones de metros cúbicos diarios se encuentra subutilizada en el tramo brasileño. La infraestructura existente permite una entrada inmediata sin inversiones adicionales en Brasil.
Sin embargo, el tránsito por Bolivia incorpora costos fijos en el peaje de transporte, con valores preliminares entre 1,50 y 2 dólares por millón de BTU. A esto se suma la necesidad de establecer cláusulas de seguridad de suministro para mitigar el riesgo político asociado al tránsito internacional.
La segunda vía consiste en un gasoducto directo entre Argentina y Brasil, tomando como base el trazado de Transportadora de Gas del Mercosur (TGM) o el sistema de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). Esta alternativa requiere completar un tramo faltante de 565 kilómetros y ampliar la capacidad de compresión aguas arriba para permitir el flujo ascendente hacia los centros industriales brasileños.
La viabilidad económica depende de contratos de compra firme de largo plazo que garanticen el uso futuro del ducto. Sin estos acuerdos, los organismos financieros no habilitan el financiamiento de obras de gran escala.
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La tercera opción es la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Aunque los procesos de licuefacción y transporte marítimo presentan costos fijos superiores a los de un gasoducto convencional, esta vía ofrece flexibilidad comercial total. Los cargamentos pueden destinarse tanto a las terminales de regasificación de Brasil como a otros mercados globales, lo que permite adaptar las entregas a la demanda brasileña.
A diferencia del perfil argentino, que registra picos elevados en invierno, Brasil mantiene una demanda mayormente plana, con incrementos extraordinarios de hasta 80 millones de metros cúbicos diarios durante sequías prolongadas que obligan a activar generación térmica.
Las tres alternativas presentan condiciones técnicas y económicas diferenciadas. La ruta Bolivia ofrece disponibilidad inmediata, pero incorpora costos y riesgos geopolíticos.
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El gasoducto directo constituye una solución estructural, aunque depende de contratos de respaldo y financiamiento internacional. El GNL aporta flexibilidad comercial, pero requiere inversiones en plantas de licuefacción y contratos de abastecimiento.
La complementariedad energética entre Argentina y Brasil se sostiene en la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer volúmenes crecientes y en la necesidad brasileña de diversificar su abastecimiento.
La definición de la vía logística final dependerá de la combinación entre infraestructura disponible, costos de transporte, contratos de largo plazo y gestión de riesgos. Brasil analiza las tres rutas en paralelo y considera que la integración energética regional requerirá un esquema multivía para asegurar continuidad y flexibilidad en el suministro.
El debate entre Marcos Bulgheroni (PAE) y Horacio Marín (YPF) en el ciclo Democracia y Desarrollo dejó expuesto un punto de inflexión para la agenda energética argentina: la necesidad de abandonar la lógica de exportación primaria y avanzar hacia un esquema de industrialización que permita capturar márgenes superiores en la cadena de valor.
La discusión se enmarca en un contexto global atravesado por tensiones geopolíticas y por una demanda creciente de insumos complejos vinculados a la transición energética.
El análisis parte de un diagnóstico compartido: la crisis en Medio Oriente y las restricciones en el estrecho de Ormuz reconfiguran los flujos internacionales de hidrocarburos y elevan los costos de transporte y seguros. Este escenario incrementa la relevancia de proveedores que no dependen de rutas críticas y que pueden garantizar abastecimiento estable a largo plazo.
En ese marco, la combinación de recurso, geografía y marco regulatorio posiciona a la Argentina como un actor potencial en el mercado global de gas natural licuado (GNL).
Los ejecutivos coincidieron en que el país cuenta con un volumen de gas técnicamente recuperable que habilita proyectos de exportación sostenidos en el tiempo. La ventana de wet gas, que permite maximizar la producción de líquidos asociados, constituye un factor adicional para mejorar la rentabilidad de los desarrollos.
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La articulación entre empresas y financistas internacionales, sumada al impacto del RIGI en la percepción de riesgo, habilita la estructuración de contratos y financiamiento de largo plazo para plantas de licuefacción y embarques hacia Europa y Asia.
Sin embargo, el eje central del intercambio se concentró en la necesidad de avanzar hacia la industrialización del recurso. Bulgheroni planteó que el próximo capítulo del sector energético requiere superar la fase de exportación de materias primas y orientarse a la producción de derivados estratégicos.
El caso del coque de petróleo exportado a China para la fabricación de baterías fue presentado como ejemplo de cómo la transformación industrial permite capturar valor adicional y consolidar la competitividad internacional.
Marín complementó esta visión al detallar que la estrategia de YPF busca maximizar la producción de líquidos y desarrollar proyectos que permitan exportar volúmenes superiores mediante la integración de procesos.
La incorporación de socios internacionales como ENI y ADNOC en iniciativas de GNL refleja la necesidad de escalar inversiones y de integrar capacidades industriales que exceden la extracción de hidrocarburos.
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La discusión también incluyó la importancia de diversificar cuencas y ampliar la exploración más allá de Vaca Muerta. Para Bulgheroni, concentrar la totalidad del esfuerzo en un único polo productivo limita el potencial de desarrollo del país y reduce la capacidad de generar cadenas de valor regionales. La exploración no convencional en el Golfo San Jorge fue presentada como un ejemplo de cómo la expansión territorial puede fortalecer la base industrial y logística.
El cierre del intercambio dejó una conclusión común: la competitividad futura de la Argentina dependerá de su capacidad para transformar el recurso en productos manufacturados y en derivados de alto valor. La industrialización energética se presenta como el camino para multiplicar márgenes, reducir la vulnerabilidad frente a shocks externos y consolidar al país como un proveedor confiable en mercados globales que demandan insumos complejos para la transición tecnológica.
El desarrollo del shale oil en la cuenca neuquina consolidó al petróleo de Vaca Muerta como el principal producto de exportación de la Argentina y reconfiguró la geografía del comercio exterior.
Los registros del Intercambio Comercial Argentino (ICA) elaborados por el INDEC muestran que el incremento de volúmenes exportados y la demanda internacional de crudos livianos ubicaron al complejo energético como el principal aportante al superávit comercial del país.
En mayo, la balanza energética registró un superávit superior a los USD 1.500 millones, y el sector explicó más del 43% del saldo comercial total.
En el acumulado de los primeros cinco meses de 2026, las exportaciones energéticas alcanzaron USD 6.182 millones, impulsadas por el aumento de producción en Neuquén y por la capacidad de evacuación hacia mercados del Atlántico y del Pacífico.
Los datos oficiales permiten identificar los cinco principales destinos del crudo y el gas de Vaca Muerta. En el comercio bilateral con los Estados Unidos, las exportaciones totales sumaron USD 3.981 millones, con un incremento interanual del 46,6%.
El rubro Combustibles y Energía aportó USD 1.519 millones, reflejando el envío regular de petróleo liviano desde Puerto Rosales hacia las refinerías del Golfo de México. Este flujo consolidó a los Estados Unidos como el principal destino energético por volumen.
Chile se mantiene como eje de la infraestructura transfronteriza a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), que opera cerca de su capacidad de 110.000 barriles diarios, y de los gasoductos cordilleranos. Las exportaciones totales hacia el país vecino alcanzaron USD 2.628 millones, con Combustibles y Energía como principal rubro, por USD 1.155 millones.
Este volumen responde al suministro continuo de crudo a la refinería de ENAP en Biobío y al envío regular de gas natural.
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China irrumpió como destino emergente para los excedentes de crudo liviano. Las exportaciones totales hacia ese mercado sumaron USD 3.938 millones, con un aumento interanual del 78,8%.
El rubro energético alcanzó USD 441 millones, con una variación del 411,3%, reflejando la colocación de cargamentos de petróleo de Vaca Muerta en un mercado de alta demanda petroquímica y de refinación.
Australia se incorporó como destino no tradicional para los saldos exportables de la cuenca neuquina. Las operadoras abrieron rutas regulares hacia la refinería de Geelong, en el estado de Victoria, operada por Viva Energy, que comenzó a absorber cargamentos de Medanito y shale oil. Este flujo habilita la expansión hacia el sudeste asiático y Oceanía.
Brasil e India muestran una incidencia menor en la recepción de hidrocarburos.
En el caso de Brasil, las exportaciones totales sumaron USD 5.075 millones, pero el rubro energético se redujo a USD 252 millones, con una caída interanual del 15,8%. En India, las exportaciones totales alcanzaron USD 2.398 millones, mientras que Combustibles y Energía aportó USD 50 millones, con una contracción del 47,8%. Ambos mercados concentran su demanda en manufacturas y productos agropecuarios.
Los informes de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ratifican que la Argentina lidera la producción de gas en la región, con el 64% de su oferta proveniente del segmento shale. La sostenibilidad de estos flujos comerciales depende de la ejecución de obras de infraestructura logística para el mediano plazo.
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En el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), las proyecciones de la International Gas Union (IGU) indican que el futuro fluido de Vaca Muerta se orientará hacia Europa para abastecer la diversificación energética del bloque.
En el segmento del petróleo, las previsiones corporativas se concentran en la puesta en marcha del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará Añelo con la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro.
Con una capacidad proyectada de 700.000 barriles diarios, esta infraestructura permitirá el amarre de buques de gran porte, reducirá los costos logísticos y habilitará la llegada del shale oil a los mercados de alta demanda del Asia-Pacífico.
Según estimaciones de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), la ampliación de la capacidad de transporte permitirá proyectar una producción nacional de 1,6 millones de barriles diarios para 2035, consolidando el aporte del complejo energético a la balanza comercial del país.
La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) publicó su reporte mensual de datos y análisis correspondiente a abril, donde detalla el estado de las inversiones mineras vinculadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El documento releva exclusivamente los proyectos del sector que fueron presentados ante la cámara y permite dimensionar el volumen económico comprometido en iniciativas de cobre, litio, oro y plata en distintas provincias productoras.
El informe identifica inversiones mineras por USD 59.000 millones dentro del RIGI, considerando proyectos aprobados y en evaluación. Este valor corresponde únicamente al universo minero relevado por CAEM y no representa el total del régimen, cuyo monto global informado por el Gobierno asciende a USD 140.000 millones e incluye desarrollos energéticos, industriales y de infraestructura que no forman parte del registro sectorial de la cámara.
Entre los proyectos aprobados se destacan iniciativas de gran escala en San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca y Mendoza. El desarrollo cuprífero Vicuña, con una inversión comprometida de USD 9.700 millones, encabeza el listado y constituye uno de los emprendimientos de mayor envergadura en la región.
Le siguen Salar de Rincón en Salta, operado por Rio Tinto, con USD 2.744 millones; Los Azules en San Juan, a cargo de McEwen, con USD 2.353 millones; y Cauchari-Olaroz en Jujuy, de Minera Exar, con USD 1.166 millones. El informe también incluye proyectos de litio y oro como San Jorge en Mendoza, Sal de Oro en Salta y Catamarca, Gualcamayo en San Juan, Diablillos entre Salta y Catamarca, Veladero en San Juan, Fénix en Catamarca y Hombre Muerto Oeste en la misma provincia.
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El segmento de iniciativas en evaluación suma USD 19.293 millones y abarca siete proyectos que se encuentran en análisis técnico y administrativo. Entre ellos se destacan El Pachón, operado por Glencore, con una inversión estimada de USD 9.500 millones; MARA en Catamarca, con USD 4.000 millones; y Pozuelos–Pastos Grandes en Salta, de Ganfeng, con USD 3.000 millones.
El listado se completa con Jama Solaroz, Litio Ángeles, Salterra Lithium y Sal de Vida, todos vinculados a la expansión de la producción de litio en el NOA.
El informe registra además un único proyecto minero que no obtuvo aprobación dentro del esquema de incentivos: Mariana, perteneciente a Ganfeng, por USD 273 millones. La inclusión de este dato permite trazar un mapa completo del estado administrativo de las inversiones mineras de gran escala en el país.
La evolución de la inversión extranjera directa en minería muestra una tendencia ascendente durante la última década. CAEM detalla que el sector alcanzó USD 4.416 millones en 2024, equivalente al 51% de la IED nacional, y proyecta un crecimiento sostenido para el período 2025–2027, con estimaciones de USD 5.193 millones, USD 5.409 millones y USD 6.181 millones respectivamente.
Este comportamiento confirma el rol de la minería como uno de los principales receptores de capital en Argentina y como un componente central de la agenda de inversiones asociada al RIGI.
El reporte de CAEM ordena el universo minero dentro del régimen y permite identificar con precisión el estado de cada proyecto, su volumen económico y su ubicación territorial. La diferenciación entre el recorte sectorial relevado por la cámara y el total del RIGI informado por el Gobierno resulta clave para evitar interpretaciones erróneas y para comprender el peso real que la minería tiene en la dinámica de inversiones de gran escala en el país.
La perforación petrolera argentina muestra una distribución operativa en la que el segmento no convencional concentra la mayor parte de la actividad. Los registros de mayo indican que 37 de los 47 equipos activos trabajaron en desarrollos de shale en Vaca Muerta, mientras que 10 rigs se mantuvieron en operaciones convencionales.
Esta configuración implica que el no convencional representa el 79% del drilling nacional y confirma su peso dentro de la producción de hidrocarburos del país.
La evolución interanual exhibe un nivel de actividad estable. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, el número de equipos activos pasó de 44 a 47, con un máximo de 48 rigs alcanzado en diciembre de 2025. Durante ese período no se registraron descensos pronunciados, una estabilidad que el segmento shale sostuvo mientras la perforación convencional mantuvo una presencia acotada.
El relevamiento sectorial también muestra una concentración operativa entre un conjunto reducido de empresas. YPF encabeza la actividad con 15 rigs propios, equivalentes al 42% de los equipos no convencionales relevados.
Pluspetrol y Vista Energy representan el 11% cada una, mientras que Tecpetrol aporta el 8%. En total, diez operadoras concentran 36 equipos de perforación, una configuración que refleja la escala técnica y financiera requerida para sostener desarrollos de shale.
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El cambio en la actividad también se observa en las características técnicas de las perforaciones realizadas en la cuenca neuquina. Las ramas horizontales superan en promedio los 3.000 metros de extensión, una dimensión que años atrás era excepcional y hoy forma parte de los estándares aplicados por los principales operadores.
La combinación de perforación horizontal y fractura hidráulica estableció un esquema operativo que desplazó progresivamente la perforación convencional dentro del país.
El informe sectorial sintetiza este escenario con un dato que resume la estructura actual del upstream: 37 de los 47 equipos activos operan en shale, marcando un nuevo hito de actividad sostenida.
Con una participación mayoritaria del no convencional, una curva de perforación estable y desarrollos técnicos que continúan ampliando la capacidad de las ramas horizontales, Vaca Muerta sostiene el núcleo operativo del segmento petrolero y concentra las principales decisiones vinculadas a la exploración y producción de hidrocarburos.
Vicente Serra encabezó la reunión de directorio del viernes pasado de la que también participaron los directores Griselda Lambertini, Marcelo Nachón y Sergio Falzone.
Fue la primera reunión de directorio después de la renuncia de Néstor Lamboglia a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege), quien asumió con el mandato de liderar la fusión del Enargas y el ENRE y sorpresivamente resistió apenas un mes antes de dar un paso al costado en un escenario de fuertes internas.La cita tuvo lugar el viernes a las 15 horas en el décimo piso de la torre de Catalinas Norte, donde funciona la sede central del nuevo organismo, y se extendió por poco más de una hora. EconoJournal cubrió este encuentro público en el que predominó una tensa calma.
La principal novedad es que ya se ha comenzado a implementar la fusión entre las áreas de apoyo del ex Enargas y del ex ENRE, una tarea sumamente compleja que derivará en la desvinculación de empleados. De hecho, el vicepresidente del directorio, Vicente Serra, a cargo transitoriamente de la conducción del organismo, le envió una carta al personal a comienzos de mes en la que pidió que cada uno mantenga sus responsabilidades para asegurar la operación y el servicio y anticipó que se abrirá un plan de retiros voluntarios y opciones de acceso a la jubilación, sin dar mayores detalles.
Unifican equipos de trabajo de los viejos entes
Serra confirmó en la reunión del viernes, a la que asistieron unas veinte personas –en su mayoría empleados del organismo regulador-, que han comenzado por ubicar en un mismo espacio de trabajo al personal de las primeras áreas que van a tener que fusionarse.
Hasta ahora el directorio del nuevo ente sigue funcionando con el asesoramiento de las secretarías de directorio del ex ENRE y el ex Enargas, que venían trabajando por separado, pero se decidió que el personal de ambas áreas conviva en las oficinas de Madero 1020. Ignacio Sanz es el responsable de la secretaría de directorio del ex ENRE, que ya venía desempeñándose en esa sede, y Alejandra “Lala” Ponce Quinteros, que fue quien tuvo que mudarse, cumplía la misma tarea para el Enargas en la sede central de ese organismo, ubicada en Suipacha 636. Se supone que uno de los dos empleados va a quedar al frente del espacio unificado, pero todavía no se decidió quién será.
Las áreas de Administración de los entes fusionados ya comenzaron a trabajar de manera conjunta en la sede central del ex Enargas, en Suipacha 636, salvo el área de Contabilidad del ex ENRE que, según aclaró el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, postergó su mudanza hasta el 1 de julio por el cierre del trimestre. La gerencia de Administración del ex Enargas está a cargo de Darío Javier Echazú y su contraparte en el ex ENRE es Roberto Fernández. En este caso también habrá que resolver quien queda al frente.
El área de Recursos Humanos va a funcionar en el Anexo que tiene el ex Enargas en la calle Tucumán 930. El jefe de esa área en el ENRE era Néstor Vega y el gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del Enargas era Eric Oscar Salomone Strunz. Como consecuencia de esta fusión también quedará un solo jefe.
En ese Anexo de Tucumán 930 funcionaba la oficina de Atención a Usuarios de GNC Vehicular, pero se mudará a donde venía funcionando la oficina de Atención a Usuarios del ENRE en Suipacha 615, frente a la sede central de Enargas. La atención de todos los usuarios se concentrará en ese sitio, que Vicente Serra prometió remodelar. “Vamos a optimizar la infraestructura disponible, especialmente la de atención al público que la verdad deja mucho que desear”, aseguró durante la reunión de directorio del viernes. También prometió que se acondicionarán los cuatro pisos que ocupa el Enrege en la torre de Catalinas Norte. La Mesa de Entradas para no usuarios -es decir, para las empresas- se unificará en esa sede central de Madero 1020.
En el Enargas Salomone Strunz tenía bajo su órbita no solo las áreas de Recursos Humanos sino también Prensa y Relaciones Institucionales, pero estas dos últimas no irán a Tucumán 930 sino a la sede central del ENRE en Madero. A cargo del área de Prensa del Enargas se venía desempeñando Cristian Landero, mientras que en prensa del ENRE estaba Leandro Rooseleer. Allí también deberá quedar uno solo como responsable de la nueva área unificada.
En la reunión de directorio del viernes también estuvieron María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, y Fabián Bello, gerente de Desempeño y Economía del ex Enargas. Esas dos áreas deberán fusionarse, pero por ahora continuarán trabajando por separado.
Otra novedad es que la nueva gestión del ente unificado decidió crear una dirección de compliance. Serra anunció en la reunión de directorio que el Enrege se va a inscribir en el Registro de Integridad de Transparencia Empresaria (RITE) y esta nueva dirección tendrá como tarea establecer estándares de cumplimiento normativo anticorrupción a tono con los procedimientos que establece ese registro. Además, se resolvió que la inscripción en el registro sea obligatoria para todas las empresas reguladas de gas y electricidad, las cuales tendrán un año para hacerlo. Serra informó que ya hay algunas reguladas que están inscriptas como Metrogas y Transportadora Gas del Sur.
Vicente Serra (izquierda) junto a Marcelo Nachón.
La interna que derivó en la salida de Lamboglia
La salida de Lamboglia fue producto de un duro enfrentamiento que venía manteniendo con el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, incluso desde antes que formalizaran sus nombramientos. En una reunión que mantuvieron el miércoles 8 de abril, Lamboglia, que venía desempeñándose como interventor del ENRE opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos hasta que estuviese en funciones el Enrege. Su pedido fue una sugerencia dirigida a Nachón, que en ese momento era el interventor del Enargas. Nachón no planteó objeciones, pero 15 días después de esa reunión, ordenó la renovación por seis meses de 73 contratos, situación que detonó la relación.
Tampoco se pusieron de acuerdo sobre cuál tenía que ser la sede del nuevo organismo. Lamboglia propuso las oficinas del ex ENRE, ubicadas en Madero al 1020, pero Nachón dijo que prefería que fuera en el ex Enargas, en Suipacha 636. Ambos querían empezar jugando de local y cerca de su propia tropa. Ninguno se bajó de su propuesta y al final se terminó votando y se impuso la sede de Madero.
Ni siquiera pudieron consensuar una corrección menor en el nombre del ente. La sigla inicial era ENRGE, una palabra prácticamente impronunciable. Lamboglia propuso entonces agregar una E entre la R y la G. Nachón se opuso porque dijo que el nombre se iba a parecer demasiado al del ex ENRE y forzó una votación que terminó perdiendo.
Todos los temas derivaban en una discusión interminable, hasta que Lamboglia se cansó y renunció a su cargo, un mes después de haber sido nombrado formalmente. Más allá de lo cansadora que puede resultar esa dinámica de trabajo, su salida dejó en evidencia que no estaba lo suficientemente comprometido y expuso a quienes lo habían elegido para comandar una transformación que se sabía que no iba a ser sencilla y que recién comienza.
La región de ALC está entrando en una nueva fase de expansión en el sector hidrocarburífero. Según el último Reporte de Petróleo y Gas Natural de OLACDE, la producción petrolera aumentó 27 % interanual en febrero de 2026, alcanzando los 377 millones de barriles, comparado con los 298 millones del mismo mes del año anterior.
Este incremento refleja una reestructuración significativa del panorama energético regional. La actividad operativa en Vaca Muerta (Argentina), la mayor extracción registrada en la Capa Presal (Brasil) y el aumento productivo en México están llevando la oferta regional a cifras que no se habían visto durante los últimos doce meses.
El auge redefine el equilibrio energético de América Latina y el Caribe en medio de un mercado global volátil.
En términos mensuales, también se reportó un crecimiento de 4,4 % respecto a enero, gracias a la recuperación observada en Brasil y Venezuela tras las caídas del mes anterior. Brasil, México y Venezuela representan el 68 % de toda la producción petrolera regional, subrayando así el papel crucial que desempeñan estos tres países en el dinamismo de este sector en la región.
Gas natural: crecimiento aún más acelerado
La producción de gas natural en la región creció a un ritmo aún más rápido. De acuerdo con el informe, alcanzó los 26 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un incremento de 30 % interanual.
El motor detrás de este avance nuevamente proviene principalmente de Argentina y Brasil. El desarrollo del gas shale en Vaca Muerta junto con una producción sin precedentes en el presal brasileño están reformulando la matriz de suministro regional justo cuando el gas se establece como una fuente energética para apoyar sistemas eléctricos con alta incorporación renovable.
Argentina y Trinidad y Tobago dominan el mercado con una participación del 21 % cada uno; les siguen Brasil con 13 %, Perú con 12 %, mientras que Venezuela, Bolivia y México rondan el 9 % cada uno.
Rolando Figueroa rindió cuentas de la gestión en Chos Malal.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, retomó las reuniones con los intendentes de las siete regiones de la provincia para ordenar la narrativa de la gestión, entusiasmar con la marcha del plan de obras y poner en perspectiva la ley que aprobó la Legislatura para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta.
Tras una recorrida en la capital junto a Mariano Gaido el jueves, en donde destacó el acuerdo con YPF como un «hito en la historia de la provincia», partió rumbo al interior para participar de actos aniversarios en el norte y anunciar proyectos de infraestructura.
Figueroa encabezó, además, un acto en un teatro de Chos Malal para «rendir cuentas» de la gestión frente a funcionarios y simpatizantes del espacio. Afirmó que las condiciones actuales de la provincia ofrecen «una oportunidad histórica para Neuquén» y advirtió que «el que no se sube al tren del progreso va a terminar quedando afuera».
Además de repasar la gestión, anunció obras para la región norte como el inicio de la pavimentación del Paso Internacional Pichachén en marzo y confirmó que en aproximadamente un mes quedará inaugurada la microcentral hidroeléctrica de Villa del Nahueve.
Durante su recorrida por la zona, Figueroa también se reunió con todos los integrantes de la región y habló de las posibilidades que abrirá para la provincia la futura exportación de GNL.
Hay mucha expectativa de las intendencias por los fondos que ingresarán en el corto plazo cuando YPF ejecute el bono de infraestructura de 175 millones de dólares que comprometió en el acuerdo que fue ratificado por los diputados y es tarea del gobierno administrar esa espera.
Según pudo saber EN/CLAVE, el jueves 2 de julio Figueroa convocará a un encuentro similar en San Martín de los Andes con los jefes comunales de la zona sur y habrá otro más adelante con los integrantes de la región centro.
A la espera del FID
El acuerdo con YPF que ratificó la Legislatura, y que se ejecutará solo en tanto la petrolera de mayoría estatal acuerde la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios en los próximos 24 meses, incluye para la Provincia un bono de infraestructura por 175 millones de dólares.
Si bien durante el debate de la ley hubo pedidos de legisladores para saber cómo se ejecutará ese dinero, las obras que se financiarán con ese monto se definirán recién cuando ese paso esté concretado, según anticiparon fuentes del gobierno a EN/CLAVE.
El acta acuerdo que firmó la Provincia con YPF y que sancionó la Legislatura el miércoles, estableció que «la definición de las obras y las especificaciones técnicas, su alcance, cronograma de ejecución, modalidad de supervisión y control, mecanismos de certificación de avance y cumplimiento» se plasmarán en un nuevo convenio a suscribir entre las partes.
Ese segundo acta acuerdo deberá firmarse dentro del plazo «máximo e improrrogable» de 90 días corridos contados desde la notificación del FID por parte de la petrolera. En el caso de que las partes no acuerden el destino del bono, Neuquén podrá determinar las obras unilateralmente, se definió.
Los planes del Ejecutivo para este desembolso guardan cierta diferencia con lo que se resolvió para el bono de 158 millones de dólares que YPF acordó pagar por la firma de las concesiones de Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva Norte, áreas que nutrirán el proyecto Argentina LNG.
Figueroa definió que ese dinero tenga como destino el financiamiento de obras viales clave para mejorar los accesos a Neuquén capital, en permanente estrés por la cantidad de vehículos que circulan a diario, muchos de ellos vinculados a la actividad petrolera. Estos proyectos, que según anunció el gobierno, se licitarán en septiembre, incluyen duplicación de calzadas, rotondas y puentes elevados en las rutas 22, 7 y 67.
Para el bono de 175 millones que pagará YPF como parte del acuerdo de regalías diferenciales y estabilidad fiscal para el desarrollo del GNL, en cambio, el gobierno apunta a financiar obras comunitarias y deportivas para un abanico más amplio de localidades.
Euforia oficial y festejos con IA
En el gobierno provincial celebraron como un triunfo político la aprobación en la Legislatura de la ley que ratificó el acuerdo con YPF para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta. Rolando Figueroa destacó que una «abrumadora mayoría» de diputados acompañó el proyecto, que demandó «más de ocho meses de trabajo y negociación muy dura» con la petrolera.
Durante el jueves posterior a la sanción, en redes hubo festejos formales en cuentas oficiales de funcionarios y diputados, a quienes se sumó con felicitaciones el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.
«Lo que viene con Vaca Muerta, el GNL y la salida por la costa rionegrina no es solo un proyecto energético. Es la posibilidad de construir una Patagonia más fuerte, integrada y protagonista del futuro de la Argentina», se entusiasmó el mandatario aliado del neuquino.
Pero en paralelo a las salutaciones, el gobierno provincial activó cuentas no oficiales, pero afines a la gestión, como las llamadas «neuquilovers», «rolodeneuquen», «rolodelagenteok» y «agarralapalanqn» que publicaron imágenes de IA ilustrando a Figueroa satisfecho con el acuerdo.
En algunas, se ve al gobernador oteando un atardecer hacia el cual navegan barcos de GNL con la inscripción «gas neuquino». «No estamos viendo una noticia. Estamos viendo el comienzo de una nueva etapa para Neuquén», acompaña el texto.
Otras publicaciones más descontracturadas ilustraron al mandatario neuquino en el personaje de Guillermo Francella en la película Extermineitors y la característica frase que se popularizó como meme «hermosa mañana, ¿verdad?». «La ley de GNL fue aprobada en la Legislatura. Grandes cosas vienen para Neuquén», afirma la publicación.
La Mina de Chico Rei debe su nombre al rey africano del Congo capturado y esclavizado para trabajar en la mina.
El estadio olímpico Mineirão, sede del Mineirazo, donde Alemania derrotó 7-1 a Brasil en el mundial 2014; los restaurantes que anuncian comida minera; el propio gentilicio mineiro; un Museo de la Minería y un cuarzo de 500 kilos en una esquina de Praça da Liberdade: todo en Belo Horizonte, la capital del Estado de Minas Gerais en Brasil, revela su identidad minera.
“Vienen a ver nuestros diamantes, nuestra propia historia”, cuenta a Econojournal una empleada del Museo de las Minas y el Metal, uno de los edificios de la plaza central. Emplazado en un castillo que fue secretaría de Educación, cientos de turistas entran diariamente a conocer el origen de la riqueza de Brasil, sus suelos.
Es viernes al mediodía y la fila para entrar al Museo llega hasta mitad de cuadra. En los tres pisos que dura el recorrido, en el que se pueden ver una exhibición de piedras preciosas, instalaciones con elementos de la tabla periódica y placas informativas, se escuchan conversaciones: una piedra Ágata se parece mucho a la de la casa del abuelo de una nena, una mujer le explica a su marido las técnicas de pulido por las que pasó otra para conseguir un color azulado. Hay parejas que hablan sobre la colonia, sobre el origen de algún mineral. Las charlas son, en su mayoría, en portugués.
Minas Gerais – minas generales, en español- es el Estado que financió a la corona portuguesa desde el primer descubrimiento de oro en el siglo XVII y su nombre se debe a la diversidad de minerales que hay en su suelo. Hoy, esa vocación minera sigue moviendo cifras millonarias. En 2025, la minería facturó R$ 298.800 millones (US$ 52.574 millones) en Brasil, un 10,8% más que el año anterior, generó un superávit comercial de US$ 37.600 millones, equivalente a más de la mitad de todo el saldo comercial de Brasil y empleó a 229 mil personas, según el Instituto Brasilero de Minería (IBRAM). El municipio de Minas Gerais aportó un 39,9% de esa facturación, por encima de Pará (34,5%) y Bahía (4,5%).
Ouro preto, punto de convergencia de los buscadores de oro
Antes de que Belo Horizonte se convirtiera en capital de uno de los Estados más ricos de Brasil en 1897, ese lugar lo ocupaba Ouro Preto. A 100 km al noroeste de Belo Horizonte, fue el punto de convergencia de los buscadores de oro y el centro de la explotación de minas auríferas en Brasil.
De su momento de esplendor quedan muchos rastros. Los locales de venta de piedras preciosas alrededor de la plaza principal, la Escuela de Minas– la primera de Brasil, que hoy persiste por su relevancia-, la iglesia San Francisco de Asís, enchapada en oro y construida por la cofradía de dueños de minas y comerciantes más ricos; y la de Santa Efigênia para los esclavos y negros, construida por Chico Rei, rey africano del Congo capturado y esclavizado para trabajar a una mina, que compró su libertad escondiendo oro entre su cabello y, dice la leyenda, terminó adquiriendo la propia mina donde trabajaba.
Esa mina de oro, que hoy se denomina Mina de Chico Rei, es una de las doce que la oficina de información turística ofrece como atractivo de la ciudad. A diferencia de otros lugares turísticos de este estilo – y de los yacimientos activos que hay en Argentina, aislados y en altura-, a muchas de ellas se puede llegar caminando en apenas dos minutos desde el centro de la ciudad.
Entre las doce, EconoJournal eligió visitar la Mina de Oro da Passagem. “La mayor mina de oro abierta a visitas del mundo”, cuenta Tamara, que trabaja desde hace doce años como guía. El recorrido comienza en un trolley que simula la entrada de los mineros a su lugar de trabajo, hasta un lago subterráneo de aguas cristalinas a 120 metros de profundidad.
El trolley de la Mina de Oro da Passagem simula la entrada de los mineros a su lugar de trabajo.
Da Passagem fue descubierta en 1719 por bandeirantes- expedicionarios portugueses y paulistas que se adentraban en el interior de Brasil en busca de oro, piedras preciosas e indígenas para esclavizar– mientras rastrillaban el cauce del río con batea.
En las paredes de la parte abierta al público aún quedan los rastros de los diferentes tipos de minerales. El más llamativo es la pirita u oro de los tontos, que aún engaña a los menos experimentados por su brillo. Como en todas las minas, no puede faltar el pequeño altar dedicado a Santa Bárbara, la patrona de los mineros, ofrendada con lo que los turistas tienen a mano: manteca de cacao, cremas hidratantes, papelitos para sonarse la nariz, alcohol en gel, 2 reales, una carta de Pókemon.
Entrada a la Mina de Oro da Passagem donde en la actualidad funciona un museo.
La mina se industrializó casi un siglo después, en 1819, cuando el barón inglés Von Eschwege fundó la primera empresa minera de Brasil con maquinaria, explosivos y bombas para controlar el agua de las napas. Hasta ese momento, eran los esclavos con pico y pala los que trabajaban la mina. De Da Passagem se extrajeron 35 toneladas de oro hasta que, en los años 70, la familia Rodrigues, la compró para convertirla en un museo subterráneo.
Igual que la productividad de sus minas, la época dorada de la ciudad de Ouro Preto menguó a principios del siglo XIX. Hoy se reconvirtió, mayormente, al turismo: “Acá trabajamos en turismo o en minería”, agrega Tamara en un portugués críptico, característico de esa zona que no recibe muchos turistas argentinos.
De Da Passagem se extrajeron 35 toneladas de oro hasta que, en los años 70, la familia Rodrigues, la compró para convertirla en un museo subterráneo.
A diferencia de los tiempos de la colonia, cuando el oro dominaba, el motor de la minería en Brasil es el hierro: en 2025 explicó el 52,6% de la facturación del sector y el 63,3% de las exportaciones, según el IBRAM.
El metal que dio nombre a Ouro Preto tiene, sin embargo, su revancha. En el primer trimestre de 2026 el oro alcanzó precios superiores a los US$ 4 la onza, un 70% más que el año anterior, y sus exportaciones treparon 89,3% en dólares. La facturación creció 45% respecto al mismo período de 2025 y ya representa el 17% de todo lo que factura el sector minero brasileño, ocupando el segundo lugar, después del hierro.
El cobre es el tercer mineral más importante de la minería brasileña, con precios un 37,5% más altos en el trimestre, su facturación creció 28% y ya pesa el 13% del sector.
El hierro brasileño se exporta, sobre todo, a China: 67,5% de las toneladas exportadas. El cobre se reparte entre China y Alemania (19,9% cada uno), seguidos por Bulgaria, Polonia y Suecia. Canadá recibe el 46,5% de las exportaciones de oro, Suiza el 26,6% y el Reino Unido el 10,8.
En busca de las tierras raras
Brasil proyecta inversiones de US$ 77.000 millones en el sector entre 2026 y 2030, el mayor ciclo inversor de su historia. Minas Gerais lidera ese mapa con US$ 19.675 millones —el 24,1% del total nacional—, seguido por Pará y Bahía.
El mineral de hierro sigue traccionando el sector, con el 28,7% de las inversiones previstas. Pero las inversiones ya no apuntan a ese mineral, sino a los que hace tres siglos nadie buscaba en estas montañas: las tierras raras, cuyas inversiones aumentarán 49% en los próximos cuatro años.
Las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos —entre ellos el neodimio, praseodimio, el disprosio y el terbio— indispensables para fabricar los imanes permanentes que mueven autos eléctricos, materiales en equipamiento de defensa, turbinas eólicas, electrónica de consumo, robótica e inteligencia artificial. China controla hoy más del 90% de su procesamiento mundial, y eso las volvió una pieza central de la geopolítica.
Brasil tiene las segundas mayores reservas del planeta. La mina de Pela Ema en Serra Verde, estado de Goiás, es el único yacimiento fuera de Asia que produce a gran escala los cuatro elementos magnéticos más codiciados.
En abril de 2026, la estadounidense USA Rare Earth anunció su compra por US$ 2.800 millones, en una operación que todavía revisa el regulador antimonopolio brasileño. Es parte de una estrategia más amplia de Washington para reducir su dependencia de China: solo en los estados de Goiás y Piauí, Estados Unidos ya invirtió unos US$ 600 millones en proyectos de tierras raras.
En abril de 2026, la estadounidense USA Rare Earth anunció la compra de la mina Pela Ema por US$ 2.800 millones.
En Minas Gerais, la cuna del oro colonial, también hay un proyecto en marcha: Caldeira, de la canadiense Meteoric Resources, que reportó algunas de las leyes más altas del mundo en este tipo de minerales.
El gobierno de Lula, sin embargo, puso la condición de que el procesamiento se quede en el país, no solo la extracción. Es la lección que dejó el mineral de hierro, que Brasil exporta en bruto a China desde hace dos décadas para después importar, más caro, los productos manufacturados con ese mismo material.
«No sabía que mi vida tenía tanto valor». Con esa frase comenzó el relato de Carla Rodríguez, oficial mecánica especializada en mineríasubterránea de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), durante el encuentro Voces en Red, organizado por Women in Mining (WIM) Argentina en el marco del Día Internacional de la Mujer en la Minería y del sexto aniversario de la organización.
Su historia es la de una transformación personal, pero también la de una industria que lentamente comienza a revisar prácticas y normas que durante décadas limitaron el acceso de las mujeres a las tareas operativas dentro de las minas.
«Soy una mujer trans de Santa Cruz. Crecí en un asentamiento minero y fui sobreviviente de una sociedad perversa e injusta», afirmó. Hoy, después de 15 años trabajando en el interior de la mina, asegura que la actividad «le dio dignidad» y la posibilidad de construir una vida que antes parecía imposible. «La minería para mí es todo. La minería me salvó, me cambió la vida”, aseveró.
Una historia personal atravesada por la minería
Carla sabe que su historia personal trasciende su ámbito laboral.
Rodríguez nació junto al yacimiento carbonífero de Río Turbio. Para su comunidad la mina representa mucho más que una fuente de empleo. «Nací al costado de la mina. Para mí fue todo. Era lo único que teníamos y que debíamos defender», recordó al describir el peso histórico que tuvo YCRT en el desarrollo económico de la cuenca carbonífera y de la provincia de Santa Cruz.
Sin embargo, ser parte del interior de la mina no era una posibilidad para las mujeres y menos para las mujeres trans. Durante décadas existieron prohibiciones legales, convenios colectivos y hasta creencias culturales que sostenían que la presencia femenina bajo tierra traía «malos augurios» o podía provocar derrumbes. «Las mujeres históricamente no podían entrar a la mina, salvo el 4 de diciembre, el Día de Santa Bárbara, cuando se elegía a la Reina Nacional del Carbón«, recordó.
Rodríguez ingresó al yacimiento en 2011, antes de la sanción de la Ley de Identidad de Género. «El sistema estaba preparado para excluirme. Tuve que hackear el sistema porque la minería está creada por hombres para hombres», relató.
Para acceder al puesto se presentó vestida como hombre. «La gente sabía que yo era Carla aunque mi identidad no lo demostraba», detalló. Una vez dentro, comenzó un largo proceso de adaptación marcado por situaciones de discriminación y violencia psicológica.
«Viví todo lo que el patriarcado puede hacer sobre una persona indefensa. Trabajaba el doble que un hombre para demostrar que podía”, contó en el encuentro. Con el tiempo, encontró aliados entre sus propios compañeros. «Hoy estoy donde estoy porque hubo acompañamiento de las masculinidades. Llevó tiempo, pero lo pude lograr”, sostuvo.
Identidad de Género y cambio cultural
«Soy una mujer trans de Santa Cruz. Crecí en un asentamiento minero y fui sobreviviente de una sociedad perversa e injusta», aseveró Carla Rodríguez
Uno de los puntos de inflexión de su vida llegó en 2012 con la aprobación de la Ley de Identidad de Género. «No podíamos vivir en democracia sin identidad. Gracias a esa ley volví a nacer y a sentirme una persona que podía vivir como quería”, marcó.
Sin embargo, explicó que el cambio normativo no eliminó automáticamente las barreras dentro del ámbito laboral.» En mi trabajo fue difícil. No había información. Había violencia sistemática y psicológica”, señaló. Paradójicamente, relató que muchas veces encontró mayor resistencia en espacios tradicionalmente feminizados que entre sus compañeros varones de la mina.
Carla Rodríguez reconoce que su historia impulsó un cambio cultural hacia el interior del yacimiento. «Me tocó sentarme adelante de 15 masculinidades para explicar lo que era un femicidio, un crimen de odio”, contó. Y es que, durante años impulsó conversaciones sobre diversidad, inclusión y violencia de género en un ámbito históricamente masculinizado. «La desigualdad estructural nos va a seguir por siempre si no acompañamos la transformación colectiva”, sostuvo.
Ese trabajo coincidió con otro cambio histórico en la minería: en 2023 quedó definitivamente eliminada la prohibición legal que impedía a las mujeres desempeñar tareas subterráneas, una restricción que permanecía vigente desde la Ley 11.317 de 1924.
La modificación abrió un nuevo escenario para la actividad. «En 2023 recibí en la boca de mina a cuatro compañeras. Hoy ya somos once mujeres trabajando en la actividad minera real, no en tareas administrativas”, detalló.
La minería como oportunidad
Lejos de plantear únicamente una agenda de inclusión, Rodríguez insistió en que incorporar diversidad también fortalece a la industria. «Las capacidades las tenemos todos. Somos iguales ante el trabajo”, consideró. En ese sentido, pidió ampliar las oportunidades laborales para personas trans dentro del sector.
«Necesitamos más personas trans en la minería. Es algo de lo que no se habla. Hay que dar posibilidades a un sector históricamente vulnerado”, aseveró. Y agregó un mensaje dirigido especialmente a las empresas. «Podemos decirle al sector privado que las personas trans somos productivas, trabajadoras, reales; podemos mejorar la producción y cambiar el mundo”, remarcó.
Lo cierto es que el cambio cultural que impulsó Carla abriéndose camino en el ámbito minero, trascendió más allá de sus propias fronteras e inspiró Miss Carbón, la película argentino-española dirigida por Agustina Macri y escrita por Erika Halvorsen y estrenada en 2025. «Nadie me había dado el valor que me dio la escritora de la película«, confesó.
Para ella, el largometraje no solo reconstruye su historia personal, sino que también interpela a una sociedad que durante décadas naturalizó distintas formas de exclusión. «Miss Carbón muestra cómo una sociedad injusta hace de las suyas. Da esperanza para que las diversidades elijan creer y sepan que pueden vivir una vida digna”
A pesar de la repercusión que tuvo la película, Rodríguez asegura que su vida cotidiana cambió poco. «Sigo trabajando y teniendo mi vida igual. Me gusta trabajar mucho”, concluyó.
«A lo mejor en una economía normal el RIGI sería exagerado, pero por nuestro pasado es necesario. Es el efecto del converso”, aseguró Dante Sica, socio fundador de la consultora ABECEB y exministro de Producción y Trabajo, en el ciclo de entrevistas organizado por EconoJournal. De ese modo, defendió el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y el Súper RIGI, que esta semana obtuvo media sanción en Diputados, como instrumentos necesarios para destrabar inversiones de largo plazo en un país con un historial de incumplimientos contractuales.
Sica sostuvo también que el escenario geopolítico ubica a Argentina y América Latina en un lugar inédito para capitalizar sus recursos energéticos y mineros y remarcó que el dólar se va a seguir apreciando de la mano del aumento de las exportaciones. «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad», planteó en diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
RIGI: el efecto del converso
Consultado sobre el trade-off entre la resignación de recursos fiscales y la aceleración de inversiones que promete el RIGI, Sica no duda en que las externalidades positivas superan a las negativas. “El RIGI es una política industrial. Uno puede discutir si le gustan o no los sectores contemplados, pero es un instrumento de política industrial muy en tono con el objetivo de muchos países del mundo”.
De acuerdo al ex ministro de Producción, el esquema es necesario por la trayectoria reciente del país. «Tenemos un prontuario», sentenció al recordar que durante el gobierno de Néstor Kirchner se violó una ley de estabilidad fiscal minera que derivó en litigios que se extendieron durante doce años, que la justicia falló a favor de las empresas y el Estado terminó pagando con bonos. ”Lo importante es la señal. El RIGI es una muestra de cómo va a ser la economía cuando se termine de consolidar el nuevo régimen económico”, agregó.
Sobre las críticas al componente local del régimen, fijado en un 20%, Sica relativizó su relevancia: «Estamos analizando la economía con una mirada vieja, la del siglo XX. Hay que dejar de hablar de sectores productivos y empezar a hablar de ecosistemas híbridos. Atrás de una tonelada de soja hay genética, hay empresas de tecnología, hay satélites, hay paquetes agroquímicos, hay maquinaria agrícola. El agro pesa menos del 10% en las cuentas nacionales, pero su impacto real es el 30% del PIB. Lo mismo va a pasar con estos sectores. La propia dinámica te va a llevar por delante esa idea de que tiene que haber un 20% de componente local».
Dentro de esa misma lógica, Sica ubicó al Super RIGI, siempre que sea pensado para las industrias que hoy no existen en el país, como la fundición y el procesamiento de minerales críticos, a proyectos vinculados a desarrollar la cadena de valor del litio, al hidrógeno verde y la demanda de los hiper escaladores de inteligencia artificial. Sobre el caso puntual del Gas Natural Licuado, diferenció el proyecto basado en terminales flotantes licuefactoras de una eventual planta en tierra, un proyecto de mucho mayor inversión. De hecho, consideró que el Súper RIGI podría ser un acelerador de esa planta destinada a exportar GNL.
Modelo económico irreversible
Para Sica, la probabilidad de que se cumpla la narrativa sobre el potencial minero y energético de la Argentina es alta, y la explicación no está solo en la dinámica local, sino en la mirada global. «Hay cuatro tendencias que están cambiando la arquitectura del comercio internacional y la direccionalidad del flujo de inversiones: la geopolítica, la demografía, los problemas de cambio climático y la inteligencia artificial», señaló. Luego agregó que eso generó “una ventana de oportunidad no vista para la región en las últimas décadas», en la que América Latina deja de ser una zona irrelevante para pasar a ser parte de la solución de un problema que hoy preocupa a las grandes potencias, como asegurarse el control de las cadenas de valor de los recursos que van a definir la disputa global.
Frente a quienes ponen en duda esa narrativa por la fragilidad macroeconómica del país, Sica fue contundente: «La consistencia macro es de segundo orden». El ex ministro de Producción y Trabajo durante la gestión de Mauricio Macri enmarcó este proceso como un cambio de régimen económico que, a su juicio, es irreversible. Sostuvo que el país transita una transformación que rompe con el péndulo histórico entre integrarse al mundo o cerrarse, y entre crecer en base a inversión y exportación o hacerlo en base a consumo subsidiado. «Milei fue el que mejor interpretó esa demanda estructural», afirmó.
Al ser consultado sobre la influencia del tipo de cambio en las decisiones empresariales, Sica fue tajante: «Poco. Las empresas ya no miran tipo de cambio, miran precio«. La razón de ese cambio, explicó, está en la madurez de los proyectos exportadores en curso. Según sus cálculos, la suba de las exportaciones está explicada por volumen y no por precio, con una consecuencia estructural: «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad».
A partir de ese diagnóstico, anticipó que la competencia entre empresas y provincias se va a definir por la densidad tecnológica que cada una logre incorporar.
Empleo y migración
Durante las últimas décadas el modelo económico empujó la migración hacia el Gran Buenos Aires en busca de empleo y servicios, lo que terminó convirtiendo al conurbano en lo que Dante Sica describió como «un monstruo totalmente fuera de control». Los cambios migratorios que ya se verifican hacia zonas con potencial productivo abren la puerta a un reacomodamiento que, de acuerdo al economista, generará fricciones de corto plazo.
«Le sumaría a ese proceso una gran alerta, que es nuestra curva demográfica. Nosotros vamos a tener un bono demográfico positivo hasta el 2035. Tenemos hasta esa fecha la capacidad de generar riqueza para que el proceso de envejecimiento de la población se dé con un PIB per cápita más alto, que nos permita sostenerlo», agregó. A partir de ese año, remarcó, la tasa demográfica pasa a ser negativa, por lo que consideró que la ventana actual es clave para acumular esa riqueza antes de que el proceso se acelere.
El color de la llama de tu hornalla debe ser azul: si vira al naranja es señal de que debe ser revisado por un profesional.
El inicio de la temporada invernal y el descenso térmico reactivan la necesidad de prevenir la intoxicación por monóxido de carbono, un gas altamente peligroso que no se ve, no tiene olor ni sabor, y puede estar presente en las viviendas sin que sus habitantes lo adviertan. En este marco, y en ocasión del Día de la Prevención y Concientización contra esta problemática, MetroGAS presentó un nuevo despliegue comunicacional enfocado en el cuidado de los usuarios dentro del hogar.
El objetivo es la difusión de información de utilidad, accesible, rápida y efectiva para evitar accidentes vinculados a la combustión. Pero la novedad de la campaña es la incorporación de herramientas de inteligencia artificial para el proceso completo de producción del material de difusión. MetroGAS implementó estos recursos desde la etapa de conceptualización creativa y el desarrollo del guion técnico, hasta llegar a la generación de las escenas de la pieza audiovisual.
Desde la conducción de la compañía explicaron que el uso de la IA no desplaza el factor humano, sino que actúa como un soporte de optimización. El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad, Hernán Chiesa, remarcó que buscaron sumar estas herramientas para potenciar el alcance de los mensajes, bajo un proceso técnico y creativo supervisado por el equipo de profesionales de la firma. El propósito final es lograr que el mensaje de alerta penetre de forma clara en la comunidad.
Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de la licenciataria, puntualizó que la innovación cobra un sentido real cuando se orienta a mejorar los canales de información pública. El directivo enfatizó que la tecnología estuvo al servicio de una estrategia responsable, donde el eje absoluto continúa siendo la prevención y el cuidado de la vida de las personas. La premisa de la campaña parte de lo cotidiano: los síntomas iniciales de una intoxicación suelen confundirse con malestares menores, lo que dilata la reacción.
Intoxicación por monóxido de carbono: Un índice que creció en la última década
La nueva campaña de prevención contra la intoxicación por monóxido de carbono lanzada por MetroGAS está íntegramente realizada por IA.
Las estadísticas del último balance anual cerrado por MetroGAS en su área de concesión, que comprende a la Capital Federal y a once partidos del sur del Gran Buenos Aires expica la necesidad de la campaña. A lo largo de 2025, la distribuidora tomó intervención en 54 incidentes relacionados con la presencia de monóxido. El saldo de los siniestros dejó 120 personas hospitalizadas y 15 víctimas fatales, lo que representa el registro más elevado detectado en los últimos 9 años.
De acuerdo con los relevamientos técnicos, las situaciones críticas derivan principalmente de fallas estructurales y falta de mantenimiento en las viviendas. Entre las anomalías más recurrentes se destacan:
Escasez de ventilación permanente,
Rejillas de aireación obstruidas de forma deliberada,
Conductos de evacuación con fallas de instalación y
Artefactos en mal estado.
Un dato clave para el análisis sectorial indica que los equipos de producción de agua caliente, como calefones, calderas y termotanques, concentran más del 90 por ciento de los casos reportados.
Qué hacer para prevenir la intoxicación por monóxido de carbono
Como parte central de las acciones de concientización, MetroGas difundió un listado de pautas estrictas para mitigar de forma definitiva los riesgos de siniestros en los hogares:
Revisar los artefactos a gas y los conductos de evacuación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
Verificar que la llama de los artefactos a gas sea siempre azul y uniforme.
No utilizar los artefactos para fines distintos a aquellos para los que fueron diseñados.
No usar el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
Evitar secar ropa sobre estufas o fuentes de calor a gas.
En baños y dormitorios, instalar únicamente artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada.
Ventilar los ambientes todos los días, incluso cuando hace frío.
No tapar ni obstruir las rejillas de ventilación.
Ante cualquier falla, apagar el artefacto y contactar a un profesional habilitado.
El cierre de la campaña recuerda la importancia de identificar a tiempo la sintomatología clásica de la inhalación de este gas inodoro e invisible, que incluye cefaleas, náuseas, vómitos, mareos, alteraciones en la visión y cuadros de confusión o letargo. Frente a cualquier sospecha, las indicaciones son abrir los accesos de inmediato, desocupar el inmueble hacia la vía pública y comunicarse de urgencia con las líneas de asistencia gratuita de la compañía (0800-999-1050), el SAME o el 911.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue diseñado para proyectos de capital intensivo con horizontes de maduración largos. Su estructura fiscal y cambiaria apunta a atraer financiamiento internacional para iniciativas capaces de ampliar la capacidad productiva y generar exportaciones netas.
En sectores como energía, minería e infraestructura, donde los montos superan los cientos de millones de dólares, el régimen cumple la función para la que fue creado: ofrecer previsibilidad en plazos que exceden los ciclos económicos locales.
El desafío aparece en otro nivel. La inversión que ingresa a través del RIGI convive con un entramado productivo compuesto mayoritariamente por pequeñas y medianas empresas que operan con ciclos de inversión cortos, financiamiento limitado y necesidades de capital de trabajo inmediatas.
La estructura del régimen no resuelve esa brecha, porque no fue concebido para ese universo. La diferencia no es normativa: es estructural.
La inversión de gran escala ya está en marcha y los proyectos avanzan con cronogramas definidos. Para integrarse a esas cadenas de valor, las PyMEs necesitan condiciones que hoy no existen: crédito a plazos de cinco a diez años, garantías operativas, fondeo estable y continuidad regulatoria. Sin esos instrumentos, la competencia es asimétrica.
Las empresas nacionales quedan relegadas no por falta de capacidad técnica, sino por falta de herramientas financieras compatibles con los tiempos de los proyectos.
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A la brecha financiera se suma una brecha tributaria. Las PyMEs operan bajo un sistema impositivo que grava el capital de trabajo, encarece la producción y genera saldos técnicos que no se recuperan.
Mientras los grandes proyectos ingresan con beneficios fiscales diseñados para atraer inversión de largo plazo, las empresas nacionales enfrentan una estructura tributaria que reduce su competitividad. La asimetría no es tecnológica: es fiscal. Sin justicia tributaria, la integración local se vuelve más difícil, incluso para firmas con capacidad técnica suficiente.
La consecuencia de estas brechas es que una proporción significativa del gasto inicial de inversión —equipamiento, ingeniería, servicios especializados, tecnología— se canaliza hacia proveedores externos. Cuando eso ocurre, la economía local captura una fracción menor del impacto productivo. La inversión ingresa, pero su multiplicador se reduce.
Para que los dólares permanezcan en el país, es necesario que una parte creciente del gasto se ejecute dentro de la estructura productiva argentina.
La integración de proveedores locales en sectores estratégicos depende de un sistema financiero orientado al desarrollo. La Argentina necesita instrumentos que permitan financiar proyectos PyME de entre USD 3 y USD 20 millones, que constituyen el núcleo de la inversión productiva.
Sin esa infraestructura financiera, la capacidad de capturar valor agregado se limita y la expansión de los grandes proyectos no se traduce en fortalecimiento industrial.
El RIGI cumple un rol específico dentro de la estrategia de inversión de largo plazo. Para que su impacto se traduzca en desarrollo territorial, empleo formal y cadenas de valor más densas, es necesario complementarlo con una política nacional PyME que permita que las empresas locales participen de la inversión que ya está en ejecución.
La articulación entre banca pública, banca privada, mercado de capitales y organismos multilaterales es el componente que falta para conectar ambos niveles.
La oportunidad está abierta. La inversión de gran escala avanza. El desafío es construir las condiciones para que una mayor proporción de ese flujo quede en la economía argentina.
Un sistema financiero productivo y un esquema tributario compatible con la producción son las piezas que permiten transformar inversión en desarrollo y asegurar que los beneficios de los proyectos estratégicos se distribuyan a lo largo del entramado industrial del país.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (RIGI‑NI) obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados. Se trata de un esquema orientado a atraer proyectos de más de USD 1.000 millones en sectores tecnológicos y productivos que actualmente no tienen desarrollo en la Argentina o se encuentran en etapas iniciales.
El régimen establece un conjunto de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios con estabilidad por treinta años.
El RIGI‑NI se diferencia del RIGI original tanto por el tipo de actividades alcanzadas como por la magnitud de los incentivos. Mientras el RIGI se orienta a energía, minería, agroindustria e infraestructura, el nuevo régimen apunta a industrias tecnológicas emergentes, entre ellas la industrialización de minerales críticos, la fabricación de baterías, vehículos eléctricos, hidrógeno verde, turbinas eólicas, paneles solares, biotecnología, semiconductores, reactores nucleares modulares e infraestructura vinculada con inteligencia artificial.
El proyecto establece requisitos de ingreso más exigentes que el régimen vigente. Los emprendimientos deberán comprometer una inversión mínima de USD 1.000 millones, con un desembolso del 20% en los primeros dos años.
El plazo de adhesión será de cinco años desde la sanción de la ley y la estabilidad fiscal se extenderá por treinta años, con la posibilidad de recurrir a arbitraje internacional.
En materia tributaria, el RIGI‑NI reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, frente al 25% del RIGI. Los dividendos tributarán el 3,5%, los quebrantos no tendrán límite temporal y las contribuciones patronales se fijarán en el 10%.
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El régimen contempla además la exención de derechos de importación y exportación para bienes vinculados al plan de inversión y establece un tope del 0,5% para el Impuesto sobre los Ingresos Brutos en las jurisdicciones adheridas.
El elemento distintivo del RIGI‑NI es la incorporación de un mínimo obligatorio de proveedores locales, equivalente al 20% del total del proyecto. Es la primera vez que un régimen de incentivos de esta escala incorpora un porcentaje definido de contenido nacional como condición de acceso. El esquema también prevé que cada dólar invertido en actividades estratégicas se compute doble para alcanzar el umbral de inversión requerido.
El RIGI‑NI configura un marco específico para industrias tecnológicas de gran escala, con beneficios más agresivos y requisitos más altos que el régimen vigente.
Su diseño apunta a generar condiciones de previsibilidad para proyectos de largo plazo en sectores que requieren capital intensivo, innovación y cadenas de valor complejas, incorporando por primera vez un criterio obligatorio de participación de proveedores nacionales.
Un informe técnico estimó que el Gasoducto Perito Moreno permitió sustituir importaciones de energía por USD 9.122 millones entre 2023 y 2026, a partir de la mayor disponibilidad de gas proveniente de Vaca Muerta.
La obra, inaugurada en julio de 2023, implicó una inversión de USD 2.300 millones sin IVA y habilitó un retorno equivalente a 3,97 veces el monto ejecutado, según los volúmenes efectivamente transportados y los precios internacionales de combustibles sustituidos durante el período.
El análisis atribuyó el ahorro a la reducción de compras externas de GNL, combustibles líquidos, gas boliviano y energía eléctrica importada.
En el período evaluado, se reemplazaron 6.700 millones de m³ de GNL por USD 3.474 millones, 3,5 millones de m³ de gasoil por USD 2.593 millones, 3.300 millones de m³ de gas de Bolivia por USD 1.344 millones, dos millones de toneladas de fueloil por USD 870 millones y 6.000 GWh de electricidad por USD 841 millones. Desde su puesta en marcha, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ al sistema.
La infraestructura permitió reducir el despacho térmico con combustibles líquidos y moderar los costos de generación eléctrica administrados por CAMMESA, en un contexto donde la demanda invernal continúa requiriendo importaciones de GNL por falta de capacidad adicional de transporte.
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El informe señaló que la obra no resolvió completamente la dependencia estacional debido a que resta ejecutar la segunda etapa del proyecto y ampliar la compresión para incrementar los volúmenes hacia los centros de consumo.
La ampliación del gasoducto fue incorporada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y obtuvo aprobación del Comité Evaluador. El proyecto, gestionado por Transportadora de Gas del Sur, contempla una inversión de USD 700 millones orientada a habilitar 14 millones de m³ diarios adicionales antes del invierno de 2027.
Las obras incluyen 30 kilómetros de caños de 30 pulgadas y la expansión de tres plantas compresoras, con el objetivo de aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia Buenos Aires y el área metropolitana.
El esquema de financiamiento difiere del utilizado en etapas previas del sector energético: las empresas privadas asumirán el riesgo y la gestión de la obra sin participación del Estado como comprador principal ni como financista, y la nueva capacidad será ofrecida directamente a usuarios privados. Este modelo introduce un cambio en la estructura de inversión en transporte gasífero y se integra al marco del RIGI para proyectos de gran escala.
La relevancia económica del gasoducto radica en su impacto directo sobre la balanza energética. La sustitución de importaciones reduce la exposición a precios internacionales volátiles y mejora la disponibilidad de gas para generación eléctrica, industria y usuarios residenciales.
La ampliación prevista constituye un componente crítico para disminuir la necesidad de GNL en invierno y consolidar la capacidad exportadora del país en períodos de menor demanda interna.
En un contexto global marcado por tensiones en el Estrecho de Ormuz y eventos disruptivos en países productores, la disponibilidad de infraestructura local adquiere mayor relevancia para mitigar la volatilidad externa.
La combinación de mayor capacidad de transporte, ampliación de compresión y obras complementarias permitirá avanzar hacia un esquema de abastecimiento más estable y con menor dependencia de combustibles importados.
Un estudio elaborado por Aleph Energy, la consultora dirigida por Daniel Dreizzen, definió el rango de precios internacionales necesarios para que un pozo promedio de Vaca Muerta alcance una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares, el parámetro que utiliza la industria para evaluar la viabilidad económica de los desarrollos no convencionales.
El análisis incorpora cuatro escenarios que combinan infraestructura y régimen fiscal, con resultados que oscilan entre 48 y 61 dólares por barril de Brent.
El modelo toma como referencia un pozo representativo del promedio operativo previsto para 2025: rama horizontal de 3.000 metros, 50 etapas de fractura y una producción inicial de 1.028 barriles diarios. La producción acumulada estimada asciende a 1,049 millones de barriles recuperables, con una declinación del 60% en el primer año y del 35% en el segundo.
Cerca del 24% del total se produce durante el primer año, lo que vuelve determinante la estructura fiscal aplicada en esa etapa.
En el escenario de pozo individual bajo el régimen general, el costo de perforación y completación se ubica en 14 millones de dólares, con un adicional del 10% para instalaciones propias. Los costos operativos promedian 6 dólares por barril y el transporte otros 3 dólares.
Regalías e Ingresos Brutos representan el 15% de la producción, mientras que el Impuesto a las Ganancias asciende al 35% y las retenciones se mantienen durante toda la vida del proyecto. En este caso, el breakeven se ubica en 51 dólares por barril.
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Cuando el mismo pozo opera bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reducción de la alícuota de Ganancias al 25% y la eliminación de retenciones luego de los primeros dos años permiten mejorar la rentabilidad. El precio de equilibrio desciende a 48 dólares por barril, tres dólares menos que bajo el esquema tributario tradicional.
La diferencia se amplía cuando el análisis incorpora la infraestructura intracuenca necesaria para un desarrollo integral: ductos, plantas de tratamiento, instalaciones complementarias y tareas de reparación. Aleph Energy estima que este componente agrega aproximadamente un 25% sobre la inversión inicial del pozo. En un proyecto completo sin RIGI, el breakeven asciende a 61 dólares por barril, el valor más alto de los cuatro escenarios evaluados.
Si el proyecto integral opera bajo el RIGI, el precio de equilibrio se reduce a 57 dólares por barril, aunque continúa siendo superior al de los pozos individuales debido al mayor capital requerido. La brecha entre el escenario más favorable —pozo individual con RIGI— y el más exigente —proyecto completo sin RIGI— alcanza los 13 dólares por barril, lo que refleja el peso decisivo que tienen la infraestructura y la estructura fiscal sobre la competitividad de Vaca Muerta.
El informe de Aleph Energy confirma que la economía del shale argentino depende tanto del costo operativo y del diseño del pozo como del régimen tributario y del volumen de infraestructura que se cargue al proyecto. En un contexto de volatilidad internacional, estos factores definen la capacidad de sostener inversiones y consolidar el desarrollo de largo plazo.
Las exportaciones argentinas alcanzaron en mayo USD 9.537 millones, el valor mensual más alto desde el inicio de la serie estadística en 1990. El superávit comercial ascendió a USD 3.504 millones, también máximo histórico.
La particularidad del desempeño fue que el crecimiento respondió principalmente al aumento de las cantidades exportadas, según el índice de volúmenes del comercio exterior, que alcanzó 161,5 puntos, el registro más elevado desde 2004.
El incremento físico de mercaderías movilizadas elevó la exigencia sobre la infraestructura logística. A diferencia de un aumento impulsado por precios internacionales, la expansión por cantidades requiere mayor capacidad operativa en transporte terrestre, almacenamiento, terminales portuarias y servicios vinculados al comercio exterior. La dinámica exportadora de los primeros cinco meses del año, con ventas por USD 40.359 millones, consolidó esta tendencia.
Los productos que explicaron la mayor parte del crecimiento presentan perfiles logísticos heterogéneos. El petróleo crudo demanda terminales energéticas y operaciones específicas de carga; los carbonatos de litio requieren transporte desde zonas alejadas y condiciones particulares de manipulación; los granos y derivados movilizan grandes volúmenes hacia puertos graneleros; la industria automotriz opera con embarques tipo ro‑ro y cadenas de suministro sincronizadas; la carne bovina exige infraestructura de frío y estándares sanitarios; y los minerales de plata requieren esquemas de transporte especializados.
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La coexistencia de cadenas con requerimientos distintos obliga a coordinar operaciones con características y tiempos disímiles. La concentración exportadora en bienes de alto peso logístico, que representaron el 55,7% del total vendido al exterior entre enero y mayo, refuerza la necesidad de contar con infraestructura capaz de absorber incrementos sostenidos en el movimiento de cargas.
El récord exportador evidenció que la logística se convirtió en un componente crítico para sostener el crecimiento del comercio exterior. La mayor intensidad en el flujo de mercaderías plantea desafíos en materia de capacidad portuaria, accesos viales y ferroviarios, almacenamiento, coordinación intermodal y eficiencia operativa.
La planificación de inversiones en infraestructura logística será determinante para acompañar la expansión de sectores como hidrocarburos, agroindustria, minería, industria automotriz y alimentos, cuya participación creciente en las exportaciones incrementa la demanda sobre el sistema de transporte y las terminales de salida.
YPF alcanzó un acuerdo con BID Invest, el brazo privado del Banco Interamericano de Desarrollo, para obtener un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén. Esta iniciativa se enmarca en la expansión de la petrolera estatal en la formación no convencional de Vaca Muerta.
Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó la firma de una carta mandato con James Scriven, presidente de BID Invest, para estructurar estos fondos con el objetivo de reforzar la infraestructura vial que la cuenca necesita para sostener su crecimiento. En su cuenta oficial de X, Marín expresó: “Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén, como parte de nuestro Plan 4×4”.
Me reuní con @JamesPScriven, CEO de @BIDInvest, y dimos un paso muy importante para seguir impulsando el desarrollo de Vaca Muerta. Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta US$500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de… pic.twitter.com/J1Svcm90xq
Según fuentes cercanas, este acuerdo no implica que YPF ejecute directamente las obras, sino que la empresa colaborará con la provincia en la identificación de vías de financiamiento para mejorar una red vial que se ha visto afectada por el auge productivo de Vaca Muerta.
El Plan 4×4, diseñado por Marín, busca cuadruplicar el valor de YPF en cuatro años y posicionarla como exportadora global de hidrocarburos no convencionales hacia 2030. La mejora de la infraestructura vial es uno de los principales desafíos, ya que el aumento de la actividad en la región provocó un colapso en las rutas de Neuquén y Río Negro, generando accidentes, congestiones y retrasos en el abastecimiento a Añelo, epicentro del shale argentino.
Ante esta situación, el gobierno neuquino ha implementado mecanismos de financiamiento público-privado. Un consorcio de diez compañías operadoras creó un fideicomiso para financiar un bypass vial de 60 kilómetros en Añelo, mientras que otros acuerdos buscan pavimentar rutas mediante adelantos de capital recuperables a través de peajes o compensaciones sobre regalías hidrocarburíferas. El acuerdo con BID Invest ofrece una alternativa multilateral para financiar estas obras.
La presión sobre las rutas se explica por la logística que demanda la producción de shale. La arena de fractura hidráulica, fundamental para mantener abiertas las microfracturas de la roca y permitir el flujo de petróleo y gas, es uno de los insumos que más impacta en el tránsito. Actualmente, Vaca Muerta consume aproximadamente 7 millones de toneladas de arena por año, con proyecciones de aumento a 9 millones de toneladas hacia 2028. Esto representa cerca de 300.000 viajes de camión anuales, equivalentes a más de 800 vehículos diarios dedicados exclusivamente al transporte de este material.
La arena proviene principalmente de Entre Ríos, a más de 1.000 kilómetros de distancia, lo que incrementa los costos y la carga sobre una red vial que no fue diseñada para soportar este nivel de tráfico pesado ni está completamente asfaltada. El crecimiento proyectado de la producción de shale oil y gas profundizará este desafío logístico en los próximos años.
Tras la firma de la carta mandato, se informó que James Scriven podría visitar Vaca Muerta para evaluar in situ las necesidades de infraestructura, aunque esta visita no ha sido confirmada oficialmente. Este financiamiento llega en un momento de intensa actividad en la industria energética argentina, con otros acuerdos millonarios en curso para proyectos en la misma cuenca.
Por ejemplo, Citigroup, Banco Santander y JP Morgan están trabajando en un financiamiento cercano a USD 1.000 millones para un proyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Paralelamente, YPF avanza en el cierre de un financiamiento para el proyecto Argentina LNG, que podría alcanzar compromisos por unos USD 14.000 millones, considerado el project finance más importante de la industria energética en América Latina.
En mayo, Vista Energy alcanzó un nuevo récord de producción mensual, consolidando su liderazgo en Vaca Muerta y posicionándose como el principal productor independiente de petróleo en Argentina.
El volumen total de producción llegó a 156.670 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), lo que representa un incremento del 12,5% en comparación con abril y un crecimiento del 40,6% frente al mismo mes del año anterior. En cuanto al petróleo crudo, la empresa reportó una producción diaria de 139.469 barriles.
Este salto productivo está vinculado a la adquisición de activos que pertenecían a Equinor, una operación valorada en 712 millones de dólares. La compra incluyó participaciones en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, dos zonas estratégicas dentro de la Cuenca Neuquina.
Antes de esta integración, Vista Energy había promediado en el primer trimestre del año una producción de 134.741 barriles equivalentes diarios, cifra que fue superada ampliamente en mayo, alcanzando un máximo histórico.
Las áreas bajo operación directa de Vista continúan siendo el motor principal del crecimiento. Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este aportaron más de 82.000 barriles equivalentes diarios, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. Además, La Amarga Chica, uno de los desarrollos más relevantes de Vaca Muerta en el que Vista posee un 50% y la operación está a cargo de YPF, tuvo un papel destacado.
Los activos incorporados de Equinor también comenzaron a rendir frutos: en su primer mes dentro del balance consolidado, sumaron más de 18.000 barriles equivalentes diarios, fortaleciendo la capacidad productiva y ampliando las perspectivas de crecimiento para los próximos años.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, resaltó la evolución de la empresa: “En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.
Además del crecimiento en producción, Vista Energy mejoró sus indicadores de eficiencia. Los costos de extracción disminuyeron respecto al año anterior, mientras que los márgenes operativos se mantienen entre los más competitivos de la industria local.
La firma proyecta mantener una producción superior a los 160.000 barriles equivalentes diarios en los próximos meses, con un promedio esperado cercano a los 158.000 boe/d para 2026 y un ambicioso objetivo de escalar hasta los 250.000 boe/d hacia 2030.
Con una estrategia basada en datos y mejora continua, Tecpetrol definió indicadores concretos orientados a la reducción de su huella ambiental en todas sus áreas operativas. Estos lineamientos buscan consolidar prácticas más eficientes, impulsar la innovación en procesos clave y acompañar la evolución de la industria energética hacia modelos de desarrollo más sostenibles.
La compañía estableció metas al 2028 que incluyen una reducción del 5% en la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y del 10% en la intensidad de extracción de agua, tomando como línea de base el año 2023. “Aunque siempre hemos tenido objetivos como empresa, ahora les asignamos un valor numérico, porque tener un número contra el cual compararnos representa una mejora, y también porque es hacia dónde nos lleva la industria”, definió Andrea Monroy, Environmental Specialist.
Como parte de este enfoque, Tecpetrol fortaleció sus capacidades de medición y gestión ambiental, optimizando la identificación de fuentes de emisión y mejorando la calidad de la información disponible.
El proceso incluyó un exhaustivo relevamiento de fuentes de emisión de las operaciones. Dos consultores externos y más de 40 colaboradores, entre personal operativo y equipos de Seguridad, Ambiente y Salud (SAS), trabajaron durante más de cuatro meses en esta tarea.
Adicionalmente, como parte de la gestión de emisiones, durante 2025 se realizó una campaña de medición de emisiones en 57 instalaciones de la Cuenca Neuquina. Se realizaron vuelos equipados con sensores para la detección de dióxido de carbono y metano, cuyos resultados son un insumo clave para validar la información consolidada en la herramienta de cálculo, así como para fortalecer la gestión de emisiones fugitivas, que corresponden a la liberación no intencionada de gases a la atmósfera debido a la pérdida de hermeticidad en equipos industriales.
Esta evolución permite una toma de decisiones más ágil y precisa, y una implementación más efectiva de iniciativas orientadas a la reducción de la huella de carbono en sus operaciones.
Acciones para reducir emisiones
Algunos de los proyectos que se han implementado son programas de detección y reparación de fugas en Pendare (Colombia) y Reynosa (México); la instalación de bombas electrosumergibles de mayor eficiencia en Ecuador; la incorporación de paneles solares para consumos auxiliares y oficinas en Aguaragüe (Salta) y Neuquén; la recuperación de gas de venteo mediante unidades de recuperación de vapores (VRU); pruebas de optimización de combustibles con menor intensidad de emisiones en bombas del set de fractura y generadores; cambio de flotas vehiculares por híbridas o con mayor eficiencia en Pesquería y Ecuador, entre otras acciones.
En conjunto, estas iniciativas contribuyeron a una reducción del 3,8% en la intensidad de emisiones en 2025 respecto de 2023.
En paralelo, Tecpetrol trabaja en la optimización del uso del agua, promoviendo prácticas de optimización y reducción del consumo, y en el tratamiento y monitoreo de las aguas residuales resultantes de los procesos.
En este sentido, se encuentran en análisis diversos proyectos orientados a la disminución del uso de agua y aumento de la recirculación. Entre las iniciativas que involucran el manejo del suministro, se registró un proyecto de reinyección de las aguas residuales domésticas de los campamentos de los equipos de perforación y workover para recuperación secundaria en Ecuador; y otro de captación de agua de lluvia para utilización en riego y proceso de preparación de concreto, en Colombia.
Por primera vez, la tecnología Motor de Fondo (MDF) se pudo aplicar para alcanzar una profundidad total de 6579 metros (superando el récord anterior de 5743 metros) con un largo de rama horizontal de 3390 metros.
“Lo logramos porque combinamos el MDF con un set de herramientas complementarias que ampliaron su capacidad técnica y abrieron camino para alcanzar resultados que estaban fuera de todo pronóstico”, explicó Jonathan Ghesla, Drilling Expert.
Para enfrentar este desafío, la compañía articuló experiencias internacionales con un profundo conocimiento del yacimiento, adaptando las mejores prácticas globales a las condiciones específicas de Fortín de Piedra.
El soporte del Real Time Operations Center (RTOC) en Buenos Aires fue clave para la supervisión remota en tiempo real, permitiendo una ejecución más precisa y una toma de decisiones ágil durante toda la operación. “Dirigir la ejecución desde la sala nos permite optimizar muchos procesos y asegura una implementación más precisa. Es una ventaja que tiene Tecpetrol con respecto a otras operadoras de la Cuenca Neuquina”, señaló Iván Griso, Drilling Principal.
Roberto Damián Ron, Drilling Planning Expert, agregó que: “Para encarar los desafíos técnicos tuvimos que realizar muchas reuniones, estimaciones y simulaciones. Nos tomó seis meses tomar cada decisión, pero los resultados fueron realmente buenos”. En ese sentido, la inversión en tecnología que Tecpetrol ha realizado en el último tiempo, el conocimiento de las herramientas del mercado y sus capacidades, así como la visión estratégica a largo plazo también fueron factores esenciales.
El trabajo colaborativo como ventaja competitiva
Más allá de la tecnología, el hito refleja la capacidad organizacional de Tecpetrol para alinear equipos multidisciplinarios en torno a un objetivo común. “El éxito que tuvimos demuestra nuestra capacidad organizacional como compañía y el compromiso con el que asumimos los retos”, destacó Alexis Pagani, Well Design Director.
Jonathan resaltó que lograron el récord en su primer intento. “Cuando lo conseguimos sentí mucho alivio. Es una iniciativa muy difícil en la que otras empresas fallaron, así que obtener estos resultados nos da mucha satisfacción”.
A futuro, el objetivo es continuar optimizando la herramienta que diseñaron para seguir marcando hitos. “Esto no es un punto de llegada, sino más bien de partida. Sentamos una base sólida para enfrentar los desafíos que vengan porque queremos llegar más lejos y desafiar nuevos límites”, concluyó Alexis.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó una actualización de los cuadros tarifarios del servicio eléctrico para las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, que impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior, incorporando modificaciones en el esquema de subsidios energéticos nacionales y una actualización transitoria de los componentes de distribución.
La medida, publicada en el Boletín Oficial y que comenzará a regir desde el 1° de julio de 2026, convalida el recálculo realizado por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (Oceba) a partir de cambios dispuestos por la Secretaría de Energía de la Nación en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Según dio a conocer la agencia de noticias DIB, entre las modificaciones, se incorporó el aumento de la bonificación adicional extraordinaria para los usuarios beneficiarios del SEF correspondiente a junio de 2026, que pasó del 10,67% al 11,97% sobre el consumo base subsidiado. Esta corrección obligó a recalcular los cuadros tarifarios vigentes desde el 1° de junio.
Asimismo, la resolución aprobó una nueva actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario (AT) y del Cargo de Transición Tarifaria (CTT), componentes que forman parte de las facturas eléctricas y que comenzarán a aplicarse desde el 1° de julio.
Los aumentos para las tarifas de luz
De acuerdo a la resolución del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el cargo fijo (haya o no consumo) aumentará en comparación con los valores de mayo en torno al 5% desde julio para la prestadora Edelap, mientras que el cargo variable se ajustará un 2%. Esto es para las tarifas de usuarios residenciales sin subsidio y se suman a los ajustes del mes pasado. En cambio, aquellos que están beneficiados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) tendrán un salto menor en la tarifa: el cargo fijo trepará solo 2%
En tanto, si se toman los nuevos valores de una prestadora como Eden (brinda servicio en el norte y centro bonaerense) el ajuste para el cargo fijo sin subsidio será casi del 8%, mientras que el variable será del 2%. Para tarifas subsidiadas, la suba del cargo fijo rondará los 3,5 puntos desde julio.
La normativa, se aclara, mantiene los precios mayoristas de la energía, potencia y transporte definidos por el Gobierno nacional para el período comprendido entre mayo y julio de 2026, así como el esquema de subsidios focalizados establecido por el decreto 943.
El régimen de subsidios contempla una única categoría de beneficiarios residenciales que requieren asistencia estatal para acceder al consumo básico de energía. Los usuarios alcanzados reciben bonificaciones sobre los primeros 300 kilovatios hora mensuales durante los meses de mayor demanda energética y sobre los primeros 150 kilovatios hora en los períodos restantes del año. El consumo que exceda esos límites se factura sin subsidios.
La resolución también ratifica beneficios para clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios alcanzados por la tarifa social, además de actualizar los valores aplicables a los usuarios que inyectan energía renovable a la red mediante sistemas de generación distribuida.
Cada vez que juega Argentina un partido del Mundial de Fútbol la demanda de energía eléctrica en el país tiende a tener un comportamiento con forma de W: comienza con una baja pronunciada en el primer tiempo, una suba en el entretiempo, una nueva baja en el segundo tiempo y un final en el que el consumo vuelve a subir.
Así fue en el último partido Argentina-Austria del 22 de junio y también en el de Argentina-Argelia el 16, según informes de la gerencia operativa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., Cammesa, que desde el Mundial Qatar 2022 informa qué ocurre en cada juego y cómo se prepara la operación para las variaciones en el comportamiento de la demanda.
“Durante los partidos de fútbol de la selección argentina en campeonatos del mundo se presenta una evolución muy particular y característica de la demanda eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), un patrón debido a la simultaneidad en el comportamiento de millones de personas volcadas a un medio de comunicación (principalmente televidentes) que se acentúa durante días hábiles y en la medida en que la selección avanza”, destaca el informe de Cammesa.
Comportamiento en W de la demanda eléctrica en Argentina-Austria en torno a las 14:00 y las 16:00 del 22 de junio, según la gerencia de operaciones de Cammesa.
Crónica eléctrica del Argentina-Austria
¿Cómo se comportó la demanda eléctrica la tarde de Argentina-Austria? Según Cammesa, así:
Antes del partido y primer tiempo: a partir de las 13:50 la demanda tuvo un descenso pronunciado de aproximadamente 1.800 megawatts (MW) en un lapso de 60 minutos.
Entretiempo: se presentó la típica W, con una demanda que llegó a subir unos 1.050 MW en 13 minutos.
Segundo tiempo: nuevamente una disminución de demanda de alrededor de 1.300 MW en 54 minutos.
Final del partido: fuerte recuperación de unos 1.850 MW en 40 minutos.
Más tarde, casi a las 21:00, Cammesa registró el pico de demanda del SADI con 25.189 MW.
La preparación antes de cada partido
Cammesa planifica la operación de la demanda eléctrica con procedimientos específicos ante cada partido de Argentina para garantizar el suministro y evitar variaciones acentuadas de tensión y frecuencia y, por ende, continuidad y calidad del servicio. Un corte de luz en ese lapso sería una desgracia en millones de hogares y eso le da a la operación eléctrica una dimensión que va más allá de lo técnico.
En el partido Argentina-Austria desde una hora antes y hasta una hora después se operó en condición de alerta a través de un despacho de seguridad, que incluyó medidas operativas con todas las líneas en servicio del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (STAT).
Además, se suspendieron los trabajos de mantenimientos programados antes de que comenzara el juego y se operaron con margen los límites de intercambio entre las regiones: el informe señaló que se operó el Grupo N°2 de CH Río Grande y el Grupo N°2 de CH Los Reyunos en modo bomba, por seguridad, es decir, consumiendo electricidad para bombear agua hacia un embalse superior y mantener una reserva de energía disponible por seguridad.
Durante algunos momentos se incrementó la consigna de frecuencia, el valor que el operador del sistema eléctrico establece como meta, a 50,10 y 50,15 Hz, para atender la eventual variación rápida de la demanda.
En este y otros informes mundialistas Cammesa lo ha dejado consignado: “La operación se desarrolló con total normalidad, tanto antes, durante y con posterioridad al partido de la selección argentina de fútbol”.
“TV pickup” y ¿agua para el mate?
En Reino Unido existe un fenómeno conocido como “TV pickup” que consiste en picos súbitos en la demanda eléctrica cuando un gran número de personas ven el mismo programa de televisión en forma simultánea y aprovechan las pausas publicitarias para usar electrodomésticos. Especialmente pavas eléctricas, para tomar té.
¿Sería descabellado pensar en un fenómeno similar durante los entretiempos de los partidos de la Selección Argentina? Sobre todo en los encuentros que se juegan por la mañana o la tarde, cuando millones de personas aprovechan la pausa para calentar agua para el mate. No existen estudios locales que lo demuestren, pero el repunte de la demanda eléctrica durante el entretiempo invita, al menos, a plantear la hipótesis.
Nervios y electricidad en la final Argentina-Francia
¿Qué pasó con la demanda eléctrica en la final Argentina-Francia de 2022? Cammesa informó entonces que no se produjo el descenso brusco esperado en la previa e inicio del juego. Pero ese partido se jugó un 18 de diciembre y las temperaturas eran altas, lo que suponía mayor consumo. Así y todo, una vez iniciado el partido hubo un descenso de 600 MW, seguido de la subida típica en el entretiempo.
Con la final ya ganada la demanda eléctrica argentina siguió con una tendencia plana hasta el pico nocturno. Cammesa lo informó así (mayúsculas incluidas): “Muchos televidentes continuaron mirando la celebración y otros salieron a festejar el CAMPEONATO MUNDIAL”.
Comportamiento de la demanda eléctrica en la final Argentina-Francia en el Mundial Qatar 2022 (Cammesa).
La electromovilidad dejó de ser una tendencia emergente para establecerse como una realidad en crecimiento en América Latina y el Caribe (ALC).
La más reciente versión del Monitor de Electromovilidad de OLACDE indica que, al cierre del primer trimestre de 2026, la región contaba con 837.014 vehículos livianos eléctricos en uso, marcando un avance significativo en uno de los procesos más rápidos de transformación tecnológica dentro del sector del transporte.
Si se mantiene el ritmo actual, ALC podrían superar por primera vez el millón de vehículos eléctricos antes de finalizar el año 2026, un logro que señalaría un nuevo capítulo en la transición energética regional, se destacó.
Durante los primeros tres meses del año, se vendieron 106.765 nuevos vehículos eléctricos e híbridos enchufables, evidenciando un mercado en expansión motivado por las innovaciones tecnológicas, disminución de costos y políticas favorables hacia la electromovilidad.
Brasil lidera esta transformación con 473.362 vehículos eléctricos livianos, representando más del 50 % del total en la región. Le siguen México, Colombia, Uruguay y Costa Rica. Sin embargo, si se considera la adopción per cápita, Uruguay ocupa la primera posición regional; le siguen Costa Rica, Brasil, Chile y México.
El informe destaca también el avance del transporte público eléctrico. Con 4.707 autobuses eléctricos operativos, Chile se posiciona como líder regional y es actualmente el segundo país a nivel mundial con mayor cantidad de buses eléctricos después de China. En total, la región cuenta con 9.718 autobuses eléctricos y la cifra sigue aumentando consistentemente.
En cuanto a la infraestructura de carga eléctrica, también se han logrado avances notables en la región. Brasil es pionero con 21.061 estaciones públicas disponibles; mientras tanto Chile sobresale por su alta proporción relativa de cargadores respecto a su parque vehicular electrificado, convirtiéndose así en un modelo regional para desarrollar ecosistemas eficientes de recarga.
Uno de los hallazgos más significativos del estudio es el impacto económico asociado a la electromovilidad. Según OLACDE las estimaciones indican que los vehículos eléctricos y autobuses actualmente en circulación generan ahorros anuales de U$S 1.157 millones comparado con combustibles tradicionales; esto considerando los precios internacionales tras las tensiones energéticas globales recientes.
Estos beneficios equivalen además a evitar el uso de aproximadamente 890 millones de litros de gasolina y 340 millones de litros de diésel; fortaleciendo así los objetivos climáticos regionales.
El documento también identifica mercados emergentes de vehículos eléctricos que están experimentando crecimientos extraordinarios durante el primer trimestre del año.
Argentina multiplicó por veinte sus ventas respecto al mismo período anterior; Ecuador casi cuadruplicó sus cifras. Colombia y Uruguay registraron incrementos cercanos al 300 %, reflejando una aceleración hacia estas tecnologías.
A nivel mundial continúa un contexto favorable para la electrificación: en el año 2025 las ventas globales superaron los 20 millones unidades representando una cuarta parte del total vendido ese año; para este año se proyectan alrededor de 23 millones unidades equivalentes al 28 % del mercado automotriz global.
Aunque en la actualidad solo representa aproximadamente el 0.7 % del parque vehicular liviano total disponible en ALC, esta tendencia reafirma que la electromovilidad está consolidándose como uno de los pilares en la transición energética regional.
Datos relevantes:
Hay 837.014 vehículos eléctricos e híbridos enchufables circulando en ALC. Se vendieron más de 106.765 unidades durante el primer trimestre del año. La región podría sobrepasar un millón de unidades antes de finalizar el año. Brasil concentra más del 50 % del parque eléctrico regional. Chile lidera con 4.707 buses eléctricos siendo el segundo país del mundo en este rubro. Existen 21.061 estaciones públicas para carga eléctrica en Brasil.
La electromovilidad genera ahorros anuales de U$S 1.157 millones por la sustitución de combustibles fósiles. Argentina, Ecuador, Colombia y Uruguay muestran los mayores incrementos relativos en ventas de vehículos eléctricos.
Equipos de bombeo mecánico («cigüeñas») en las áreas de Tierra del Fuego. La optimización de los costos operativos pyme abre la posibilidad de revaluar estructuras destinadas al abandono.
A poco más de 40 días de haber asumido la operación de las áreas revertidas por YPF en Tierra del Fuego en conjunto con la empresa provincial Terra Ignis, la firma cordobesa Velitec avanza en su plan de ordenamiento financiero y operativo. Con un modelo de gestión pyme, la compañía proyecta el punto de equilibrio financiero antes de lo previsto, y comenzó a trazar el mapa para explorar el horizonte no convencional de la isla, impulsado por los resultados de Palermo Aike en Santa Cruz.
El presidente de Velitec, Facundo Aráoz, detalló a EconoJournal el estado de situación del desembarco y las proyecciones de una cuenca que, según su visión, mantiene un atractivo estratégico intacto para jugadores independientes e internacionales. Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitecllegó a Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operó YPF hasta el 1 de mayo.
El primer diagnóstico en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego ratificó el escenario previsto durante la licitación del Plan Andes: un marcado déficit operativo derivado de una estructura administrativa que impedía la rentabilidad del yacimiento. Al tomar el control, la compañía encontró “más de 110 contratos vigentes heredados de las gestiones anteriores, algunos con más de de 10 adendas a lo largo de todos estos años y eso es imposible de gerenciar”, explicó el directivo.
Para cortar este arrastre, Velitec rescindió la totalidad de los contratos bajo las cláusulas de pre aviso de 30 días. «Dimos por caídos todos los contratos, arrancamos vínculos nuevamente, sacamos licitaciones con contratos más pequeños y con una reagrupación que tiene que ver con la realidad del yacimiento hoy y no lo que fue hace 30 años», puntualizó.
Las áreas arrastraban un déficit mensual de US$3,8 millones que cubría la petrolera nacional. El compromiso asumido por la operadora pyme implica sostener ese rojo inicial mediante su propio modelo económico, previendo alcanzar el break-even definitivo en el corto plazo. Al respecto, el directivo indicó: «Fue uno de los compromisos de Velitec el sostener este déficit hasta llegar al punto de equilibrio, por eso calculamos que entre el mes cuatro y el mes cinco vamos a lograr ese objetivo».
El plan de producción y el rescate de pozos
Velitec y Terra Ignis finalizaron la primera etapa del saneamiento de residuos en el yacimiento, en Tierra del Fuego. Todo se envía en barco para reciclaje la planyta de Acindar, en Santa Fe.
En el plano productivo, la prioridad consistió en asegurar la continuidad de las operaciones críticas. La empresa controla actualmente una producción base de 174 metros cúbicos diarios de crudo y 500.000 metros cúbicos de gas, además de la gestión de plantas de tratamiento y de propano en San Sebastián. Esta última resulta vital para el abastecimiento local de GLP que hoy la provincia debe traer desde Bahía Blanca con un alto costo de transporte.
«Cualquier aumento en la producción que nosotros generemos de propano mejora ese costo que tiene la provincia de transporte desde Bahía Blanca. El incremento de producción de gas a la empresa le mejora la unidad de negocio, la provincia baja el costo y al usuario en definitiva le llega la garrafa más barata«, remarcó.
Para reactivar los volúmenes, la compañía desplegará una fuerte campaña de intervención de 24 meses utilizando equipos propios de workover y pulling. El primer equipo arribará al yacimiento en los próximos 15 días, seguido por un segundo en agosto. «Ahí lanzamos este segundo proceso de trabajo en pozo ya atacando directamente a la producción. En ese lapso esperamos llegar al 20% o 30% de incremento«, afirmó.
Una de las novedades es la revisión del plan de abandono de pozos bianual que YPF dejó pautado con la provincia y ya comenzó a implementar. Al contar con costos operativos y de intervención sensiblemente menores, Velitec solicitó acceso a la información técnica de subsuelo para revaluar las estructuras destinadas a remediación.
«Al ser empresa pyme y al tener equipos propios, nuestros costos de intervención son más bajos, con lo cual posiblemente muchos de esos pozos destinados a cierre para una estructura como la de YPF, puedan entrar en una económica y puedan ser recuperados«, detalló el CEO, quien estimó que «entre un 10 y un 15% podrían ser económica y técnicamente recuperables».
La mirada en el no convencional y el interés de Canadá
Más allá del potencial remanente en el convencional, el foco de mediano plazo está puesto en los recursos no convencionales de la cuenca. La consolidación del modelo de desarrollo de Vaca Muerta y los primeros ensayos piloto que se ejecutan en Santa Cruz sobre la formación Palermo Aike aumentaron las expectativas en Tierra del Fuego, dado que se trata de la misma roca madre con características geológicas continuas.
«Lo que se está haciendo en Santa Cruz aceleró lo que se miraba con un horizonte de 10 a 15 años en la isla, y hace que esa posibilidad esté mirándose con otra seriedad», reconoció Aráoz. En este sentido, representantes de Velitec junto a autoridades de la provincia y de Terra Ignis mantuvieron recientemente una misión comercial en Calgary, Canadá, donde se reunieron con diversos grupos empresarios.
Los inversores externos siguen de cerca las nuevas condiciones de seguridad jurídica en la Argentina, identificando que el segmento de escala media ofrece oportunidades atractivas para operadores independientes. «Vimos que hay mucho interés, entienden también que Vaca Muerta engloba cierto tamaño de jugadores y que hay áreas por fuera de la Cuenca Neuquina que pueden ser para empresarios más pequeños, otro tipo de jugadores», comentó.
Si bien el procesamiento y unificación de la información técnica de subsuelo demandará al menos un año de trabajo, la empresa ya planifica la realización de un segundo road show internacional. «Tenemos pensado presentar proyectos específicos y buscar inversionistas que nos acompañen en esta idea de compartir riesgo y premio, entre lo que se incluye el no convencional. El proyecto es ir a buscar objetivos y cosas nuevas porque ahí están los premios interesantes», concluyó.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) organizó cuatro subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento del 06/08 al 31/08/2026; un total de 392 millones de metros cúbicos para todo el período.
La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado que una sola distribuidora compró 4,6 millones y el precio fue U$S 18,575/MMbtu (fijo).
El remanente ofrecido en la segunda subasta a la que podían acceder Industrias fue entonces de 387,4 millones. 22 de ellas compraron 18,2 millones de metros cúbicos.
El nuevo remanente, de 369,2 millones, se ofreció en la tercera ronda, en la que podían participar Centrales Térmicas y Comercializadoras. 5 Usinas compraron 151,5 millones, 1 Comercializadora compró 90,1 millones y otra se alzó con 0,1 millones.
Para la cuarta ronda, en la que solo podía participar CAMMESA, ENARSA ofreció el remanente (127,6 millones), pero CAMMESA no demandó volumen.
En la segunda, tercera y cuarta ronda el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos más los costos asociados a la entrega del gas regasificado (4,50 U$S/MMBTU). El mayor spread ofrecido fue 1,11 U$S/MMBTU.
En términos interanuales, la baja de la inversión fue del 11,6 por ciento.
Los incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios que ha puesto en marcha el gobierno de Javier Milei con la intención de seducir capitales por ahora no han servido para revertir la caída en los niveles de inversión. El Indec informó esta semana que la Formación Bruta de Capital Fijo, el principal indicador macroeconómico utilizado para medir esta variable, retrocedió 1,7% en el primer trimestre y acumula cuatro períodos consecutivos de contracción. En términos interanuales, la baja fue del 11,6 por ciento.
El dato oficial contrasta con los sucesivos anuncios de inversiones millonarias que han venido haciendo petroleras y mineras en los últimos meses alentadas por los beneficios que ofrece el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). ¿Qué es lo que explica entonces este retroceso de las cifras agregadas que informa el Indec?
Qué pasa con la inversión en el sector energético
El RIGI ha comenzado a operar como un dinamizador de la inversión en el sector energético, pero su impacto es limitado porque por ahora hay muchos más anuncios que desembolsos concretos. En parte, porque los grandes proyectos no se ponen en marcha de un día para el otro y en parte porque algunos actores vienen siendo extremadamente cautos y dilatan al extremo cualquier tipo de definición sobre el desembolso de fondos.
“La tracción de programas de beneficios fiscales como el RIGI todavía están teniendo escaso impacto en términos de actividad. Como resultado, la inversión descendió a 17% del PBI”, sostuvo la consultora LCG el martes.
Un paso clave para la concreción de un proyecto es la firma de la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) porque marca el momento en que una empresa se compromete formalmente a ejecutar la obra.
Cuatro proyectos grandes que aplicaron al RIGI ya tienen el FID aprobado y están avanzando: oleoducto Vaca Muerta Oil Sur que lidera YPF, FLNG Project del consorcio Southern Energy y Golar para exportar Gas Natural Licuado desde Río Negro, el proyecto Rincón de Río Tinto para la producción de litio en Salta y el proyecto NGLs de TGS para la separación de líquidos de Vaca Muerta, con instalaciones en Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires).
Luego hay una larga lista de iniciativas que todavía tienen futuro incierto, aunque han aplicado al RIGI y prometen inversiones millonarias que son amplificadas por comunicados oficiales, diarios y portales. En ese pelotón se encuentran todos los grandes proyectos de producción de cobre. Ha habido tantos anuncios vinculados al cobre que algún desprevenido podría suponer que Argentina ya está produciendo en cantidades industriales este mineral clave de la transición energética, pero eso no es así. Desde ya, no todas las iniciativas se encuentran en la misma situación. Hay proyectos que están avanzando de manera firme y otros que ni siquiera tienen garantizado su financiamiento, pese a que tienen un RIGI aprobado, pero lo cierto es que ni unos ni otros han firmado un FID.
Otro proyecto del que se ha hablado mucho es Argentina LNG, una inversión millonaria que impulsa YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, para exportar GNL. Sin embargo, todavía no hay un FID firmado. La petrolera controlada por el Estado prometió que se va a acordar antes de fin de año. A su vez, mientras termina de definir la estructuración financiera, decidió avanzar con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.
Qué pasa con la inversión en el conjunto de la economía
Si bien hay varios anuncios de empresas petroleras y mineras que por ahora no se concretan, el problema principal que enfrenta la economía se encuentra fuera del sector energético. La consultora Equilibra, que conduce Martín Rapetti, remarcó que desde 1993 nunca se observaron cuatro trimestres consecutivos de caída de la inversión y expansión del PBI. “A diferencia de un proceso de expansión típico, en el que la mayoría de los sectores crecen, hoy se expanden unos pocos sectores y el resto está estancado o se retrae. Por eso, sube el PIB y se contraen la inversión y el empleo privado formal”, destacó en su último informe.
Misión Productiva, una red de profesionales vinculados al desarrollo productivo, detalló esta semana cinco factores que inciden en la caída de la inversión. Uno de ellos es la paralización de la obra pública, que suele representar entre 2% y 3% del PIB y alrededor del 10% al 15% de la inversión total. “No se trata solamente de rutas, viviendas o infraestructura energética que dejó de construirse. También se frenaron compras de maquinaria, servicios profesionales, transporte, insumos industriales y múltiples cadenas proveedoras asociadas”, subrayó el think tank.
A su vez, la obra pública suele tener un importante efecto de arrastre sobre la inversión privada. Muchas inversiones empresarias dependen de la existencia de infraestructura logística, energética o urbana para resultar rentables. Por lo tanto, su ausencia termina reduciendo también la inversión privada. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró en mayo del año pasado Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick, para explicar por qué varios grandes proyectos mineros seguían sin concretarse.
La construcción privada actuó en otras ocasiones como compensación cuando la inversión pública retrocedía. Sin embargo, en la actualidad eso no está ocurriendo. “Los elevados costos de construcción medidos en dólares reducen la rentabilidad esperada de nuevos proyectos inmobiliarios. A esto se suma un mercado con demanda limitada y un crédito hipotecario que, pese a cierta recuperación inicial, continúa siendo pequeño para los estándares internacionales y no alcanza todavía una escala suficiente para impulsar un ciclo expansivo significativo”, destacó Misión Productiva.
Un tercer elemento que frena la inversión es la debilidad de la demanda. Misión Productiva remarcó que la masa de ingresos formales se encuentra cerca de un 10% por debajo de los niveles de noviembre de 2023 y permanece estancada en niveles históricamente bajos. Esto implica una menor capacidad de consumo para amplios sectores de la población y reduce los incentivos para ampliar la capacidad productiva.
La excepción son aquellos proyectos orientados a la exportación que no dependen del consumo interno, como ocurre con varias de las iniciativas vinculadas a la exportación de hidrocarburos. El problema con este tipo de proyectos es que tienen una capacidad relativamente limitada para generar demanda agregada.
“El agro, la minería y el petróleo pueden aportar exportaciones, divisas e inversión puntual, pero generan relativamente poco empleo directo y tienen menores efectos multiplicadores sobre el conjunto de la economía que sectores como la industria manufacturera, la construcción o algunos servicios”, destaca el informe de Misión Productiva. Como ejemplo de esto se citan los datos del Indec que muestran que en el primer trimestre de este año la agricultura creció 18,1% y la minería 12,3%, pero la industria manufacturera cayó 1,7% interanual.
Un cuarto factor que explica la debilidad de la inversión es la falta de financiamiento productivo. Argentina mantiene uno de los niveles de crédito al sector privado más bajos de América Latina y a ello se le suma la ausencia de programas específicos de promoción de inversiones, líneas subsidiadas, garantías, esquemas de financiamiento sectorial o instrumentos de banca de desarrollo. “Mientras otros países combinan estabilidad macroeconómica con herramientas activas para estimular inversiones estratégicas, la estrategia local descansa casi exclusivamente en la expectativa de que la estabilización genere por sí sola un aumento de la inversión”, señala el informe.
Un último elemento que condiciona la inversión es la incertidumbre. “Las dudas no se limitan a la estabilidad macroeconómica. También alcanzan cuestiones vinculadas a la evolución futura de la demanda, la dinámica del tipo de cambio, la capacidad política para sostener las reformas, el comportamiento del empleo y la viabilidad social del programa económico”, concluye el informe. Por eso, muchas empresas evitan tomar decisiones y demoran sus inversiones, tanto en el sector energético como en el conjunto de la economía.
El Instituto Nacional de Prevención Sísmica (Inpres) informó que en la madrugada de este jueves se registraron dos movimientos sísmicos en la región de Vaca Muerta, específicamente cerca de la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén.
El sismo de mayor intensidad ocurrió a las 01:42, con una magnitud de 3,1 y un epicentro ubicado a 102 kilómetros al noroeste de Neuquén. Este evento sísmico se produjo a una profundidad de 10 kilómetros, según detalló el organismo oficial.
Doce minutos después, a las 02:00, se registró un segundo temblor con una magnitud de 2,8, también a 10 kilómetros de profundidad y en cercanías de Añelo, cabecera de la formación hidrocarburífera que ha cobrado relevancia nacional.
Estos movimientos se suman a otro sismo ocurrido la semana pasada cerca de Rincón de los Sauces, con una magnitud de 2,5, evidenciando la actividad sísmica frecuente en la zona, vinculada en parte a la explotación hidrocarburífera.
La Legislatura de Neuquén dio luz verde al acuerdo entre el gobierno provincial e YPF para el desarrollo de cinco áreas no convencionales en Vaca Muerta, destinadas a abastecer el proyecto Argentina LNG, que prevé la exportación de gas natural licuado (GNL) desde puertos ubicados en la costa atlántica de Río Negro.
La votación se realizó durante una sesión extensa que se extendió hasta la madrugada de este jueves, con una mayoría amplia a favor integrada por bloques como Comunidad, MPN, Avanzar, PRO-NCN y otros aliados al oficialismo. Por su parte, los diputados de Unión por la Patria y del Frente de Izquierda se opusieron a la iniciativa.
Tras la aprobación en general, la Legislatura comenzó a debatir y votar en particular los artículos del proyecto para avanzar en su sanción definitiva.
El acuerdo establece condiciones para el desarrollo de las áreas Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva. El objetivo principal es aumentar la producción de gas que será transportada hacia la costa de Río Negro para su procesamiento y posterior exportación como GNL a mercados internacionales.
Entre los aspectos clave del convenio se encuentra la estabilidad fiscal por 30 años para las actividades involucradas, un esquema de bandas para la liquidación de regalías, la adhesión de los municipios afectados y mecanismos de resolución de controversias que incluyen arbitraje internacional.
Los legisladores que respaldaron el acuerdo destacaron que esta iniciativa abrirá nuevos mercados para el gas neuquino, generará inversiones, empleo y divisas para Argentina.
El diputado Damián Canuto (PRO-NCN), uno de los miembros informantes, defendió el proyecto como una herramienta para facilitar inversiones de gran escala y monetizar recursos que actualmente no pueden evacuarse por limitaciones en la infraestructura.
Por su parte, Francisco Lepore (Avanzar) afirmó que “el desarrollo del GNL representa un cambio de paradigma para la provincia”, y agregó que “la posibilidad de exportar gas licuado por barco elimina los límites que imponían los gasoductos y posiciona a Neuquén en el mercado global de energía”.
Desde Comunidad y el MPN también valoraron el convenio como una continuidad del proceso iniciado con el desarrollo masivo de Vaca Muerta en la última década, resaltando el potencial para aumentar la producción y las exportaciones energéticas argentinas.
En contraste, los diputados del Frente de Izquierda, Andrés Blanco y Julieta Ocampo, manifestaron su rechazo, cuestionando los beneficios que el acuerdo otorgaría a las empresas y alertando sobre posibles impactos ambientales y económicos negativos.
Un rechazo similar expresó Unión por la Patria, que criticó especialmente la inclusión del proyecto en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y los mecanismos previstos para la exportación.
La diputada Lorena Parrilli fue una de las voces más críticas durante el debate: “Este es un acuerdo desastroso. Se maximiza la renta de las empresas y también dentro de dos años van a dejar de liquidar las divisas acá; se van a llevar los dólares, según dice el RIGI. Es el estatuto legal del colonialismo en este siglo”, sostuvo.
La discusión reflejó las profundas diferencias sobre el impacto económico y político del acuerdo. Mientras el oficialismo lo considera una oportunidad histórica para posicionar a Neuquén en el mercado mundial de gas, la oposición cuestiona las condiciones fiscales y regulatorias que se ofrecen a las compañías.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, contempla la instalación de infraestructura para el transporte, licuefacción y exportación de gas natural, lo que permitirá colocar el gas neuquino en mercados internacionales con mayor alcance.
Con la aprobación en general ya concretada, la Legislatura continuará con el análisis particular de cada artículo para convertir el acuerdo en ley y avanzar en la ejecución del proyecto.
El crecimiento de la inteligencia artificial y de los centros de datos impulsó una nueva carrera tecnológica: recuperar el calor que generan los servidores y transformarlo nuevamente en electricidad. En ese contexto, investigadores de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Pohang (POSTECH), en Corea del Sur, desarrollaron un sistema que promete convertir ese calor residual en energía aprovechable mediante materiales abundantes y de bajo costo.
La tecnología se basa en nanotubos huecos de silicio capaces de capturar calor desperdiciado con una eficiencia muy superior a la de las estructuras convencionales. El avance podría abrir la puerta a una nueva generación de sistemas energéticos para centros de datos, vehículos eléctricos e instalaciones industriales.
El problema que busca resolver es cada vez más relevante. Cada consulta realizada a herramientas de inteligencia artificial, cada operación en la nube y cada proceso ejecutado en un centro de datos genera calor. A medida que aumenta la demanda de servicios digitales, también crece la cantidad de energía que termina disipándose en el ambiente sin ser utilizada.
Durante años, la industria intentó recuperar parte de esa energía mediante dispositivos termoeléctricos. Sin embargo, estas soluciones suelen depender de materiales escasos y costosos, como el bismuto y el telurio, cuya disponibilidad está condicionada por cadenas de suministro limitadas. El equipo liderado por el profesor Chang-Ki Baek y el investigador Ki Yeong Kim apostó por una alternativa diferente. En lugar de utilizar nanohilos sólidos de silicio, desarrolló nanotubos huecos capaces de modificar el comportamiento térmico del material a escala nanométrica.
Las pruebas mostraron que esta nueva estructura reduce la conductividad térmica en aproximadamente un 70% respecto de los diseños convencionales. Además, los nanotubos lograron mantener temperaturas hasta un 33% más bajas incluso cuando presentaban la misma superficie que los cables sólidos.
La mejora se explica por un fenómeno conocido como localización de fonones. Los fonones son las vibraciones atómicas responsables de transportar calor dentro de un material. En los nanotubos huecos, esas vibraciones quedan atrapadas en regiones específicas, dificultando la transferencia térmica y favoreciendo la captura de energía.
Uno de los principales atractivos del desarrollo es que utiliza silicio, el mismo material que domina la industria mundial de semiconductores. Esto permite aprovechar procesos de fabricación ya existentes y reduce la dependencia de minerales estratégicos o de difícil acceso.
Los investigadores destacaron que la compatibilidad con la infraestructura actual de producción de chips podría acelerar la llegada de esta tecnología al mercado. Además, ofrecería una cadena de suministro más estable en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas y problemas de abastecimiento de materias primas.
Si logra escalarse industrialmente, el sistema podría integrarse en centros de datos, sistemas de almacenamiento energético y fábricas para reutilizar parte del calor que hoy se pierde. En un escenario donde la inteligencia artificial incrementa el consumo energético global, convertir ese desperdicio térmico en electricidad aparece como una de las soluciones más prometedoras para mejorar la eficiencia de la infraestructura digital.
Después de casi siete años bajo un estricto cepo cambiario, las empresas del sector energético con capitales extranjeros han retomado en 2026 la transferencia de dividendos al exterior. Tres petroleras confirmaron que ya están enviando utilidades a sus casas matrices fuera del país, un movimiento que no ocurría desde septiembre de 2019, cuando se restableció la restricción cambiaria.
Según replicó Infobae, esta reactivación fue posible gracias a la Comunicación “A” 8226 emitida por el Banco Central el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de ese mes. La normativa habilita a las entidades financieras a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para girar divisas en concepto de utilidades y dividendos, pero solo para ganancias generadas en ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2025. El saldo histórico acumulado durante los años del cepo permanece bloqueado.
Datos oficiales del Banco Central revelan que en marzo de 2026 los egresos por utilidades y dividendos sumaron USD 869 millones, de los cuales USD 460 millones correspondieron al sector energético, más de la mitad del total. En abril, el monto total fue de USD 365 millones, con USD 107 millones aportados por esa misma industria. Estas cifras evidencian que el canal para repatriar ganancias ya está en funcionamiento.
Entre las compañías que operan en Argentina y realizan estas transferencias se encuentran multinacionales como TotalEnergies, Chevron y Shell, además de algunas firmas argentinas radicadas en el exterior.
El cepo cambiario fue reinstaurado el 1° de septiembre de 2019 tras la derrota electoral del gobierno anterior. Desde entonces, el Banco Central limitó severamente el giro de utilidades al exterior, lo que impactó en las decisiones de inversión de muchas empresas. Algunas optaron por desacelerar sus planes o reinvertir localmente sus ganancias debido a la imposibilidad de repatriar dividendos.
Con la asunción del gobierno de Javier Milei en diciembre de 2023, comenzó un proceso gradual de desarme del cepo. En abril de 2025 se eliminaron restricciones para personas físicas, pero para las empresas los controles cambiarios permanecieron. El presidente del Banco Central, Santiago Bausili, afirmó en mayo de 2026 que el organismo prioriza “el funcionamiento del comercio exterior” y no la eliminación de las restricciones para personas jurídicas.
Actualmente, las empresas siguen sin poder comprar divisas para atesoramiento, y mantienen restricciones en operaciones financieras con vinculadas o pagos por servicios, además de la vigencia de la “restricción cruzada” que limita la compra de dólares en diferentes mercados durante 90 días.
Asimismo, en mayo de 2025 el Banco Central endureció controles para evitar que las empresas emitieran deuda en dólares a corto plazo con el fin de acceder al MULC, extendiendo de seis a dieciocho meses el plazo mínimo entre emisión y acceso al mercado oficial para pagos de capital.
Más allá del monto movilizado, la reapertura del canal para girar dividendos representa un avance fundamental para la industria energética, especialmente para proyectos de largo plazo en Vaca Muerta, donde la posibilidad de repatriar utilidades es un factor clave para justificar inversiones ante las casas matrices.
El primer ministro y jefe de la diplomacia de Qatar, Mohamed bin Abdulrahmán al-Zani, informó que el país retomará en pocas semanas su producción habitual de gas natural licuado (GNL), luego de la paralización sufrida por daños en sus plantas durante el reciente conflicto bélico en la región.
El funcionario indicó que, a excepción de la infraestructura directamente afectada, el bombeo se normalizará casi por completo en el corto plazo. QatarEnergy, la empresa estatal, está activamente preparando la reanudación de las operaciones habituales tan pronto como se estabilice la situación en el estrecho de Ormuz, un paso marítimo estratégico para las exportaciones.
“Nuestros equipos llevan movilizados varias semanas”, destacó el primer ministro, subrayando el despliegue técnico y operativo que se mantiene para superar las consecuencias del ataque con drones a la megaestructura de licuefacción de Ras Laffan, ocurrido apenas cuatro días después del inicio del conflicto.
Como consecuencia del ataque, QatarEnergy activó la cláusula de “fuerza mayor” para liberarse de responsabilidades contractuales y anticipó retrasos en el proyecto para expandir el yacimiento North Field, cuyo objetivo es aumentar la capacidad de producción anual de 77 a 126 millones de toneladas para 2027.
En el contexto de las tensiones regionales, Qatar ha actuado como mediador clave en las negociaciones entre Washington y Teherán, junto a Pakistán. Tras la firma de un memorando de entendimiento para poner fin a las hostilidades, el país ha comenzado a preparar sus buques metaneros para reanudar las exportaciones.
El primer ministro prevé que la circulación comercial por el estrecho de Ormuz se restablezca paulatinamente en las próximas semanas, aunque aclaró que QatarEnergy mantendrá la condición de “fuerza mayor” hasta confirmar que las condiciones de seguridad y operativas estén plenamente garantizadas.
Esta medida es fundamental para la administración estadounidense, que busca evitar un desabastecimiento energético global, dado que Qatar es el segundo exportador mundial de GNL. La normalización de estas operaciones es clave para la estabilidad del mercado internacional del gas.
La Secretaría de Energía autorizó a YPF a iniciar la construcción de un gasoducto que conectará áreas productivas clave de Vaca Muerta mediante una traza que atraviesa el sistema hidroeléctrico Cerros Colorados. La obra, aprobada por la Resolución 141/2026, forma parte del paquete de inversiones destinadas a reforzar la infraestructura de transporte de gas en la cuenca neuquina.
El proyecto, denominado Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO, vinculará los bloques La Angostura I y II con la concesión Loma La Lata–Sierra Barrosa, uno de los nodos centrales de la ventana gasífera.
La conexión permitirá optimizar la evacuación de producción y mejorar la integración operativa entre áreas de alta productividad, en un contexto de expansión de la actividad no convencional.
La traza incluye el cruce del dique Planicie Banderita y sectores concesionados al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, lo que incorpora exigencias técnicas adicionales.
El Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP) estableció condiciones específicas para los tramos ubicados por debajo de los niveles máximos del embalse Mari Menuco, con monitoreo estructural y reportes periódicos durante toda la ejecución.
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La autorización quedó sujeta al cumplimiento del Informe Ambiental aprobado por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, que impuso obligaciones operativas como la instalación de válvulas de corte en cruces bajo cuerpos de agua, la contratación de un seguro ambiental y la ejecución del plan de saneamiento asociado al incidente LLL‑401 en Loma La Lata.
La concesionaria hidroeléctrica recibirá una caución juratoria para cubrir eventuales daños durante la obra.
La Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) concluyó que el proyecto no generará impactos significativos sobre el manejo de aguas, aunque exigió medidas preventivas reforzadas debido a la sensibilidad hídrica del área.
La intervención simultánea de organismos energéticos, ambientales e hídricos configura un esquema de control integral para una obra que combina infraestructura gasífera y cruce de instalaciones estratégicas.
La construcción del gasoducto se integra al proceso de ampliación de capacidad de transporte que acompaña el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.
La conexión entre áreas operativas y sistemas colectores refuerza la infraestructura interna de la cuenca y sostiene el desarrollo de la ventana gasífera neuquina, en línea con el programa de inversiones de YPF para los próximos años.
El aumento de la actividad energética impulsa a las empresas proveedoras de Vaca Muerta a incorporar herramientas del mercado de capitales para financiar capital de trabajo, ampliar capacidad operativa y sostener el ritmo de inversión que demanda la cadena de valor.
La dinámica de perforación, completación, logística y servicios industriales requiere recursos inmediatos para adquirir equipamiento, incorporar tecnología y atender contratos de mayor escala.
Frente a un esquema operativo que combina ciclos de cobro extendidos y necesidades crecientes de liquidez, las pymes del sector recurren a instrumentos como obligaciones negociables PyME, cheques de pago diferido, pagarés bursátiles, facturas de crédito electrónicas y garantías de sociedades de riesgo.
Estas herramientas permiten anticipar flujos, ordenar el financiamiento de corto plazo y acceder a condiciones más flexibles que las disponibles en el crédito bancario tradicional.
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El crecimiento del número de cuentas de inversión y la mayor participación de inversores institucionales amplían el volumen de recursos disponibles para canalizar hacia proyectos productivos.
En jornadas vinculadas al desarrollo de proveedores energéticos se destacó que la profundidad del mercado de capitales facilita la financiación de equipamiento, insumos y servicios críticos para la operación diaria de la industria.
La expansión de Vaca Muerta exige inversiones continuas en equipos, transporte, infraestructura de superficie y capacidad logística. La utilización de instrumentos bursátiles se consolida como un complemento relevante para sostener la actividad de empresas que deben responder a una demanda creciente y a proyectos cada vez más exigentes en escala y competitividad.
El financiamiento a través del mercado de capitales se integra así al esquema operativo de la cadena de valor energética, aportando herramientas que permiten acompañar el crecimiento del sector y fortalecer la capacidad de respuesta de proveedores industriales y de servicios especializados.
La cadena de valor energética opera hoy con mayor nivel de actividad y menor capacidad ociosa, en un contexto marcado por más de USD 140.000 millones en proyectos energéticos y mineros en ejecución, aprobados o en etapa avanzada de planificación.
El relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) correspondiente al primer trimestre de 2026 muestra que el 52% de las pymes industriales del sector trabaja con ociosidad baja o nula —entre 0% y 25%— frente al 34% registrado a fines de 2025. Los niveles medios de ociosidad descendieron del 51% al 38% y los críticos, del 16% al 10%.
El aumento de actividad se explica por la continuidad de operaciones en Vaca Muerta y por la expansión de infraestructura asociada. En el primer trimestre, la perforación registró entre 41 y 43 equipos activos, un nivel estable para la industria local, mientras que las operaciones de completación alcanzaron máximos históricos.
En marzo, YPF realizó 1.116 etapas de fractura y los principales prestadores de servicios —Halliburton, Schlumberger, Calfrac, Tenaris y Weatherford— concentraron más de 2.600 etapas adicionales. La cuenca Neuquina representó el 84% de los rigs activos y el 97% de las operaciones de completación.
El relevamiento pyme indica que la mayor utilización de capacidad no elimina las presiones operativas. El 47% de las empresas reportó afectaciones en su dotación de personal, con ajustes que incluyen despidos (31%), reducción de turnos (15%) y suspensiones puntuales.
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En materia contractual, el cumplimiento de plazos mejoró del 39% al 53%, mientras que los pagos demorados entre 3 y 6 meses bajaron del 54% al 37%. Sin embargo, las demoras superiores a seis meses aumentaron del 7% al 11%. Las actualizaciones tarifarias continúan rezagadas: solo el 38% accede a revisiones adecuadas y el 44% lo hace bajo condiciones desventajosas.
El entorno macro del sector está definido por la ejecución de obras de transporte —Oleoducto Vaca Muerta Sur, ampliaciones de Oldelval, reversión del Gasoducto Norte— y por proyectos industriales de gran escala como el desarrollo de líquidos de gas natural (NGL) de TGS y las iniciativas de gas natural licuado.
Estos proyectos, junto con la expansión minera en cobre y litio, conforman un portafolio de inversiones que supera los USD 140.000 millones y sostiene la demanda de bienes industriales, servicios especializados y equipamiento.
El cuadro que surge de los informes del GAPP es el de una cadena de valor que opera con mayor actividad y menor ociosidad, impulsada por obras e inversiones de escala estructural. La expansión no es homogénea, pero la tendencia general es ascendente y está asociada a un ciclo de inversión energética y minera sin precedentes en volumen y alcance.
Pluspetrol avanzó con una nueva emisión de Obligaciones Negociables (ON) en dólares, con vencimiento de hasta 12 años, bajo su programa global de deuda por hasta USD 3.000 millones.
La operación forma parte de un esquema de financiamiento destinado a sostener inversiones productivas, capital de trabajo, adquisiciones y refinanciación de pasivos, en un contexto de fuerte expansión de la actividad no convencional.
La compañía busca alcanzar un volumen de financiamiento cercano a USD 500 millones, orientado a proyectos de infraestructura y desarrollo en Vaca Muerta.
La emisión en dólares y a plazos extendidos refleja la capacidad del sector energético para acceder a financiamiento de largo plazo, respaldado por activos que generan flujos en moneda dura y por un portafolio de proyectos de escala.
Pluspetrol es uno de los operadores con mayor presencia en la cuenca neuquina tras la incorporación de activos y el avance de desarrollos clave.
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Entre ellos se destacan Bajo del Choique–La Invernada y La Calera, dos áreas que concentran parte del crecimiento de la compañía y que requieren inversiones continuas en perforación, completación, plantas de tratamiento, ductos internos y sistemas de evacuación.
El financiamiento permitirá avanzar en la construcción de instalaciones de superficie, adquisición de equipos, desarrollo de nuevos pozos y mejoras logísticas, además de fortalecer el capital de trabajo para sostener contratos de servicios y abastecimiento de insumos críticos.
La estructura de deuda también contempla la refinanciación de obligaciones previas, con el objetivo de extender plazos y reducir costos financieros.
La expansión de Pluspetrol se inscribe en un ciclo de inversión que exige infraestructura adicional para acompañar el aumento de la producción. El crecimiento del shale demanda capacidad de tratamiento, almacenamiento y transporte, así como la integración con los sistemas troncales y los proyectos de ampliación en curso.
La emisión de ON se alinea con ese proceso y consolida la estrategia financiera de la compañía en la cuenca.
La actividad no convencional en West Texas volvió a ser utilizada como referencia para analizar el desarrollo de Vaca Muerta. La Cuenca Pérmica, con epicentro en Midland y Odessa, opera con un sistema consolidado de producción, infraestructura y servicios que permite sostener volúmenes cercanos a los 5 millones de barriles diarios, mientras que la producción argentina ronda los 800 mil barriles por día, con la cuenca neuquina como principal motor.
Desde el punto de vista técnico, ambas regiones comparten el modelo de desarrollo basado en perforación horizontal, fractura multietapa y pads de alta densidad.
Las tecnologías aplicadas en Neuquén derivan en gran medida del know-how desarrollado en West Texas, donde el fracking permitió reactivar una zona que ya contaba con décadas de actividad convencional.
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La diferencia central se encuentra en la escala y en la infraestructura acumulada. La Pérmica opera con una red extensa de oleoductos, plantas de tratamiento, midstream integrado, rutas adaptadas al tráfico industrial y servicios urbanos consolidados.
La actividad se extiende desde Big Spring hasta Pecos y parte de Nuevo México, conformando un corredor energético continuo.
En Neuquén, el desarrollo avanza con obras como el sistema Vaca Muerta Oil Sur, la ampliación de Oldelval, los proyectos de gasoductos y la expansión de plantas de tratamiento y logística. Añelo funciona como polo operativo, con infraestructura en crecimiento y servicios que se adaptan a la dinámica de la actividad.
La comparación entre Midland y Añelo permite dimensionar el nivel de inversión, infraestructura y densidad operativa que caracteriza a la Cuenca Pérmica, y ubicar a Vaca Muerta dentro de un proceso de expansión que combina avances técnicos con obras en ejecución para sostener mayores volúmenes de producción.
A tres años de su puesta en marcha, un nuevo informe elaborado por la Fundación Encuentro sobre el Gasoducto Perito Moreno (ex Presidente Néstor Kirchner) reveló que por cada dólar invertido, la Argentina ahorró casi cuatro en divisas.
De acuerdo a la publicación, la puesta en marcha de la obra provocó un retorno de 3,97 veces sobre una inversión de USD 2.300 millones, sin IVA y consideró que se trató de “un impuesto que, en toda obra pública, vuelve a las arcas del propio Estado”.
“El Gasoducto Néstor Kirchner es la prueba concreta de un proyecto nacional de largo plazo, planificado y ejecutado con eficacia bajo la conducción del por entonces ministro de Economía, Sergio Massa”, indicó la entidad en un comunicado.
Además, destacó que la iniciativa se construyó en apenas diez meses, precisamente en 302 días, con el 81% de la obra realizada por la industria argentina y la coordinación operativa de Agustín Gerez al frente de Energía Argentina (ENARSA). La obra fue el resultado de una coordinación directa entre Sergio Massa, la secretaria de Energía Flavia Royón y el área ejecutante. Según Fundación Encuentro, el proyecto “sintetiza un modelo de país: el que beneficia tanto al entramado productivo nacional como a las familias argentinas, abaratando los costos energéticos de las industrias y de los hogares“.
Los números que revela el informe son contundentes. En estos tres años, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ a la red y permitió un ahorro acumulado de USD 9.122 millones en sustitución de importaciones: GNL en barco, gasoil, gas de Bolivia, fueloil y energía comprada a Brasil y Uruguay. Cada rubro es una factura en dólares que el país dejó de pagar.
Este rumbo tuvo reconocimiento dentro y fuera del país. Cuando se proyectaba la obra, fue Sergio Massa quien presentó el plan energético argentino ante las principales petroleras del mundo en el Baker Institute de la Universidad de Rice, en Houston, donde el programa de energía de la institución calificó la estrategia de “meritoria” y “acorde con el potencial de Vaca Muerta“. “Era el respaldo a una idea potente: dotar al país de reglas claras para desarrollar sus recursos como política de Estado, más allá de los gobiernos de turno”, indicó Fundación Encuentro.
“El gasoducto no resolvió por sí solo toda la dependencia: en invierno todavía importamos, porque resta ejecutar la segunda etapa de la obra, que estaba proyectada, pero que frenó el actual gobierno nacional. Pero sí, se dio un paso decisivo hacia la soberanía energética, esa que se mide en lo concreto, la que permite que las familias paguen un precio más justo por la energía, que la calefacción siga siendo un derecho y no un privilegio, y que el trabajo se multiplique”, analizó.
Por último, el gasoducto destrabó el verdadero activo, Vaca Muerta, que hoy sostiene 12.750 puestos de trabajo, sumados a los 48.800 que movilizó la obra. “Por eso el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es, antes que nada, una demostración de lo que puede la obra pública cuando hay un Estado presente que planifica y ejecuta. En este proyecto hubo decisión política, gestión y eficacia presupuestaria, bajo el liderazgo de Sergio Massa, puestas a producir para el país. Esa es la defensa concreta de los recursos de los argentinos”, remarcó.
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) revisó a la baja sus proyecciones de demanda mundial de petróleo para 2026 y sostuvo que el menor consumo amortiguó el impacto de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales. En ese contexto, las estimaciones para el Brent continúan ubicándose por encima de los valores de equilibrio requeridos por los desarrollos de Vaca Muerta, aunque la rentabilidad seguirá condicionada por el régimen fiscal y las inversiones en infraestructura.
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo atribuyó esa revisión a los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de crudo y las políticas implementadas por distintos gobiernos para moderar el consumo, especialmente en Asia. Como resultado, la demanda global promedió un millón de barriles diarios menos que el año anterior.
Ese menor consumo actuó, según la EIA, como un factor de contención frente al impacto que generaron las interrupciones del suministro desde Oriente Medio a través del estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales del petróleo. En ese sentido, el informe advirtió que cualquier escenario que contemplara una recuperación plena de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.
El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en la producción como en el transporte de crudo. Los productores de Oriente Medio redujeron su oferta en más de 11 millones de barriles diarios, situación que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercero. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.
En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción en Oriente Medio.
La evolución de las cotizaciones reflejó esa dinámica. El organismo explicó que el Brent retrocedió en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el barril promedió US$ 105 debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Una vez restablecidos los flujos de suministro, la EIA proyectó que el Brent promediará US$ 79 por barril en 2027.
Las restricciones en Ormuz también modificaron el comercio energético estadounidense. La menor disponibilidad de crudo en los mercados internacionales incrementó la demanda por petróleo de Estados Unidos y llevó las exportaciones netas de crudo y derivados a un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril, nivel que prácticamente se mantuvo durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y combustible aeronáutico JP-1. Para el conjunto de 2026, la EIA estimó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, es decir, 1,4 millones más que en 2025.
En paralelo, el precio spot del gas natural Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril, impulsado por una mayor demanda del sector eléctrico asociada a temperaturas más elevadas. Sin embargo, el crecimiento de la oferta continuó superando al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, la EIA estimó un valor promedio de US$ 3,34 por MMBtu, prácticamente en línea con el registrado durante el mismo período de 2025.
Las proyecciones macroenergéticas del organismo indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzará US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, para luego retroceder hasta US$ 79 en 2027.
¿Qué implican esos precios para Vaca Muerta?
Las proyecciones internacionales adquieren especial relevancia para Argentina porque permiten dimensionar el nivel de precios que necesita Vaca Muerta para sostener la rentabilidad de sus desarrollos. En ese sentido, un informe elaborado por Aleph Energy calculó que un pozo tipo requiere un precio del barril Brent de entre US$ 48 y US$ 61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, dependiendo del régimen fiscal aplicable y de la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinaron la aplicación del RIGI con los distintos costos de desarrollo.
El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyectó una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destacó que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.
En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$ 14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A ello se suman costos operativos de US$ 6 por barril, transporte por US$ 3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo esas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$ 51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones únicamente durante los primeros dos años reducen ese umbral hasta US$ 48 por barril.
Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones— el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$ 61 por barril sin RIGI y desciende a US$ 57 con el régimen de incentivos.
Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$ 13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente evidencia el peso que tienen, en conjunto, la política fiscal y las inversiones en infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta. De esta manera, los precios internacionales proyectados por la EIA se ubican por encima de los umbrales de rentabilidad calculados para los proyectos argentinos, aunque la viabilidad económica continúa dependiendo del esquema tributario y de la magnitud de las inversiones complementarias que requiera cada desarrollo.
La EIA proyectó una menor demanda de petróleo y anticipó un impacto limitado de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo sostuvo que los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de petróleo y las políticas implementadas por distintos gobiernos desaceleraron el consumo, especialmente en Asia, lo que derivó en una demanda global promedio de un millón de barriles diarios menos que la registrada el año anterior.
Según la EIA, esta menor demanda limitó el impacto que las interrupciones en el suministro desde Oriente Medio, a través del estrecho de Ormuz, ejercieron sobre los precios internacionales del crudo.
Según el Informe, cualquier escenario que contemplara una recuperación total de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.
El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en producción como transporte. Los productores de Oriente Medio redujeron su producción en más de 11 millones de barriles diarios, lo que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercer trimestre. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.
En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial de petróleo cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción de crudo en Oriente Medio.
Respecto de los precios, el organismo explicó que las cotizaciones del Brent retrocedieron en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el Brent promedió 105 dólares por barril debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Para 2027, la EIA proyectó un precio promedio de US$ 79 por barril, una vez restablecidos los flujos de suministro y la producción petrolera.
El informe también señala que el comercio exterior de Estados Unidos y señaló que el bloqueo incrementó la demanda por petróleo estadounidense.
Como resultado, las exportaciones netas de crudo y derivados alcanzaron un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril y se mantuvieron cerca de ese nivel durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y JP1 aeronáutico. Para 2026, la EIA proyectó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, lo que representó un aumento de 1,4 millones respecto de 2025.
En el mercado del gas natural, el precio spot de Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril. El incremento respondió al aumento de la demanda del sector eléctrico provocado por temperaturas más elevadas. No obstante, la EIA señaló que la oferta continuó creciendo a un ritmo superior al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, el organismo estimó un precio promedio de 3,34 dólares por MMBtu, similar al observado durante el mismo período de 2025.
Las proyecciones macroenergéticas de la EIA indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzaría US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, y descendería hasta US$ 79 en 2027.
¿Y el costo argentino?
Un informe de la consultora Aleph Energy calculó que un pozo tipo de Vaca Muerta requiere un precio del barril Brent de entre US$48 y US$61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, según el régimen fiscal y la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinan la aplicación del RIGI y los costos de desarrollo del proyecto.
El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyecta una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destaca que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.
En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A esto se suman costos operativos de US$6 por barril, transporte por US$3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo estas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones solo durante los primeros dos años permiten bajar ese umbral a US$48 por barril.
Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones—, el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$61 por barril sin RIGI y se reduce a US$57 con el régimen de incentivos.
Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente refleja el impacto combinado que tienen el régimen fiscal y la infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.
El gobierno informó que las 37 empresas que participaron de la licitación, presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a US$ 8.200 millones.
La apertura de los sobres económicos de la licitación de Alma SADI para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica con baterías en distintos nodos críticos del país arrojó un precio promedio ponderado de US$ 8361 por MW por mes entre las 20 ofertas más competitivas que van a ser adjudicadas, un 33% por debajo de los US$ 12.500 establecido como precio máximo en la convocatoria.
El precio mínimo fue de US$ 7397 por MW por mes. Lo ofertó Genneia para el nodo de conexión Bragado con una potencia máxima de 100 MW. En el otro extremo, siempre dentro de las 20 ofertas más competitivas, aparece DQD Energy BESS con US$ 9705 por MW por mes con una potencia máxima oferta de 10 MW.
Entre las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW, DQD Enery BESS sumó ocho, Genneia siete, 360 Energy Solar S.A. tres, Aluar una e Intermepro Generación otra, según el detalle recopilado por la consultora AIRES Renewables.
El total de ofertas sumó 8230 MW
El gobierno informó que las 37 empresas que participaron de la licitación, presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a US$ 8.200 millones. De esos 8230 MW ofertados se adjudicarán las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW.
“El fuerte nivel de ofertas —más de 11 veces el objetivo licitado— confirma el interés del sector privado, nacional e internacional, por invertir en infraestructura energética en la Argentina”, aseguró la Secretaría de Energía.
Distribución de las ofertas por región
Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y de la provincia de Buenos Aires, sin el Área Metropolitana de Buenos Aires porque el año pasado ya se llevó adelante la licitación AlmaGBA para instalar baterías en las áreas de Edenor y Edesur.
La distribución de los proyectos registró mayor concentración de potencia ofertada en NEA: Chaco y Formosa (1.790 MW, 62 proyectos), Buenos Aires (1.960 MW, 42 proyectos) y NOA (1.435 MW, 37 proyectos), además de presentaciones en Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.
Cómo sigue el proceso
Con la apertura de los sobres económicos ya completada, Cammesa avanzará con la evaluación final de las ofertas, previo a la adjudicación de los 700 MW objetivo –en los hechos terminarán siendo 718 MW– prevista para los primeros días de julio.
En el gobierno destacan que el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio.
“Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, concluyó la Secretaría de Energía.
El protocolo de contingencia buscamejorar la respuesta ante contingencias severas a partir de la cooperación entre las distribuidoras de energía.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) anunció la puesta en marcha del Protocolo Asistencia Recíproca en Contingencias (ARC), con el objetivo de minimizar el impacto en el servicio de energía provocados por fenómenos climáticos extremos, desastres naturales o sucesos técnicos mayores.
A través de esta iniciativa, las 50 empresas del sector nucleadas en la entidad -ya sean privadas, públicas o cooperativas del segmento de distribución eléctrica- establecen un mecanismo coordinado para mejorar la respuesta ante contingencias severas y acelerar la normalización del servicio eléctrico.
En la presentación de la iniciativa se explicó que el Protocolo ARC establece, por primera vez, un marco de colaboración formal y solidario entre las distribuidoras del país. El protocolo define los procedimientos para la solicitud, coordinación y provisión de asistencia entre empresas, en aquellos casos en que una contingencia supere la capacidad operativa de una distribuidora para la normalización del servicio público.
En qué consiste el protocolo: sus lineamientos más importantes
Claudio Bulacio (Adeera), Esteban Klymenko (Edesur), Gabriel Scorolli (Edenor), Eduardo Bonavita (Desa), Enrique Carvajal (Edemsa) y Leonardo Cabezas (Edelap) tras la firma del protocolo.
El cambio climático intensificó la frecuencia de tormentas severas, olas de calor extremo y fuertes vientos que dañan las redes de Alta y Media Tensión. Ante estos escenarios, se explicó, la velocidad de respuesta es vital. El Protocolo ARC tiene como gran objetivo fortalecer la respuesta del sector energético garantizando asistencia en momentos que están fuera de la habitualidad.
«Con el Protocolo ARC estamos dando un paso importante en la coordinación del sector, estableciendo un esquema claro para la asistencia entre distribuidoras. Esto nos permite mejorar la capacidad de respuesta ante eventos severos y actuar de manera más eficiente en la restitución del servicio», destacó Gabriel Scorolli, Coordinador de la Comisión Técnica de Mantenimiento de ADEERA.
«Para garantizar que la ayuda no quede solo en un papel y se traduzca en soluciones reales en la vía pública, establecieron una serie de lineamientos operativos y de coordinación», resaltó Adeera. ¿Cuáles son esos lineamientos?
El primero de ellos está orientado a la designación de contactos operativos con disponibilidad permanente, quienes son los responsables de gestionar solicitudes de asistencia.
También se implementan procedimientos de solicitud y respuesta con identificación de recursos requeridos y evaluación de disponibilidad por parte de las distribuidoras.
Se decide una coordinación centralizada, por la cual ADEERA funcionará como el nodo inteligente que recibirá las alertas, evaluará el volumen de daños y coordinará qué empresas tienen la capacidad logística de enviar soporte técnico.
Finalmente, las distribuidoras que atienden a 15 millones de usuarios en todo el país acordaron que para dar previsibilidad al mercado, el protocolo fija reglas claras de reembolso de viáticos y costos operativos entre las compañías en un plazo de 30 días posteriores a la emergencia.
El protocolo ARC, que cuenta con adhesión voluntaria, establece que la asistencia mutua se mantendrá activa hasta la recuperación de condiciones operativas normales del servicio, la mitigación de riesgos en la vía pública para la seguridad de los ciudadanos y se realice una evaluación técnica de cierre. Posteriormente, las empresas se reunirán en comisión para evaluar el desempeño y seguir perfeccionando los tiempos de respuesta.
Anteriormente la colaboración era espontánea y hay antecedentes entre las distribuidoras socias de Adeera. Hoy, con el lanzamiento del Protocolo ARC, «el mercado de la distribución eléctrica en Argentina da un paso formal en mejorar la calidad servicio del sector de forma sistémica y la cooperación para cuidar la prstación hacia el usuario final», se aseguró.
En la Argentina existen 525.538 empresas activas, de las cuales el 98% son PyMEs y generan el 50% del empleo asalariado registrado
El 27 de junio se celebra el Día Internacional de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas, un reconocimiento al papel fundamental que cumplen en las economías de todo el mundo. En la Argentina, según un informe de la Universidad del CEMA publicado en abril de 2025, existen 525.538 empresas activas, de las cuales el 98% son PyMEs y generan el 50% del empleo asalariado registrado. Dentro de ese universo, se estima que alrededor de 50.000 pertenecen al sector industrial.
Más allá de las estadísticas, existe una dimensión menos visible pero igualmente relevante: el impacto social, educativo y tecnológico que las PyMEs generan en las comunidades donde desarrollan sus actividades.
La PyME industrial argentina es mucho más que una planta productiva. Detrás de la fabricación de equipamiento, servicios de ingeniería, desarrollos metalúrgicos o componentes para sectores estratégicos como Oil & Gas, existe una red que articula empleo, formación técnica, proveedores locales, innovación y desarrollo regional.
En un contexto en el que la Argentina se prepara para concretar grandes proyectos energéticos y mineros con un horizonte exportador sin precedentes, la integración de la industria nacional a las cadenas de valor aparece como un factor clave para transformar el potencial de los recursos naturales en desarrollo económico sostenible.
La experiencia de Valmec, empresa especializada en válvulas, accesorios, automatización y sistemas de control para fluidos orientados principalmente a la industria hidrocarburífera, permite comprender cómo ese círculo virtuoso se construye en la práctica.
La PyME como motor de desarrollo local
Leandro Tercic, gerente general de Valmec S.A., representa la segunda generación de una historia empresarial iniciada por su padre, Juan Tercic, quien fundó la compañía en 1976 con apenas 27 años.
“Por la fuerza y las ganas de emprender en una época en que las cosas eran muy diferentes a hoy en día”, recuerda Leandro sobre los comienzos de la empresa.
Como ocurre con muchas PyMEs argentinas, la continuidad nunca estuvo garantizada. Según relata Tercic, una década después de su fundación, su padre atravesó el dilema que enfrentan numerosos emprendedores en el país.
“Es como cruzar el río, alcanzar el medio y dudar en si volver de donde saliste o llegar al otro lado, sin saber lo que te espera”, describe.
La decisión de continuar permitió consolidar una compañía que hoy cuenta con un complejo industrial de 9.000 metros cuadrados en Tortuguitas, más de 1.000 HP de potencia instalada, maquinaria de última generación, certificaciones internacionales, presencia operativa en Neuquén y una dotación superior a los 100 trabajadores.
A diferencia de las grandes corporaciones, la PyME industrial suele construir vínculos estrechos con su entorno. En Valmec conviven empleados con más de 35 años de antigüedad junto a jóvenes profesionales incorporados en los últimos años, reflejando una baja rotación y un fuerte arraigo territorial.
Parte de esta realidad responde a una política de responsabilidad social asumida por la empresa. Tercic asegura que existe un compromiso de evitar despidos incluso en períodos de crisis o caída de la actividad.
Además, la firma implementó un sistema de créditos internos sin interés para que sus trabajadores puedan construir, ampliar o adquirir su primera vivienda o vehículo.
“Estamos convencidos de que podemos cambiar radicalmente la vida de las personas que están con nosotros y eso tiene un impacto muy positivo en la sociedad”, afirma.
Formación técnica: una inversión estratégica
La disponibilidad de recursos humanos especializados es uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente la industria nacional.
En ese contexto, Valmec desarrolló alianzas con escuelas técnicas de su zona para incorporar estudiantes de último año a través de prácticas profesionalizantes. Muchos de esos jóvenes terminan integrándose posteriormente a la compañía.
La iniciativa se complementa con un programa propio denominado “Incentivo Universitario”, mediante el cual la empresa otorga una beca anual equivalente a un salario adicional para aquellos empleados que cursen carreras vinculadas con la producción industrial, como ingenierías o diseño.
El beneficio también alcanza a los hijos de los trabajadores, quienes reciben el 50% de la beca y mantienen la cobertura médica prepaga hasta finalizar sus estudios.
El esquema refleja cómo numerosas PyMEs industriales no sólo se nutren del sistema educativo argentino, sino que participan activamente en la formación de nuevas generaciones de profesionales y técnicos.
Innovación e industria nacional para competir
La competitividad de la industria local frente a productos importados es uno de los debates recurrentes dentro del sector manufacturero argentino.
En el caso de Valmec, la estrategia para sostenerse en mercados exigentes estuvo basada en la inversión permanente en investigación y desarrollo. La compañía cuenta con equipos dedicados a la mejora continua, herramientas de diseño avanzado e impresión 3D aplicada al prototipado de soluciones industriales.
Además, desarrolla proyectos conjuntos con la Universidad Nacional de Hurlingham en el marco de programas provinciales orientados a incorporar nuevas tecnologías para mejorar la productividad.
Esta combinación de conocimiento, innovación y cercanía con los clientes permite responder a requerimientos específicos de la industria energética y competir con productos provenientes de mercados asiáticos.
“Hoy en día competir con productos que vienen de afuera te demanda ser muy ágil, flexible y productivo, para alcanzar una solución lo más rápido posible, ser más eficiente y que tus costos estén bajos para poder tener un precio competitivo”, sostiene Tercic.
No obstante, advierte que la presión sobre los márgenes dificulta sostener el ritmo de inversión necesario para ampliar capacidades productivas, incorporar personal o profundizar los procesos de innovación.
“El tener que adaptarse a márgenes de precio establecidos por el mercado muchas veces hace difícil ser rentables para continuar invirtiendo en innovación, ampliar capacidades o incorporar personal”, señala.
El desafío de integrar a las PyMEs en el crecimiento energético
El contexto actual continúa siendo desafiante para buena parte de la industria nacional. De acuerdo con el último relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), el 55% de las empresas industriales relevadas opera por debajo del 75% de su capacidad instalada, mientras que el 17% declaró haber realizado despidos entre abril y mayo.
Para Tercic, existe una paradoja entre el crecimiento de sectores estratégicos como Oil & Gas y la realidad que atraviesan numerosos proveedores industriales.
“Hoy la Argentina tiene una balanza comercial muy positiva, están entrando más dólares de los que se van, pero no se ve reflejado en los niveles de trabajo ni de facturación de las empresas”, afirma.
En ese marco, plantea la necesidad de que las grandes operadoras que impulsan proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) fortalezcan su vínculo con los proveedores locales y confíen en las capacidades desarrolladas por la industria nacional durante más de un siglo de historia hidrocarburífera.
La discusión excede el desempeño de una empresa en particular. Se trata de definir cuánto valor agregado, empleo calificado, innovación y desarrollo territorial podrá capturar Argentina a partir de las inversiones energéticas y mineras que se proyectan para los próximos años.
A pesar de las dificultades coyunturales, Tercic mantiene una mirada optimista sobre el futuro del sector.
“Hay un motivo por el cual estar orgullosos y tener el deseo de evolucionar y crecer hacia adelante. El argentinismo que tenemos, que a veces solo aparece en los mundiales, también está en el día a día de todos aquellos que salen a trabajar. Hay una oportunidad entre todos”, concluye.
En un país que busca convertir sus recursos naturales en una plataforma de crecimiento sostenido, las PyMEs industriales continúan siendo uno de los eslabones fundamentales para que esa oportunidad se transforme en desarrollo económico, innovación tecnológica y progreso social.
La Legislatura de Neuquén aprobó con 27 votos de 35 el acuerdo con YPF para desarrollar el GNL.
La Legislatura de Neuquén aprobó este miércoles a la noche, por mayoría, el proyecto que ratifica el acta acuerdo entre la Provincia e YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. Se trata de un paso clave para el proyecto Argentina LNG que lidera la petrolera nacionalizada, que ahora deberá concretar la Decisión Final de Inversión (FID) en los próximos 24 meses para que estas condiciones se mantengan.
El oficialismo de Rolando Figueroa obtuvo un holgado resultado en el recinto, pese al ruido que había generado en los últimos días la oposición de sectores políticos y gremiales al convenio que será punta de lanza para que el país pueda convertirse en un exportador de peso en el mercado internacional del gas.
Será, además, un precedente para que el gobierno provincial negocie con todas las operadoras que presenten proyectos para la producción de GNL. «Cada proyecto tendrá su acta acuerdo», había anticipado a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele.
El gobierno tenía 25 votos asegurados, pero se procuró sumar otros dos durante el transcurso de la semana para ampliar el resultado a favor: el de Brenda Buchiniz (Cumplir) y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). Se sumaron a los de Comunidad, el MPN, el PRO, Hacemos Neuquén y los monobloques de Neuquén Federal, Arriba Neuquén, Juntos y Avanzar.
En contra hubo ocho votos. Fueron los del FIT, Unión por la Patria, de la UCR y de dos miembros de Democracia Neuquén.
El oficialismo llegó con el envión político que le dio el anuncio de YPF sobre la adjudicación a la UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont para el diseño de la planta de separación de gases y condensados que se hará en Neuquén.
La ley que se sancionó cerca de la medianoche contempla un esquena inédito de regalías para Neuquén, con una flexibilización del porcentaje que cobrará la Provincia a través de bandas. Estas oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto asociada al precio internacional del JKM.
También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, lo que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.
Por último, obliga a YPF a pagar a la Provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares que se sumará al de 150 millones de dólares que ya acordó el gobierno por la firma de las cinco concesiones de explotación no convencional (Cench) de las que saldrá la producción de gas para este proyecto: Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
El acta entre Neuquén e YPF prorroga la jurisdicción para posibles controversias internacionales en la Cámara de Comercio Internacional (CCI) con sede en París, Francia. Sin embargo, fijó que las disputas relacionadas al cobro ejecutivo de tributos, regalías y cánones, además de responsabilidades ambientales, se deberán resolver en los tribunales provinciales. «Es una cláusula importantísima», destacaron desde el oficialismo.
Un régimen «inteligente»
El diputado Francisco Lépore (Avanzar), uno de los voceros del oficialismo y miembro informante de la ley, definió el debate como una oportunidad de «trazar una línea de lo que va a pasar en la provincia en los próximos 30 años».
«Lo que estamos discutiendo es si Neuquén está en condiciones de venderle su gas al mundo o no y si Neuquén y el país están en condiciones de ser un jugador importante en el negocio del gas», afirmó.
Planteó que, durante generaciones, el gas neuquino tuvo «un techo asociado al transporte» y que «el GNL viene a romper ese paradigma».
Sobre el esquema que propone el acuerdo con YPF, afirmó que la negociación que condujo el Ejecutivo fue «inteligente» en cuanto a elegir como valor de referencia para fijar las bandas de regalías al JKM, «el más alto precio internacional del gas». Y lo mismo analizó del precio para su liquidación, el del gas industria que fija la secretaría de Energía de la Nación, «el más alto dentro de nuestro mercado interno».
«Es el mejor esquema posible para que el proyecto funcione», aseguró.
Damián Canuto (PRO), otro de los miembros informantes del proyecto, hizo una autocrítica respecto de la frase que hizo popular el gobierno de Mauricio Macri cuando anunció una «lluvia de inversiones».
«Yo lo creí, fui un poco cándido. Pero las inversiones no llueven, no suceden por un fenómeno de la naturaleza. No se dieron las condiciones para que las inversiones llegaran. ¿Y cuáles son? No están escritas en ningún lado, no están en ningún manual. Se tienen que discutir y, si es necesario, acordar, y es lo que hizo el gobierno de Neuquén», defendió.
Y advirtió que el país «no está en condiciones privilegiadas para vender». «Tenemos que hacer mucho esfuerzo para venderle nuestros productos al mundo» aseguró.
Votos en contra y cotillón
Las críticas al proyecto, como venía anticipando EN/CLAVE en función del tratamiento en comisión, apuntaron a la posibilidad de que Neuquén resigne recursos como condición para garantizar la viabilidad económica de la inversión.
En particular, el esquema de regalías diferenciales y la exención de Ingresos Brutos sobre la venta destinada a la exportación y el pago de Sellos.
«Se consolida esta Legislatura como una escribanía de las petroleras», cuestionó desde el PTS-FIT el diputado Andrés Blanco, quien habló de un «pacto de entrega» y acusó que «la sintonía fina de Rolando Figueroa con Milei es inocultable».
Desde Unión por la Patria, Lorena Parrilli calificó el acuerdo como «desastroso» y reiteró las críticas del kirchnerismo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La diputada llevó a su banca una maqueta artesanal de un barco de GNL con el signo de «prohibido».
«Con este contrato se están entregando a las empresas los ingresos que podríamos tener en la provincia mientras cualquier comerciante paga sus impuestos, no tiene exenciones por 30 años», sostuvo.
Su par de bloque, Darío Martínez, quien terminó haciendo un racconto de su actuación como secretario de Energía en la gestión de Alberto Fernández, aseguró que en el debate del proyecto GNL que se negociaba con Petronas no «permitió» que se buscara una rebaja de regalías.
«Nunca dimos la posibilidad de ese debate a ninguna empresa», aseguró. Además, insistió con que no se conoció la ingeniería de costos de este proyecto que lidera YPF junto a ENI y XRG. «Tomamos una decisión sin tener un sustento de por qué hay que bajar las regalías», criticó.
César Gass (UCR) volvió a cuestionar que «no se presentaron acuerdos técnicos al pueblo y los legisladores que validen el proyecto». «No sabemos los costos, los socios, la rentabilidad», planteó. Afirmó que su banca buscaba «optimizar» el acuerdo y no obstaculizarlo, pero que no fue posible por el «tratamiento exprés» del proyecto.
La libertaria Brenda Buchiniz (Cumplir), quien había mantenido su voto en reserva, finalmente se pronunció a favor, pero pidió también «beneficios para quienes hace mucho tiempo invierten su trabajo y capital, para las pymes y los profesionales que también necesitan un aliciente». La legisladora se sentó en su banca con un balde de pochoclos.
«Vamos por la billetera del Estado»
La previa a la votación estuvo marcada por la movilización que realizaron los sindicatos estatales de Neuquén a la Legislatura durante la mañana. La columna, que se extendió por varias cuadras, la encabezó ATE pero reunió también al gremio docente ATEN, a los judiciales de Sejun y a los universitarios Adunc y Apunc, entre otras organizaciones.
En el acto que montaron afuera del edificio legislativo, el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, cuestionó el cambio de horario de la sesión. «Pensaron que íbamos a querer impedir que sesionaran, pero se equivocaron. Respetamos la democracia», afirmó.
La medida, que logró demostrar contundencia en la convocatoria, pero no torcer la mayoría que, de antemano, se anticipaba para la votación, buscó sentar un antecedente frente a la próxima negociación salarial con el gobierno de Rolando Figueroa.
«Hoy no hay excusa. Si están regalando los recursos a las multinacionales, vamos a ir por la billetera del Estado a pedir, no solo las actualizaciones por IPC, sino que recompongan nuestro salario», anticipó el dirigente.
El Gobierno Nacional realizó la apertura de los Sobres B (oferta económica) en la licitación nacional e internacional para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica en baterías, en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo, Pampa y Buenos Aires (sin AMBA).
Las 37 empresas que participan de la licitación “Alma SADI” presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a U$S 8.200 millones para realizar las obras que fortalecerán el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducirán las interrupciones del suministro de electricidad.
Este monto está muy por encima de los U$S 700 millones que efectivamente se adjudicarán en esta primera etapa, conforme al objetivo de 700 MW establecido en el pliego de licitación.
El fuerte nivel de ofertas —más de 11 veces el objetivo licitado— confirma el interés del sector privado, nacional e internacional, por invertir en esta infraestructura de celdas energéticas en la Argentina.
La distribución de los proyectos abarca prácticamente todo el país, con mayor concentración de potencia ofertada en el NEA: Chaco y Formosa (1.790 MW, 62 proyectos), Buenos Aires (1.960 MW, 42 proyectos) y NOA (1.435 MW, 37 proyectos), además de presentaciones para instalaciones en Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.
Con la apertura de los sobres B ya completada, CAMMESA avanzará con la evaluación final de las ofertas, previo a la adjudicación de los 700 MW objetivo, prevista para los primeros días de julio, se comunicó.
Los precios ofertados fueron muy competitivos. Las mejores ofertas de precios regionales fueron del orden del 65 % del precio máximo de oferta establecido en la convocatoria, se destacó.
El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio.
Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura.
A tres años de su puesta en marcha, un informe elaborado por la Fundación Encuentro sobre el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (hoy rebautizado “Perito Moreno”) confirma un balance que no admite interpretaciones: por cada dólar invertido, la Argentina ahorró casi cuatro en divisas. Es decir, una obra que se paga sola.
El gasoducto provocó un retorno de 3,97 veces sobre una inversión de U$S 2.300 millones, sin IVA: un impuesto que, en toda obra pública, vuelve a las arcas del propio Estado.
El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) es la prueba concreta de un proyecto nacional de largo plazo, planificado y ejecutado con eficacia. Se construyó en apenas diez meses, precisamente en 302 días, con el 81 % de la obra realizada por la industria argentina y la coordinación operativa de Agustín Gerez al frente de Energía Argentina (ENARSA).
La obra es el resultado de una coordinación directa entre el ministro (de Economía) Sergio Massa, la secretaria de Energía, Flavia Royon, y el área ejecutante, que sintetiza un modelo de país: el que beneficia tanto al entramado productivo nacional como a las familias argentinas, abaratando los costos energéticos de las industrias y de los hogares.
Los números que revela el informe son contundentes. En estos tres años, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ a la red y permitió un ahorro acumulado de U$S 9.122 millones en sustitución de importaciones: GNL en barco, gasoil, gas de Bolivia, fueloil y energía comprada a Brasil y Uruguay. Cada rubro es una factura en dólares que el país se ahorró de pagar.
Este rumbo tuvo reconocimiento dentro y fuera del país. Cuando se proyectaba la obra, fue Sergio Massa quien presentó el plan energético argentino ante las principales petroleras del mundo en el Baker Institute de la Universidad de Rice, en Houston, donde el programa de energía de la institución calificó la estrategia de “meritoria” y “acorde con el potencial de Vaca Muerta”.
Era el respaldo a una idea potente: dotar al país de reglas claras para desarrollar sus recursos como política de Estado, más allá de los gobiernos de turno.
El gasoducto no resolvió por sí solo toda la dependencia: en invierno todavía importamos, porque resta ejecutar la segunda etapa de la obra, que estaba proyectada, pero que frenó el actual gobierno nacional. Pero si, se dio un paso decisivo hacia la soberanía energética, esa que se mide en lo concreto, la que permite que las familias paguen un precio más justo por la energía, que la calefacción siga siendo un derecho y no un privilegio, y que el trabajo se multiplique.
El gasoducto destrabó el verdadero activo, Vaca Muerta, que hoy sostiene 12.750 puestos de trabajo, sumados a los 48.800 que movilizó la obra. Por eso el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es, antes que nada, una demostración de lo que puede la obra pública cuando hay un Estado presente que planifica y ejecuta.
En este proyecto hubo decisión política, gestión y eficacia presupuestaria, puestas a producir para el país. Esa es la defensa concreta de los recursos de los argentinos.
Desde Teherán afirman que «la administración del estrecho de Ormuz nunca volverá a ser como era antes de la guerra».
El acuerdo entre los Estados Unidos e Irán para iniciar conversaciones de paz dejó cifrada la posibilidad del cobro de “servicios marítimos” al tránsito por el estrecho de Ormuz. Esa facultad recaerá en Irán y Omán, que trabajarán para alcanzar un acuerdo sobre la futura administración del tránsito por una de las principales arterias del comercio energético global.
En tanto, desde Teherán siguen remarcando que la navegación por el estrecho no volverá a la normalidad anterior a la guerra en Medio Oriente, una perspectiva inquietante para el comercio internacional.
Irán y Omán, los dos países que bordean la estrecha abertura que conecta el Golfo de Omán con el Golfo Pérsico, anunciaron este lunes que comenzarán a trabajar en un acuerdo sobre la futura administración del estrecho de Ormuz. A través de un comunicado oficial, informaron el comienzo de conversaciones sobre los servicios relacionados con la navegación, incluidos los “costos asociados a los mismos de conformidad con las normas internacionales”. También destacaron el compromiso mutuo de mantener el estrecho abierto a la navegación internacional.
La posibilidad del cobro de servicios marítimos fue habilitada en el punto cinco del acuerdo suscrito entre Irán y EE.UU., que además reconoce al país persa y a Omán como partes legítimas en la administración futura del paso por el estrecho.
EE.UU. rechaza el cobro de peajes y tasas en Ormuz
Sin embargo, la administración de Donald Trump argumenta que el acuerdo de ninguna manera habilita a estos países a cobrar un peaje al tránsito. Aún así, el pretendido establecimiento de canales de navegación estrictos y el cobro de servicios relacionados generan inquietud en el comercio internacional por sus implicancias en materia de derecho marítimo.
La noción de un regreso al estatus previo al comienzo de la guerra es continuamente contestada desde Teherán. El principal negociador iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf, declaró el martes a los medios estatales iraníes que «todo el mundo debe saber que la administración del estrecho de Ormuz nunca volverá a ser como era antes de la guerra».
La respuesta estadounidense corrió por cuenta del secretario de Estado, Marco Rubio. «Es una vía marítima internacional. Ningún país puede cobrar peajes ni tasas en una vía marítima internacional. Ese es el derecho internacional vigente», declaró Rubio este martes luego de aterrizar en Emiratos Árabes Unidos para mantener conversaciones con aliados de la región relacionadas con las negociaciones en curso con Irán.
El ministro de Asuntos Exteriores de Omán, Hamad Al Albusaidi, declaró en X tras una reunión con funcionarios iraníes que «reafirmamos nuestro compromiso con el derecho internacional y el libre tránsito seguro».
Por otro lado, la autoridad marítima de Irán anunció la semana pasada que los barcos necesitan su autorización y una póliza de seguro para cruzar la vía fluvial. La póliza es gratuita por el momento, pero podría dar paso a la imposición de tarifas en el futuro.
Qué dice el derecho internacional sobre el tránsito en estrechos internacionales
La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (UNCLOS) establece el derecho de paso en tránsito por estrechos internacionales como el de Ormuz. Este régimen garantiza a todos los buques, incluidos los militares, un paso continuo y expedito que no puede ser impedido ni suspendido. Sin embargo,Irán no es parte de la UNCLOS, ya que firmó el tratado pero nunca lo ratificó.
El acuerdo entre EE.UU. e Irán abre un período de 60 días para la negociación de un acuerdo definitivo que resuelva todas o las principales controversias entre las partes. Durante ese período, Irán se comprometió a normalizar el tránsito por Ormúz. EE.UU. puso fin al bloqueo contra los puertos iraníes.
Decenas de buques petroleros y comerciales están arribando al golfo de Omán ante la expectativa de una apertura importante en el transcurso de los próximos días. El número de buques petroleros que logró cruzar por el estrecho aumentó desde el fin de semana según reportes de agencias marítimas.
La inteligencia artificial (IA) se convirtió en un nuevo actor dentro del mapa energético global. Aunque su consumo eléctrico todavía representa una porción relativamente pequeña frente a sectores como la industria, el transporte o los hogares, su crecimiento acelerado plantea interrogantes sobre el impacto que tendrá en los sistemas energéticos durante la próxima década. ¿Cuánta energía consume realmente la IA? ¿Cómo se compara con otras actividades económicas? Y, sobre todo, ¿por qué su demanda preocupa más por la velocidad de expansión que por su peso actual? Las cifras en perspectiva muestran el lugar que ocupa la inteligencia artificial en la competencia mundial por la energía.
El doble frente de la inteligencia artificial
El crecimiento de la inteligencia artificial ya no es un fenómeno limitado a laboratorios de investigación o grandes empresas tecnológicas. Su expansión está comenzando a transformar de manera significativa el panorama energético mundial, impulsando una demanda eléctrica que aumenta a un ritmo sin precedentes.
Para comprender el impacto energético de la inteligencia artificial resulta fundamental distinguir dos conceptos estrechamente vinculados, aunque diferentes: la energía, entendida como el consumo total acumulado y medida en vatios-hora (Wh), y la potencia, que expresa la demanda instantánea de electricidad y se mide en vatios (W).
A diferencia del transporte, las residencias o parte de la demanda industrial, los centros de datos constituyen una carga base: operan las 24 horas del día, los 365 días del año, sin picos estacionales ni interrupciones significativas.
Desde el punto de vista operativo, el consumo energético de la IA se distribuye en dos grandes etapas. La primera es el entrenamiento (training), proceso inicial mediante el cual el modelo adquiere capacidades a partir del análisis y procesamiento de volúmenes masivos de datos. Se trata de una actividad extraordinariamente intensiva en recursos computacionales y energéticos. A modo ilustrativo, diversas estimaciones señalan que el entrenamiento de un modelo de la magnitud de GPT-4 habría requerido alrededor de 56 GWh, una cantidad de energía comparable al consumo eléctrico anual de una pequeña ciudad.
La segunda etapa es la denominada inferencia (inference), que corresponde al uso cotidiano del modelo ya entrenado para generar respuestas, producir imágenes, realizar traducciones o efectuar predicciones. Si bien cada interacción individual demanda una cantidad de energía significativamente menor que la fase de entrenamiento, la enorme escala y continuidad de su utilización hacen que la inferencia concentre actualmente más del 80 % de la capacidad de procesamiento asociada a la inteligencia artificial y, en consecuencia, represente la mayor parte de su consumo energético total.
De este modo, el desafío energético de la IA no reside únicamente en el elevado costo inicial de crear modelos cada vez más sofisticados, sino también en la creciente demanda derivada de millones de consultas y aplicaciones que operan de manera permanente en todo el mundo.
La demanda real en cifras: energía y potencia
En el nivel más básico, cada interacción con un modelo de IA implica un consumo de energía. Se estima que una consulta realizada a ChatGPT puede requerir entre 0,34 Wh y 2,9 Wh, dependiendo de la complejidad de la tarea y del modelo utilizado. Aunque estas cantidades parecen reducidas de manera individual, representan un consumo que puede ser hasta diez veces superior al de una búsqueda convencional en Google. Multiplicado por cientos de millones de consultas diarias, el impacto energético agregado adquiere una escala considerable. No pensemos ya en “busqueda de google” sino en requerimientos automatizados de todo tipo de sistemas: comercio electrónico, sistemas bancarios, industrias, cálculos, plataformas etc.
La magnitud del fenómeno se vuelve aún más evidente al analizar la infraestructura que sostiene estos servicios. Mientras que un centro de datos tradicional suele demandar entre 10 y 25 MW de potencia, los grandes complejos de hiperescala diseñados específicamente para aplicaciones de inteligencia artificial ya superan los 100 MW. Una demanda de esta magnitud equivale aproximadamente al consumo eléctrico de 100.000 hogares funcionando de manera simultánea.
Las proyecciones futuras muestran una tendencia todavía más compleja. Los centros de datos de próxima generación actualmente en construcción contemplan requerimientos cercanos a los 2.000 MW (2 GW), mientras que algunos proyectos anunciados aspiran a alcanzar los 5.000 MW (5 GW) de potencia instalada. Para dimensionar estas cifras, basta señalar que el entrenamiento de los modelos de inteligencia artificial más avanzados del mundo —los denominados frontier models— ya requiere entre100 y 150 MW de potencia por cada proceso de entrenamiento.
Estos valores reflejan que el desarrollo de la inteligencia artificial no solo constituye una revolución tecnológica, sino también un desafío energético de escala industrial, capaz de modificar la planificación eléctrica y la infraestructura de numerosos países durante las próximas décadas.
El caso de Estados Unidos resulta particularmente ilustrativo. Allí, la potencia requerida por las aplicaciones de inteligencia artificial podría multiplicarse por diez en apenas un lustro, pasando de aproximadamente 5 GW en la actualidad a más de 50 GW en 2030. Una expansión de tal magnitud plantea importantes desafíos para la infraestructura eléctrica, la planificación energética y la seguridad del suministro.
No obstante, es importante poner estas cifras en contexto. A pesar de su rápido crecimiento, el consumo energético asociado específicamente a la inteligencia artificial continúa representando una fracción relativamente pequeña de la demanda energética mundial total, estimada en menos del 0,2 % de la energía final consumida a escala global.
El contexto global: el consumo eléctrico mundial en 2024
Para dimensionar adecuadamente el impacto energético de la inteligencia artificial resulta necesario situarlo dentro del contexto más amplio de la demanda eléctrica global. En 2024, el consumo mundial de electricidad superó por primera vez el umbral de los 30.000 TWh anuales, alcanzando aproximadamente 30.856 TWh. Esta cifra representa el volumen total de electricidad utilizado por hogares, industrias, servicios, sistemas de transporte e infraestructuras digitales en todo el planeta.
Para realizar comparaciones rigurosas es fundamental distinguir entre dos conceptos que suelen confundirse: el consumo de electricidad y el consumo total de energía. Mientras que el primero se refiere exclusivamente a la energía eléctrica utilizada por los distintos sectores, el segundo incluye además otras fuentes energéticas, como los combustibles líquidos, el gas natural, el carbón y diversos derivados energéticos empleados en transporte, calefacción o procesos industriales.
Dado que la infraestructura de la inteligencia artificial depende esencialmente de la electricidad que consumen los centros de datos, los servidores y las redes de comunicación, la comparación más adecuada es aquella basada exclusivamente en el consumo eléctrico. Bajo este enfoque, es posible analizar con mayor claridad qué participación ocupa actualmente la IA dentro de la demanda mundial de electricidad y cómo se compara con otros grandes consumidores de energía eléctrica a escala global.
La siguiente tabla presenta una comparación de los principales sectores consumidores de electricidad durante 2024, ofreciendo una referencia útil para dimensionar el lugar que ocupa la inteligencia artificial dentro del sistema energético mundial.
La industria: el gran consumidor de electricidad
La industria continúa siendo, con amplia diferencia, el mayor consumidor de electricidad del planeta. En conjunto, este sector concentra más del 40 % de la demanda eléctrica mundial, impulsado principalmente por actividades de alta intensidad energética como la siderurgia, la producción de cemento, la industria química y la minería.
El estudio más citado sobre el consumo energético de la minería mineral a nivel global, publicado en 2023 en la revista Global Environmental Change, ofrece una cifra de referencia brutal: La industria minera es responsable de aproximadamente el 1.7% del consumo final de energía a nivel mundial.
La minería del cobre en Chile, por ejemplo, demandó alrededor de 26,9 TWhde electricidad durante 2024, una cifra que por sí sola supera ampliamente el consumo eléctrico anual atribuido directamente a los procesadores de inteligencia artificial a escala global.
Esta comparación resulta relevante para poner en perspectiva el debate actual. Aunque la IA registra una expansión acelerada y concentra una creciente atención pública, su consumo energético sigue siendo, por el momento, una fracción muy reducida frente a la enorme demanda de la industria mundial.
Edificios: hogares y actividades comerciales
Los sectores residencial y comercial constituyen conjuntamente otro de los grandes pilares de la demanda eléctrica global. En 2024, los hogares representaron aproximadamente el 27 % del consumo mundial de electricidad, mientras que los edificios comerciales aportaron cerca del 21 %, sumando entre ambos casi la mitad de toda la electricidad utilizada en el mundo.
Durante ese año, el consumo eléctrico en edificios experimentó un incremento superior a los 600 TWh, equivalente a un crecimiento cercano al 5 %. Buena parte de este aumento estuvo vinculada a la expansión del uso de sistemas de climatización, especialmente aire acondicionado, como respuesta a las intensas olas de calor registradas en numerosas regiones del planeta.
Este fenómeno refleja cómo factores climáticos y demográficos continúan ejerciendo una influencia decisiva sobre la evolución de la demanda eléctrica mundial.
Transporte: el sector que más acelera
Aunque todavía representa una porción relativamente pequeña del consumo eléctrico global —alrededor del 2 %—, el transporte es actualmente uno de los sectores con mayor dinamismo.
La principal fuerza impulsora detrás de este crecimiento es la electrificación de la movilidad. Las ventas mundiales de vehículos eléctricos superaron los 17 millones de unidades en 2024, contribuyendo a que el consumo de electricidad del sector aumentara más de un 8 % respecto del año anterior.
A medida que la transición energética avance y se profundice la sustitución de combustibles fósiles por electricidad, se espera que la participación del transporte en la demanda eléctrica mundial continúe aumentando de forma sostenida durante las próximas décadas.
Centros de datos e inteligencia artificial: el nuevo protagonista
Como señalamos, los centros de datos constituyen la infraestructura física que hace posible el funcionamiento de la economía digital y de los sistemas de inteligencia artificial. En 2024, estas instalaciones consumieron aproximadamente 415 TWh, lo que equivale a alrededor del 1,5 % de toda la electricidad utilizada en el mundo.
Sin embargo, es importante diferenciar entre el consumo total de los centros de datos y el consumo estrictamente asociado a la inteligencia artificial. En 2023, la electricidad utilizada directamente por los procesadores especializados en IA fue significativamente menor, estimándose entre 7 y 11 TWh.
Mientras que la demanda eléctrica de la industria, los hogares o el comercio suele expandirse a tasas de un solo dígito, las proyecciones indican que el consumo de los centros de datos podría duplicarse hacia 2030, alcanzando alrededor de 945 TWh anuales.
Esta trayectoria de crecimiento exponencial explica por qué la inteligencia artificial pasó a ocupar un lugar central en el debate energético global. Más que por su peso actual en el consumo mundial, la preocupación de analistas, empresas y gobiernos radica en la rapidez con la que su demanda energética podría expandirse en los próximos años y en la necesidad de desarrollar infraestructuras capaces de sostener ese crecimiento de manera eficiente y sostenible.
La otra minería: el caso de las criptomonedas
Al analizar el consumo energético de las tecnologías digitales, es importante distinguir entre la minería tradicional de metales y minerales y la minería de criptomonedas. Esta última consiste en la utilización de equipos informáticos especializados para validar transacciones y garantizar la seguridad de redes blockchain.
Se trata de uno de los mayores consumidores de electricidad de la economía digital. Bitcoin, la principal criptomoneda del mundo, opera mediante un mecanismo denominado Proof of Work (Prueba de Trabajo), que requiere que miles de equipos compitan de forma permanente para resolver problemas matemáticos, demandando grandes cantidades de energía eléctrica.
Las estimaciones más recientes indican que el consumo anual de la red Bitcoin se ubicaba, a mediados de 2024, en torno a los 138,2 TWh, aunque distintas fuentes lo sitúan entre 138 y 175 TWh anuales. Para dimensionar su magnitud, basta señalar que su consumo eléctrico es comparable al de países enteros.
La comparación con la inteligencia artificial resulta particularmente interesante. Mientras que el debate energético sobre la IA suele centrarse en su rápido crecimiento futuro, Bitcoin ya representa una demanda eléctrica consolidada y de gran escala. De hecho, su consumo anual equivale aproximadamente a un tercio de toda la electricidad utilizada por los centros de datos del mundo en 2024 y es varias veces superior al consumo atribuible directamente a los procesadores de inteligencia artificial.
Sin embargo, existe una diferencia fundamental entre ambos fenómenos. La demanda energética de Bitcoin depende principalmente de la rentabilidad de la criptomoneda y de la evolución de su red, mientras que el crecimiento del consumo asociado a la inteligencia artificial está vinculado a la expansión de aplicaciones productivas, científicas y comerciales. Por ello, aunque ambas tecnologías compiten por recursos energéticos e infraestructura, la IA presenta un potencial de crecimiento y transformación económica considerablemente mayor.
En cualquier caso, tanto la minería de criptomonedas como la inteligencia artificial reflejan una tendencia común: la creciente importancia de la economía digital como nuevo actor dentro de la demanda energética mundial.
Con el objetivo de proteger a los usuarios y minimizar el impacto en el servicio de energía provocados por fenómenos climáticos extremos, desastres naturales o sucesos técnicos mayores, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA) anunció el lanzamiento oficial del Protocolo ARC (Asistencia Recíproca en Contingencias).
Esta iniciativa establece, por primera vez, un marco de colaboración formal y solidario entre las distribuidoras de todo el país.
El protocolo define los procedimientos para la solicitud, coordinación y provisión de asistencia entre empresas, en aquellos casos en que una contingencia supere la capacidad operativa de una distribuidora para acelerar la normalización del servicio público.
El usuario en el centro
El cambio climático ha intensificado la frecuencia de tormentas severas, olas de calor extremo y fuertes vientos que dañan las redes de Alta y Media Tensión.
Ante estos escenarios, la velocidad de respuesta es vital. El Protocolo ARC tiene como gran objetivo fortalecer la respuesta del sector energético garantizando asistencia en momentos que están fuera de la habitualidad, comunicó la entidad.
Gabriel Scorolli, Coordinador de la Comisión Técnica de Mantenimiento de ADEERA destacó que “Con el Protocolo ARC estamos dando un paso importante en la coordinación del sector, estableciendo un esquema claro para la asistencia entre distribuidoras. Esto nos permite mejorar la capacidad de respuesta ante eventos severos y actuar de manera más eficiente en la restitución del servicio”.
Logística las 24 horas
Para garantizar que la ayuda no quede solo en un papel y se traduzca en soluciones reales en la vía pública, establecieron los siguientes lineamientos operativos y de coordinación:: ⦁ Designación de contactos operativos con disponibilidad permanente: responsables de gestionar solicitudes de asistencia. ⦁ Procedimientos de solicitud y respuesta: con identificación de recursos requeridos y evaluación de disponibilidad por parte de las distribuidoras. ⦁ Coordinación centralizada: ADEERA funcionará como el nodo inteligente que recibirá las alertas, evaluará el volumen de daños y coordinará qué empresas tienen la capacidad logística de enviar soporte técnico. ⦁ Transparencia financiera: para dar previsibilidad al mercado, el protocolo fija reglas claras de reembolso de viáticos y costos operativos entre las compañías en un plazo de 30 días posteriores a la emergencia.
El objetivo de la asistencia
El protocolo ARC, que cuenta con adhesión voluntaria, establece que la asistencia mutua se mantendrá activa hasta la recuperación de condiciones operativas normales del servicio, la mitigación de riesgos en la vía pública para la seguridad de los ciudadanos y que se realice una evaluación técnica de cierre.
Las empresas se reunirán en comisión para evaluar el desempeño y seguir perfeccionando los tiempos de respuesta de cara al futuro, se indicó.
De la presentación del Protocolo ARC participaron Claudio Bulacio (Adeera), Esteban Klymenko (Edesur), Gabriel Scorolli (Edenor), Eduardo Bonavita (Desa), Enrique Carvajal (Edemsa) y Leonardo Cabezas (Edelap).
Antes de esta decisión la colaboración era espontánea y ha habido antecedentes entre las distribuidoras socias de Adeera. Hoy, con el lanzamiento del Protocolo ARC, el mercado de la distribución eléctrica en Argentina da un paso formal demostrando que la vocación de servicio y la cooperación son herramientas potentes para cuidar el bienestar del usuario final.
Acerca de Adeera
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo.
En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
Los salares de la Puna cuentan con concentraciones inéditas de litio.
Hace una década, el científico Ernesto Calvo desarrolló un método pionero para extraer litio de manera más sustentable y eficaz, por el que obtuvo un premio internacional y fue patentado por el Conicet. En base a esa línea de investigación, que continuó con publicaciones académicas y tesis doctorales, se diseñó una aplicación de valor comercial: un reactor de laboratorio que ya está en condiciones de ser probado en el ámbito productivo. Y para poder avanzar en las negociaciones con eventuales inversores que hagan posible la adaptación y escalado a nivel industrial del dispositivo, el año pasado se creó la startup Litiar.
“Somos la primera y única empresa del país que se dedica al desarrollo de extracción electroquímica directa de litio. Es un sistema que permite obtener litio en horas; es más eficiente, usa menos agua y energía eléctrica, y no emplea químicos contaminantes”, resume Calvo, investigador superior del Conicetad honorem, exdirector del Instituto de Química, Física de los Materiales, Medio Ambiente y Energía (INQUIMAE, de la UBA y Conicet), y cofundador de Litiar, creada con el laboratorio Laring.
La empresa diseñó un producto mínimo viable (MVP) que, en condiciones de laboratorio, recupera litio en salmuera en pocas cantidades. La etapa que sigue es testearlo y escalarlo en un entorno productivo con la meta de que, a futuro, pueda extraer miles de toneladas del mineral. “Para eso se necesitan inversiones, que pueden provenir de capital de riesgo o de la asociación con una firma que tenga la capacidad de desarrollar proyectos de ingeniería de gran porte y pueda contribuir con el escalado. Ahora tenemos un reactor de mesada, pero apuntamos a construir un prototipo industrial: una planta piloto que pueda producir 20 toneladas de litio por año para demostrar su funcionamiento”, cuenta Calvo, y revela que están en conversaciones con varias compañías.
Una vez que este método se pruebe y madure, Litiar se propone agregar valor a la minería del litio: tener patentes propias y una tecnología competitiva; licenciar su uso y contratar profesionales del sistema científico.
«Ahora tenemos un reactor de mesada, pero apuntamos a construir un prototipo industrial: una planta piloto que pueda producir 20 toneladas de litio por año para demostrar su funcionamiento», señala Calvo.
Litio, electrodos y sustentabilidad
El litio que se extrae en la Argentina está disuelto en las salmueras de los salares de altura, como los de las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta. Para obtener el mineral de esa solución y transformarlo en un producto de exportación (mayormente, carbonato de litio), el método más extendido a nivel local es el de evaporación, que se realiza con energía solar en enormes piletas de agua. Pero ese proceso –argumenta Calvo- implica la pérdida de una gran cantidad de agua, es muy lento (demora aproximadamente un año y medio) y es poco eficiente, ya que no captura más del 50% del litio que está presente en la salmuera.
A fin de superar esas limitaciones, se fueron desarrollando otras tecnologías, como los métodos de extracción directa de litio (DLE, por su sigla en inglés), entre los cuales se encuentra el ideado por Calvo y su equipo, que utiliza energía eléctrica. “Las principales ventajas son su rapidez, ya que en cuestión de horas se obtiene el litio; no se consume agua por evaporación; no produce residuos; no usa reactivos químicos sino corriente eléctrica, y tiene una alta selectividad, es decir, recupera mayor cantidad de litio de la salmuera”, señala el científico que en 2017 obtuvo el premio Bright Minds Challenge (Mentes brillantes), otorgado por la firma holandesa DSM en reconocimiento a su innovación.
Este método de Litiar opera mediante procesos electroquímicos que se inducen en un reactor que trabaja de manera continua. Está basado –explica Calvo- en el funcionamiento de una batería de litio común (como la de un teléfono móvil) en el sentido de que posee un material que es capaz de introducir litio en su interior y, posteriormente, extraerlo. “En nuestro caso es igual: aplicamos una corriente eléctrica y tenemos dos materiales de electrodos que funcionan como ‘esponjas’: una selecciona litio y la otra selecciona cloruro”, afirma el investigador.
Al circular la salmuera por el reactor y aplicar corriente eléctrica, en una primera fase se capta el cloruro de litio (no se absorben el sodio o el magnesio, que son otros componentes presentes en la salmuera). En la siguiente fase del ciclo se realiza el proceso inverso: sobre la solución muy diluida de cloruro de litio que se obtuvo inicialmente, los otros electrodos de la misma corriente van devolviendo cloruro de litio en, cada vez, mayor grado de concentración. Es síntesis: se trata de un mecanismo continuo que selecciona y libera cloruro de litio en grados crecientes de concentración hasta lograr el máximo posible. Esa solución, posteriormente, se puede comercializar como cloruro de litio, o bien –tras un proceso químico- ser transformada en carbonato o hidróxido de litio. Son los tres productos que se convierten en materiales de cátodos, de ánodos y en electrolitos, los componentes de las baterías de computadoras, teléfonos y vehículos eléctricos.
Prototipo del reactor diseñado por Ernesto Calvo.
Invertir para escalar el proyecto
Litiar no es la única que desarrolla tecnología DLE. “Hay otras empresas como la nuestra en el mundo. Lithios, una startup creada por científicos del MIT, en Estados Unidos, que empezó mucho después que nosotros, y Electralith, un spinoff de la Universidad Monash, en Australia”, compara Calvo. Mientras que la primera en 2024 obtuvo US$ 12 millones de capital semilla para financiar la ampliación de su plataforma de extracción de litio, Electralith el año pasado levantó US$ 27,5 millones destinados a solventar el desarrollo e implementación de su tecnología, y a construir su primera planta piloto.
Es que la adaptación de un prototipo requiere capitales. “Si necesito construir una planta piloto para sacar, por ejemplo, 20 toneladas de litio por año, necesitaré US$ 5 millones. Necesitaré tuberías, bombas y electrodos; la capacidad de fabricar o abastecerme de todos los elementos que van en el reactor. En esa etapa, por caso, se podría generarse una cadena de valor, integrada por empresas o institutos del Conicet, que provea los insumos”, expresa Calvo. Y agrega: “El escalado de la tecnología no es un proceso lineal. Se la puede ir probando desde una pequeña planta piloto instalada, por ejemplo, en un yacimiento junto a una pileta para recuperar el litio que se pierde en algunas etapas del sistema de evaporación. Es una modalidad de trabajo para calibrar la tecnología. Y la ventaja es que el proceso es modular: se puede ir pasando a escalas mayores, con inversiones crecientes. No es preciso hacer una enorme inversión desde el principio”.
De acuerdo con Calvo, para que el cambio del sistema de evaporación a una tecnología de extracción directa sea rentable, el precio de la tonelada de litio debe estar por encima de US$ 15.000. Actualmente, ronda entre US$ 18.000 y US$ 20.000.
Tecnologías de extracción competitivas
A juicio de Calvo –que obtuvo la distinción Konex-, la Argentina puede aportar valor a la industria de extracción. “Desarrollar baterías es complejo, yo creo que no se puede competir. Pero sí podemos desarrollar tecnologías de extracción que sean competitivas, eso tiene un gran valor comercial”, considera.
Su objetivo, asegura, es generar una empresa con un equipo de gente joven. Las startups que en el mundo desarrollan este tipo de sistemas “tienen 10 ingenieros trabajando; nosotros, en cambio, ahora empleamos solo dos”. Pero el escenario puede ser otro. “Si captamos inversiones, podemos contratar más gente y avanzar más rápido –sostiene-. La idea es que Litiar sea una empresa argentina, con participación de otros socios como accionistas y profesionales, ingenieros y científicos: un equipo que genere riqueza desde el conocimiento y le dé continuidad futura al proyecto.”
Coral Energía está concretando la puesta en marcha de sus primeros proyectos en almacenamiento y renovables con un portfolio que debería alcanzar los 150Mw operativos hacia fines de año.
La compañía Coral Energía concretó a través de un préstamo sindicado por US$ 12,2 millones, otorgado por el Banco Nación, el Banco Ciudad y el Banco Industrial, un financiamiento que le garantiza los recursos para avanzar con la infraestructura comprometida en energías renovables en diversas regiones del país. La firma prevé tener operativos hacia fin de año los primeros 150 Mw de almacenamiento y analiza oportunidades para incursionar en otras tecnologías, explicaron voceros de la energética que integra el grupo industrial Corven.
Este nuevo tramo financiero complementa y ratifica el esquema inicial de financiamiento obtenido en 2025 mediante un primer préstamo sindicado de US$ 60 millones con las mismas entidades. Los fondos de esta segunda línea permitirán fondear la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba, los cuales aportarán una potencia conjunta de 20 megavatios (MW) distribuidos en las localidades de Villa María, San Francisco, Cruz del Eje y San Francisco del Chañar, este último con una capacidad de 9 MW.
En paralelo, la empresa avanza en las negociaciones con la Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) para estructurar el capital de sus dos proyectos de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías (BESS). Estas iniciativas, adjudicadas en la convocatoria Alma GBA por una potencia de 100 MW, se localizarán en el Parque Industrial de Pilar, provincia de Buenos Aires, y proyectan el inicio de los trabajos en el terreno para el próximo mes de julio, con una inversión estimada de US$ 90 millones.
La estrategia en almacenamiento representa uno de los ejes del desarrollo del portfolio para la organización, que también formalizó su participación en la licitación federal Alma SADI. En dicha convocatoria nacional, la firma presentó 17 proyectos BESS (Battery Energy Storage System), operando 14 de ellos bajo gestión directa y tres en vinculación con la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC). Con esta cartera, la compañía pretende desarrollar una capacidad proyectada de 600 MW bajo contratos de abastecimiento a 15 años con Cammesa.
El desarrollo del portfolio solar
En lo que respecta a la generación fotovoltaica, Coral Energía ejecuta actualmente siete parques adjudicados bajo el programa RenMDI, respaldados por el primero de los crédito sindicado de US$ 60 millones. Las obras civiles y electromecánicas se distribuyen en las localidades de Bandera y Añatuya en Santiago del Estero; Santa Catalina y Bella Vista en Corrientes; Ceres y Venado Tuerto en Santa Fe; y San Pedro en San Juan, sumando un total de 90 MW en ejecución.
La empresa prevé un cierre de año con fuerte actividad operativa gracias a las próximas inauguraciones planificadas, que incorporarán unos 150 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Entre estos desarrollos se destaca el Parque Solar San Carlos, en San Juan, ejecutado en convenio con Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), junto con las cuatro plantas solares situadas en Santa Fe.
El despliegue santafesino contempla la puesta en marcha inminente de la central de Firmat, la cual completará la primera etapa provincial junto con los parques ya operativos de Arrufó, San Javier y San Guillermo. La habilitación de Firmat aportará 5 MW adicionales, consolidando un bloque de 20 MW en dicha jurisdicción para abastecer a unas 10.000 familias.
De acuerdo con las proyecciones financieras y operativas de la organización, la paulatina entrada en operación comercial de este portafolio diversificado de generación limpia y almacenamiento optimizará la matriz de ingresos de la firma. Se estima que la totalidad de los activos en marcha devengará una facturación anual de US$ 40 millones hacia 2027.
La escasez de gas se incrementa en diferentes puntos de la provincia de Buenos Aires, en medio de la creciente demanda por las bajas temperaturas, llevando a restringir el abastecimiento de Gas Natural Comprimido (GNC) de las estaciones de servicio, y a cortar el suministro a grandes industrias.
El frío se siente con fuerza en el territorio bonaerense y el consumo de gas crece en los hogares, lo que tensiona el sistema y deriva en cortes preventivos sobre los contratos interrumpibles, tanto en las estaciones de servicio como en la industria.
El faltante de GNC viene creciendo en los últimos días y afectando a varias ciudades bonaerenses, como es el caso de La Plata, donde casi no quedan estaciones de servicio que sigan comercializando el combustible.
En la capital provincial hay 46 estaciones de GNC, de las cuales el 90% funciona con contrato interrumpible. De esta manera, cuando la distribuidora Camuzzi ordena cortar el suministro, como en este caso, quedan solo 6 puntos de carga con abastecimiento activo.
En las últimas horas, la restricción se profundizó ya que la distribuidora le solicitó a las estaciones con contrato firme que limiten entre un 30% y 50% el despacho, por lo que dejaron de contar con el volumen que tenían garantizado y venden hasta que se les termina el stock.
La persistencia de las limitaciones que exhibe el sistema de abastecimiento de gas ante el aumento de la demanda a pesar de tener récord de producción, se debe a la limitada capacidad de transporte que dificulta contar con el suministro necesario.
La Secretaría de Energía autorizó a YPF S.A. a ejecutar las obras de construcción de un nuevo gasoducto en Neuquén, que conectará áreas clave de producción no convencional, atravesando el Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados.
El aval formal del área dependiente del Ministerio de Economía se dio este martes, mediante la Resolución 141/2026 publicada en el Boletín Oficial, luego de que la petrolera estatal haya solicitado la aprobación requerida para dar inicio a la obra.
El proyecto, denominado “Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO”, tiene como objetivo vincular las áreas de concesión de explotación no convencional La Angostura I y II con el área de concesión Loma La Lata – Sierra Barrosa.
La traza del gasoducto implica un desafío logístico y técnico, ya que debe realizar el cruce del dique Planicie Banderita y atraviesa el perímetro concesionado al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados.
Debido a esto, la normativa establece que los trabajos estarán bajo la supervisión de diversas autoridades, incluyendo a la concesionaria Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. (controlada por Edison Inversiones) y el Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP).
En este sentido, el ORSEP ha emitido recomendaciones específicas debido a que ciertos tramos del gasoducto se ubicarán por debajo de los niveles máximos, tanto normales como extraordinarios, del embalse Mari Menuco.
La autorización está sujeta a que YPF cumpla estrictamente con la Resolución N° 672/2026 de la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén, que aprobó el Informe Ambiental del proyecto bajo una serie de obligaciones operativas. Entre ellas se destacan:
La instalación de válvulas de corte de seguridad en los cruces bajo cuerpos de agua.
La acreditación de un seguro ambiental con cobertura suficiente.
El cumplimiento de un cronograma de saneamiento para el incidente ambiental denominado LLL-401 en el yacimiento Loma La Lata, pendiente desde 2020.
Sobre este último punto, YPF informó que ya ha constituido una caución juratoria a favor de la concesionaria hidroeléctrica para afianzar el pago de posibles indemnizaciones por daños derivados de la obra o de las tareas de recomposición ambiental.
La Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los Ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC) también intervino en el proceso, manifestando que, si bien la obra no representa una afectación significativa a las normas de manejo de aguas, YPF deberá extremar las medidas de prevención en un área de “alta sensibilidad hídrica”.
El Gobierno de Bolivia rechazó este lunes las amenazas de una posible toma de una planta hidroeléctrica en el departamento de Cochabamba y advirtió que no permitirá acciones de ese tipo en el marco del conflicto político interno.
El vocero oficial de la Presidencia, José Luis Gálvez, sostuvo que este tipo de amenazas no pueden ser justificadas bajo reclamos políticos o reivindicaciones sociales y remarcó que serán enfrentadas por las fuerzas de seguridad del Estado.
“No podemos seguir soportando amenazas ni comportamientos criminales justificados bajo el manto que quieran política, reivindicación o lo que fuese. Entonces, no será permitido”, afirmó el funcionario, según la agencia ABI.
La advertencia surge luego de declaraciones del expresidente Evo Morales, quien mencionó la posibilidad de ocupar una planta de generación eléctrica en el trópico de Cochabamba ante eventuales cortes de energía.
Desde el Gobierno calificaron esas expresiones como un “acto criminal” y advirtieron que no hay nadie por encima de la ley, por lo que cualquier hecho de este tipo será investigado y sancionado.
Gálvez también aseguró que las fuerzas de seguridad aplicarán medidas en todo el territorio nacional para garantizar el funcionamiento de los servicios esenciales y evitar la toma de infraestructura crítica.
El funcionario agregó que hechos de violencia política han provocado pérdidas humanas y responsabilizó a sectores que, según afirmó, promueven este tipo de acciones, aunque sin brindar mayores precisiones sobre los hechos mencionados.
Sierra Grande pasó de 51 habilitaciones comerciales e industriales en 2024 a 176 en 2025, más del triple en apenas un año. Y la tendencia se sostiene: a mayo de 2026, ya se suman 89 nuevas habilitaciones, con un ritmo mensual incluso superior al del año pasado. El dato confirma el impacto concreto del VMOS y las inversiones estratégicas: más empresas, más servicios, más empleo y una economía local que empieza a transformarse.
La evolución surge del informe elaborado por la Municipalidad de Sierra Grande, que muestra cómo la localidad comenzó a modificar su estructura económica a partir del avance de los grandes proyectos energéticos y de infraestructura que tienen a la Región Atlántica como protagonista.
En 2024, predominaban el comercio tradicional, los pequeños servicios, la gastronomía, los alojamientos y el transporte urbano. En 2025, con 176 habilitaciones, el crecimiento se amplió hacia comercio general, servicios, transporte, remises, alojamientos turísticos, gastronomía y pymes vinculadas a la construcción.
Pero en 2026, aparece el salto más claro hacia una nueva etapa productiva: además de sostener el crecimiento comercial, comienzan a ganar peso los servicios profesionales, los servicios técnicos especializados, las empresas constructoras, los servicios industriales, la logística y la infraestructura.
El dato más fuerte está en las empresas directamente vinculadas al desarrollo energético. Sierra Grande no registraba ninguna en 2024, sumó 3 en 2025 y ya cuenta con 14 en 2026. Entre ellas aparecen firmas asociadas a obras, servicios, logística, ingeniería e infraestructura vinculadas al oleoducto VMOS.
Este proceso confirma que el VMOS no es solo una obra estratégica para la exportación de energía. También es una plataforma de desarrollo territorial que ya empieza a generar movimiento económico concreto en Sierra Grande: más actividad formal, más demanda de servicios, más empresas instaladas y nuevas oportunidades para trabajadores y proveedores rionegrinos.
El Gobierno Provincial viene sosteniendo que las grandes inversiones tienen que dejar resultados en Río Negro. En Sierra Grande, ese impacto ya se empieza a ver en los números: la economía local se diversifica, crece la actividad privada y la ciudad se posiciona como un punto estratégico de la nueva etapa productiva provincial.
Más de 32 mil usuarios de Edesur amanecieron sin suministro eléctrico este miércoles como consecuencia de un masivo apagón que afecta a distintos puntos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La interrupción del servicio genera complicaciones tanto en el conurbano bonaerense como en la Ciudad de Buenos Aires, donde se reportan problemas de tránsito, establecimientos educativos sin energía y locales comerciales afectados.
Entre las zonas más perjudicadas se encuentran los partidos de Avellaneda, Lanús, Almirante Brown, Florencio Varela, Berazategui, Ezeiza, Lomas de Zamora y Quilmes. También se registran cortes en barrios porteños como Almagro, Boedo, Flores, La Boca, Recoleta, San Cristóbal, Villa Devoto y Villa Soldati.
Uno de los principales inconvenientes derivados del apagón es la falta de funcionamiento de numerosos semáforos en calles y avenidas de las áreas afectadas. Ante esta situación, las autoridades solicitaron extremar las precauciones al circular, especialmente durante el horario de ingreso a escuelas y lugares de trabajo.
Además, varios establecimientos educativos y comercios quedaron sin energía eléctrica. Algunas instituciones analizaban durante la mañana la posibilidad de suspender las clases debido a las dificultades para desarrollar las actividades con normalidad.
Según informó Edesur, la restitución del servicio podría demorar alrededor de tres horas. De esta manera, la empresa estimó que la mayoría de los usuarios afectados recuperaría el suministro una vez avanzada la mañana.
Minutos después de las 8 de la mañana, la cifra de afectados los cortes de luz alcanzaba los 21.623 hogares. Pasadas las 10 AM, la cifra había descendido a 10.322.
Edesur informó cuándo se restablecerá el servicio
Edesur brindó detalles este martes sobre el corte de luz que afectó, desde la madrugada, a más de 30 mil personas en la zona sur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), especialmente en el partido bonaerense de Avellaneda. “Nuestros equipos técnicos se encuentran trabajando”, afirmaron en un comunicado publicado en redes oficiales.
INFORMACIÓN IMPORTANTE
Esta mañana se produjo una falla en nuestra red que afecta el servicio en la zona de Avellaneda Nuestros equipos técnicos se encuentran trabajando en la zona. El servicio se está restableciendo en etapas. Te pedimos disculpas por las molestias ocasionadas! pic.twitter.com/tqIAt6EiRN
En este marco, Edesur informó que “esta mañana se produjo una falla en nuestra red que afecta el servicio en la zona de Avellaneda Nuestros equipos técnicos se encuentran trabajando en la zona. El servicio se está restableciendo en etapas. Te pedimos disculpas por las molestias ocasionadas”.
Buques de prospección registraron datos sísmicos 3D en el Mar Argentino, una etapa de exploración inicial indispensable para identificar las estructuras y cuencas sedimentarias.
Sebastián Arismendi, geólogo, consultor, docente y durante ocho años responsable de exploración en Cuenca Argentina Norte (CAN) en YPF consideró que «sería una anomalía que no haya hidrocarburos en el offshore profundo con los casi 6,5 millones de kilómetros cuadrados que tiene la plataforma continental, de los cuales por lo menos más de un millón son áreas prospectables, es decir cuencas sedimentarias donde se puede buscar recursos».
Tal afirmación se sostiene en que la integración de datos geofísicos recopilados durante décadas en el lecho del Mar Argentino indica que la zona posee un potencial de recursos cercano a los 31.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Por sus dimensiones, esta riqueza latente es considerada comparable o eventualmente superior a la de Vaca Muerta, lo que motiva el interés explorador en la región.
Arismendi explicó que aunque la frontera de aguas profundas permanece prácticamente inexplorada, la plataforma continental cuenta con un historial de alrededor de 180 pozos perforados desde la década de 1930. La gran mayoría de estas operaciones se concentró en aguas someras cercanas a la costa o como continuidad de yacimientos terrestres.
“La ventana exploratoria regional se encuentra en un momento de fuerte dinamismo. Los programas de sísmica 3D en la cuenca de Pelotas en Brasil, la presencia de operadores internacionales en bloques de Uruguay y los descubrimientos en el margen conjugado de las costas africanas confirman que el Atlántico Sur es una de las áreas más atractivas para la inversión petrolera global”, destacó el especialista en el programa Transición Energética en Radio Led.
Las expectativas sobre la riqueza en el lecho marino se retomaron con las recientes referencias del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien anticipó que la compañía busca capitalizar experiencia internacional en la región antes de retomar las perforaciones profundas en territorio argentino. El ejecutivo confirmó que la petrolera prevé iniciar operaciones hacia fines de 2027 o principios de 2028 en el bloque OFF-5 del offshore de Uruguay en sociedad con la italiana ENI.
Los análisis geológicos indican que esta área en el país vecino comparte similitudes estructurales con la cuenca Orange de Namibia, en el margen africano, donde se registraron descubrimientos de alta escala. Para Arismendi, el éxito en estas áreas fronterizas dinamizará toda la costa atlántica: «Uruguay va a perforar unos pozos ultraprofundos y eso puede desencadenar, en caso de ser exitoso, un círculo virtuoso importante».
El mar profundo más inexplorado del mundo
A pesar de la creencia generalizada de que el Mar Argentino carece de antecedentes, la actividad productiva cuenta con un desarrollo consolidado en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego. Los yacimientos explotados por TotalEnergies y sus socios desde fines de la década de 1980, con una producción marina actual de entre un 18% y un 20% del total del gas consumido en el país.
La historia de la exploración en la plataforma continental argentina comenzó formalmente en la década de 1930 y se intensificó durante los años 60. A la fecha, existen alrededor de 180 pozos perforados en el Mar Argentino, de los cuales unos 130 poseen carácter exploratorio, aunque la gran mayoría se ejecutó en aguas someras cercanas a la costa.
La Cuenca Austral es la única que tiene actividad offshore y aporta hasta el 20% de la producción total de gas de la Argentina.
«Los geocientistas sabemos desde hace tiempo, a través de la recopilación de todos los datos, que la historia en la Argentina es bastante larga y rica», detalló Arismendi, al precisar que el verdadero salto tecnológico se debe dar hacia el segmento de aguas profundas.
Incursionando en esta frontera ultraprofunda, la densidad de perforaciones es sumamente baja y registra solo dos antecedentes. El primero fue el pozo Malvinas X-1, perforado en 2011 por YPF a 500 metros de profundidad de agua; el segundo correspondió al pozo Argerich, operado en 2024 por Equinor en la Cuenca Argentina Norte (CAN-100), a 1.500 metros de profundidad de agua y con 4.000 metros de perforación.
Pese a que este último resultó «pozo seco» debido a fallas en los procesos de carga y migración de los hidrocarburos, el especialista remarcó que «el pozo Argerich en cuanto a lo que fue la prognosis geológica fue muy bueno«. Las estimaciones técnicas previas para el prospecto preveían una producción diaria de entre 200.000 y 210.000 barriles por día durante 8 a 10 años.
Arismendi explicó que actualmente, las operaciones a más de 300 kilómetros de la costa demandan buques de perforación (drill ships) o plataformas semisumergibles con sistemas de posicionamiento dinámico, cuyos costos por pozo exploratorio oscilan entre los 80 y 140 millones de dólares. Según el geólogo, para atenuar estos costos fijos resulta indispensable asegurar «una continuidad y que haya una serie de actividades sucesivas«.
Para la etapa de desarrollo, la industria global avanza hacia sistemas submarinos donde los módulos de tratamiento, almacenamiento e inyección se instalan directamente en el lecho marino y se monitorean de forma remota mediante drones, prescindiendo de las grandes unidades flotantes tradicionales (FPSO).
El especialista remarcó que un descubrimiento exitoso impulsará un entramado industrial, logístico y portuario que obligará a la Argentina a incorporar competencias técnicas de operadores internacionales. Dado que la construcción de gasoductos troncales en aguas profundas resulta económicamente inviable, el petróleo se exportará de manera directa desde las facilidades flotantes hacia los buques tanques.
Actualmente, las empresas adjudicatarias de la Ronda 1 del Plan de Exploración Offshore Costa Afuera, lanzada en 2018, avanzan con demoras en el procesamiento de datos y la diagramación de sus programas de perforación obligatorios en los bloques concesionados de las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral.
El debate sobre el “Súper RIGI” volvió a exponer una tensión que atraviesa a la economía argentina desde hace décadas. El régimen de incentivos para grandes inversiones no es, en sí mismo, el problema.
Lo que revela es la distancia entre las condiciones que el país necesita ofrecer para atraer capital y las que enfrentan todos los días las empresas que producen en el territorio. Esa brecha es el verdadero punto crítico.
La discusión planteada por la Unión Industrial Argentina (UIA) no gira en torno a la conveniencia del régimen, sino a su asimetría estructural. Mientras el inversor que ingresa al RIGI accede a estabilidad tributaria por treinta años, importaciones sin aranceles y un marco regulatorio previsible, la industria local opera bajo un sistema que combina presión fiscal elevada, financiamiento escaso y costos que no tienen correlato en la región. El resultado es que el régimen especial se vuelve competitivo para el capital que llega, pero no para los proveedores nacionales que deberían integrarse a esos proyectos.
La comparación regional es contundente. Brasil, Chile, Perú y Uruguay administran cargas tributarias que se ubican entre veinte y treinta puntos por debajo de las que enfrenta la producción formal argentina. En esos países, la banca de desarrollo financia proyectos industriales con tasas que permiten planificar inversiones y sostener capital de trabajo. En Argentina, en cambio, los créditos incorporan impuestos provinciales y municipales que agregan un sobrecosto cercano al veinte por ciento, incluso en operaciones de refinanciación. La industria compite con países que ofrecen condiciones normales mientras enfrenta un esquema que la obliga a operar en desventaja permanente.
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Ese diferencial explica por qué la UIA insiste en que el RIGI debe incluir mecanismos que integren proveedores locales. No se trata de cupos ni de preferencias discrecionales, sino de corregir una asimetría que, de no abordarse, consolidará un modelo donde los grandes proyectos se abastecen en el exterior y la industria argentina queda relegada. La propuesta de exigir un porcentaje mínimo de bienes con valor agregado nacional y de establecer esquemas de integración progresiva apunta a evitar que el régimen se convierta en un canal de importaciones sin impacto productivo interno.
El punto de fondo es otro. Si Argentina necesita regímenes de excepción para atraer inversiones, el desafío no está en los regímenes, sino en las condiciones generales bajo las cuales opera el conjunto de la industria. La región ofrece estabilidad, financiamiento y cargas tributarias razonables. Argentina ofrece incentivos extraordinarios para proyectos puntuales, pero no un marco integral que permita que las empresas locales compitan en igualdad de condiciones.
El RIGI puede ser una herramienta útil para acelerar inversiones estratégicas. Pero sin un plan que normalice la presión fiscal, reduzca costos improductivos y garantice financiamiento accesible para las industrias que deben proveer a esos proyectos, el régimen corre el riesgo de profundizar la brecha que pretende cerrar. La discusión no es sobre un parche. Es sobre la necesidad de reconstruir un entorno productivo que permita que la industria argentina vuelva a competir en su propio país y en su propia región.
El Poder Ejecutivo Nacional oficializó el Decreto 482/2026, que sustituye al Decreto 2686/1993 y actualiza la reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196.
La norma moderniza procedimientos, digitaliza trámites, precisa el alcance de la estabilidad fiscal y ordena criterios ambientales y operativos para proyectos de gran escala. El objetivo es adecuar el régimen a las condiciones productivas y tecnológicas actuales y asegurar su complementariedad con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
La reglamentación incorpora un esquema digital para la importación de bienes de capital, insumos y repuestos destinados a la actividad minera. El sistema manual previo queda reemplazado por un mecanismo interoperable entre la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA) y el Sistema Informático Malvina de la Aduana, con un plazo máximo de cinco días hábiles para la tramitación. El cambio busca reducir tiempos logísticos, mejorar la trazabilidad del beneficio arancelario y disminuir costos operativos en proyectos de alta intensidad de capital.
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El decreto introduce por primera vez la definición formal de “proyecto minero”, que abarca las acciones, obras y bienes vinculados al descubrimiento, valoración, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales. A partir de esta delimitación, las empresas deberán presentar declaraciones juradas e informes económico‑financieros de manera individualizada a través de la plataforma TAD, lo que ordena la aplicación de beneficios y reduce la discrecionalidad administrativa.
En materia fiscal, la reglamentación precisa el alcance de la estabilidad fiscal por 30 años prevista en la Ley 24.196. El beneficio se aplicará a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva, y la fecha de origen será la de la presentación del estudio de factibilidad técnica. La autoridad de aplicación contará con sesenta días hábiles para dictar el acto de aprobación, lo que aporta previsibilidad a proyectos con CAPEX elevado.
El decreto también optimiza el mecanismo de devolución del crédito fiscal de IVA acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. La autoridad de aplicación deberá expedirse en treinta días hábiles, y la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) contará con otros treinta días para emitir el acto administrativo final. El esquema acorta los plazos financieros y mejora el flujo de caja de las compañías en etapas tempranas.
En el plano ambiental, se incorpora la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como alternativa a la previsión especial anual. La figura armoniza la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675 y evita la duplicación de exigencias impositivas y administrativas, trasladando el riesgo a un tercero regulado.
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La reglamentación amplía además el radio de integración regional del procesamiento de minerales a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exige que los proyectos utilicen al menos 50% en peso de insumos minerales nacionales. La medida busca fortalecer proveedores locales, mejorar la competitividad logística y consolidar actividad industrial en zonas alejadas.
El decreto incorpora la categoría de bienes reacondicionados para equipamiento usado sometido a procesos documentados de restauración, habilitando su importación y estableciendo pautas proporcionales para su amortización en el Impuesto a las Ganancias. También fija la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y establece requisitos estrictos para prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculada a la actividad.
La actualización del régimen reglamentario ordena procedimientos, reduce tiempos administrativos y mejora la previsibilidad fiscal y operativa para proyectos de cobre, litio y oro de gran escala. El nuevo esquema se integra con el RIGI sin superposición de beneficios y busca dotar al sector de un marco normativo más claro y funcional para inversiones de largo plazo.
Varias compañías petroleras multinacionales que operan en la Argentina retomaron en junio el giro de dividendos a sus casas matrices.
Es la primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019 que empresas del sector acceden al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar utilidades generadas en el país. El movimiento se habilita por la Comunicación “A” 8226 del Banco Central, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año.
La norma autoriza a las entidades financieras a dar acceso al mercado de cambios para el pago de utilidades y dividendos correspondientes a ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2025. La flexibilización no alcanza al stock acumulado durante los años de restricciones cambiarias, que permanece sujeto a tratamiento pendiente. El esquema permite girar únicamente flujos nuevos, sin liberar automáticamente ganancias retenidas de ejercicios anteriores.
El restablecimiento del giro de dividendos impacta especialmente en compañías con operaciones en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Desde 2019, la imposibilidad de repatriar utilidades condicionó la planificación financiera de las subsidiarias, obligó a reinvertir fondos en el país y afectó la evaluación de proyectos de largo plazo. En algunos casos, como el de ExxonMobil, la restricción fue uno de los factores que incidieron en la decisión de desinvertir en el mercado local.
La normalización parcial del régimen cambiario tiene implicancias operativas para el sector. La repatriación de utilidades reduce el riesgo asociado a caja inmovilizada, mejora la lectura financiera de las casas matrices y contribuye a restablecer la tasa interna de retorno percibida en proyectos de shale oil, shale gas e infraestructura de evacuación. También permite reordenar la estructura contable de las subsidiarias, que durante años acumularon saldos en pesos expuestos a inflación.
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Para los proyectos de midstream y exportación, la posibilidad de convertir utilidades en divisas y enviarlas al exterior constituye una condición habilitante dentro de los modelos de inversión. La industria requiere CAPEX intensivo y sostenido, y la repatriación de dividendos es una variable considerada en los comités globales al comparar la Argentina con otras jurisdicciones productoras.
El giro de dividendos no modifica el tratamiento del stock histórico retenido ni implica una liberalización plena del mercado cambiario. La flexibilización vigente se limita a utilidades recientes, pero representa una señal relevante para la inversión extranjera directa en el sector energético y para la continuidad de los planes de desarrollo en Vaca Muerta.
La actividad económica registró en el primer trimestre de 2026 un crecimiento del 2,3% interanual, según el informe publicado por el INDEC.
En términos desestacionalizados, el Producto Interno Bruto (PIB) también mostró una suba del 0,7% respecto del último trimestre de 2025.
El avance estuvo impulsado por el desempeño de sectores primarios y exportadores, que concentraron las mayores tasas de expansión. Entre las actividades con mayor crecimiento interanual se destacaron:
Pesca: +27,5%
Agricultura, ganadería, caza y silvicultura: +18,1%
Explotación de minas y canteras (incluye hidrocarburos): +12,3%
Intermediación financiera: +7,5%
Hoteles y restaurantes: +2,8%
Construcción: +2,5%
Transporte y comunicaciones: +2,3%
En total, 12 de los 16 sectores relevados por el organismo mostraron incrementos interanuales, lo que refleja una recuperación con base productiva amplia y tracción desde actividades vinculadas a recursos naturales, servicios y comercio exterior.
Del lado de la demanda, el consumo privado registró un crecimiento del 2,7%, mientras que las exportaciones avanzaron 9,8% interanual, consolidando el aporte del sector externo al desempeño general del trimestre.
En el mismo período, la oferta global combinó el aumento del PIB con una reducción de las importaciones. El informe del INDEC señaló que la actividad operó en un contexto de inflación acumulada del 9,4% en los primeros tres meses del año.
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El trimestre también mostró comportamientos heterogéneos entre ramas de actividad, con algunos sectores que no acompañaron la tendencia general. La industria manufacturera registró una variación de –1,7%, el comercio mayorista y minorista de –0,3%, y la administración pública de –1,4%, mientras que la formación bruta de capital fijo presentó una baja interanual.
El crecimiento del primer trimestre se apoyó principalmente en el dinamismo de los sectores primarios, la expansión de la minería y los hidrocarburos, y el impulso del comercio exterior, en un escenario de recomposición gradual de la actividad económica.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expuso su visión sobre el contexto energético internacional durante su participación en el Ciclo Democracia y Desarrollo, donde vinculó la situación geopolítica global con el aumento del financiamiento disponible para proyectos en la Argentina.
Marín afirmó que “el conflicto en Medio Oriente provocó que haya más financiamiento para Argentina”, al señalar que la reconfiguración del mercado internacional de hidrocarburos incrementó el interés de inversores y operadores globales por jurisdicciones con capacidad de expansión productiva.
El ejecutivo destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en la llegada de capitales al sector. “Gracias al RIGI y al cambio de gobierno se hizo un círculo virtuoso en Argentina, y por el cual están viniendo muchas empresas extranjeras a invertir en el sector”, sostuvo durante su presentación.
Marín también vinculó el contexto internacional con la aceleración de proyectos locales. “El conflicto de Medio Oriente nos ayuda a que haya más apetito, que haya financiamiento para Argentina y que se adelante la expansión productiva”, expresó.
En relación con la producción, el presidente de YPF aseguró que “estamos en un proceso del desarrollo full de Vaca Muerta” y anticipó un incremento significativo hacia 2027. “El aumento de producción que prevemos para fines de 2027 va a sorprender a todo el mundo”, afirmó. Según su exposición, “dos tercios del total de los barriles producidos tendrán salida comercial hacia diferentes mercados del mundo”.
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Marín señaló además que la compañía proyecta un desarrollo integral de los recursos no convencionales. “YPF tiene un programa para 2031 de desarrollar totalmente Vaca Muerta tanto en gas como en petróleo”, indicó.
Durante el panel “El salto energético y la oportunidad para el país”, el ejecutivo sostuvo que el avance de inversiones tendrá impacto en el empleo asociado a la actividad. “Los puestos de trabajo van aumentando a medida que empieza la inversión, y van a ser muchos”, afirmó.
La regulación de la temperatura, la calidad del aire, la humedad y la circulación de aire se ha convertido en un factor clave para garantizar condiciones adecuadas para futbolistas, espectadores y superficies de juego
Cuando se analiza la organización de un Mundialde fútbol suelen destacarse los aspectos deportivos, tecnológicos o logísticos. Sin embargo, detrás de cada partido existe una infraestructura silenciosa que resulta determinante para el funcionamiento de los estadios: los sistemas de climatización y control ambiental con un consumo energético optimizado.
La regulación de la temperatura, la calidad del aire, la humedad y la circulación de aire se han convertido en factores clave para garantizar condiciones adecuadas para futbolistas, espectadores y superficies de juego. Con el aumento de las temperaturas y los fenómenos climáticos extremos la climatización dejó de ser un servicio complementario para transformarse en un componente estratégico de la infraestructura deportiva.
En ese sentido, la Copa Mundial de la FIFA Qatar 2022 fue un gran precedente: representó uno de los proyectos de ingeniería climática más ambiciosos de la historia reciente del deporte. En un país donde las temperaturas pueden superar los 40°C durante gran parte del año, el desafío consistía en generar condiciones confortables en estadios abiertos y semiabiertos sin comprometer la eficiencia energética.
Para lograrlo, los ocho estadios mundialistas incorporaron sistemas avanzados de refrigeración capaces de mantener temperaturas controladas tanto en las tribunas como en el campo de juego.
En ese contexto, Daikin, subsidiaria de la compañía japonesa Daikin Industries Ltd., participó en el desarrollo de soluciones de climatización para la totalidad de los estadios utilizados durante la Copa Mundial, además de centros de entrenamiento e infraestructura complementaria.
El proyecto incluyó más de 124.000 toneladas de refrigeración instaladas mediante sistemas diseñados para optimizar el consumo energético y garantizar condiciones ambientales estables en instalaciones de gran escala.
La climatización, pieza clave en este Mundial 2026
El desafío climático constituyó una variable central durante la gestación del actual Mundial con sede en Estados Unidos, México y Canadá. En ese sentido, la FIFA confirmó que el cooling break o pausa de hidratación será obligatorio en todos los partidos, incluso en aquellos en los que las condiciones climáticas no lo exijan y como parte de una estrategia orientada a proteger la salud y el rendimiento de los jugadores.
Al mismo tiempo, las ciudades sede implementaron medidas complementarias para los asistentes, que incluyen desde estaciones de hidratación, zonas de enfriamiento hasta espacios con sistemas de nebulización y carpas climatizadas.
La decisión refleja una tendencia cada vez más visible en la planificación de grandes eventos: la necesidad de adaptar la infraestructura a escenarios climáticos más exigentes.
«Los grandes eventos deportivos muestran algo que cada vez vemos con más frecuencia en múltiples industrias: la climatización dejó de ser un servicio complementario para convertirse en una pieza estratégica de la infraestructura. Hoy hablamos de soluciones que contribuyen al confort de las personas, al cuidado de los recursos energéticos y a la sostenibilidad de los espacios», señaló Carlos Sorrenti, gerente de División Comercial de Daikin Argentina.
El césped: otro protagonista que depende del control ambiental
Además del bienestar de jugadores y espectadores, la climatización desempeña un papel fundamental en la conservación del césped, uno de los activos más importantes dentro de un estadio.
Las superficies deportivas requieren parámetros específicos de temperatura, humedad y ventilación para mantener condiciones óptimas durante toda la competencia. Por esa razón, los recintos más modernos incorporan sistemas inteligentes capaces de monitorear variables ambientales en tiempo real y realizar ajustes automáticos según las necesidades operativas.
Este tipo de tecnologías permite preservar la calidad del terreno de juego incluso bajo condiciones climáticas adversas o frente a una intensa utilización de las instalaciones.
La incorporación de soluciones de climatización de alta eficiencia no es exclusiva de los grandes torneos internacionales. En Argentina, uno de los ejemplos más destacados es el Estadio Único Madre de Ciudades, ubicado en Santiago del Estero, una de las provincias con mayores temperaturas promedio del país.
El estadio fue diseñado para responder a exigentes requerimientos de confort y eficiencia energética. La climatización estuvo a cargo de Daikin, que desarrolló un sistema adaptable a los distintos usos y niveles de ocupación de cada espacio. La infraestructura abarca vestuarios, salas de prensa, zonas mixtas, cabinas para periodistas, museo y otras áreas operativas del estadio.
El sistema combina diferentes tecnologías de climatización de alta eficiencia con una capacidad total de 430 HP, permitiendo acondicionar cada ambiente de manera independiente según sus necesidades específicas. Además, se administra a través de una plataforma centralizada de monitoreo que facilita la operación, el mantenimiento y la optimización del consumo energético.
A tres años de su puesta en funcionamiento, el estadio continúa operando con elevados niveles de desempeño, consolidándose como un ejemplo de integración entre confort, eficiencia energética y gestión inteligente de infraestructura.
Infraestructura preparada para optimizar el uso de la energía
La creciente incorporación de sistemas de climatización avanzados en estadios refleja una transformación más amplia que atraviesa a la infraestructura deportiva global.
«Durante años, la climatización fue percibida como un aspecto secundario dentro de la infraestructura deportiva. Hoy vemos que es una herramienta estratégica para enfrentar los desafíos que plantea el cambio climático, mejorar la experiencia de las personas y optimizar el uso de la energía. Gran parte de estas soluciones son invisibles para el público, pero resultan fundamentales para que un estadio funcione de manera eficiente y sostenible», agregó Sorrenti.
Aunque gran parte de estas tecnologías permanece fuera de la vista de los espectadores, su impacto resulta cada vez más relevante. La experiencia de Qatar 2022 y este Mundial 2026 muestran que los estadios del futuro estarán definidos no solo por su capacidad o diseño arquitectónico, sino también por su inteligencia energética y su capacidad de adaptación climática.
La provincia del Neuquén logró un aumento sostenido en sus envíos de petróleo y gas hacia mercados internacionales durante el período enero – mayo de 2026, consolidando a la provincia como el principal motor energético de la Argentina.
“La tracción de la producción provincial tuvo un impacto determinante en las estadísticas a nivel país. Mientras las exportaciones totales de Argentina crecieron 24,3 por ciento, el rubro específico de combustibles y energía registró un alza de 44,9 por ciento, un dinamismo sectorial que fue explicado en un 91 por ciento por el impulso exclusivo de la producción neuquina en Vaca Muerta”, se describió.
Un informe del gobierno provincial destacó registros del INDEC que indicaron que “las ventas globales neuquinas de hidrocarburos experimentaron una fuerte expansión interanual de 103,5 por ciento. En términos financieros, el balance significó pasar de operaciones por 1.695 millones de dólares en los primeros cinco meses del año anterior, a un total de 3.450 millones de dólares en el ciclo actual”.
El gran salto cuantitativo estuvo impulsado casi en su totalidad por el rendimiento de los yacimientos en Vaca Muerta. El informe detalló que el 98 por ciento del incremento en las exportaciones de la provincia provino directamente de los resultados que arrojó la actividad hidrocarburífera.
La participación relativa de Neuquén dentro de la canasta exportadora energética nacional se elevó de 38,3 al 54,7 por ciento. Asimismo, la provincia patagónica incrementó fuertemente su peso relativo dentro de la pauta exportadora total del país, logrando ascender de 5,2 al 8,5 por ciento, se destacó.
El gobierno nacional “actualizó y simplificó” el reglamento del Régimen de Inversiones Mineras (Ley 24196), una norma activada en 1993 durante el gobierno de Carlos Menem que llevaba más de 30 años sin modificaciones. La Administración Milei oficializó ahora el Decreto 482/2026 que, se argumentó, “permitirá que el potencial minero se siga desarrollando con reglas claras, simples y previsibles”.
Se describió que estas modificaciones son el resultado de un trabajo articulado entre los ministerios de Economía, de Desregulación y Transformación del Estado, y la Agencia de Recaudación y Control Aduanero, Jefatura de Gabinete de Ministros, y Legal y Técnica de Presidencia.
Economía destacó al respecto que “la norma introduce adecuaciones orientadas a actualizar la aplicación del régimen vigente a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas, para modernizar y simplificar los procedimientos administrativos mediante la incorporación de herramientas digitales y la reducción de cargas burocráticas”.
Ahora, se dispone la sustitución integral del Anexo del Decreto 2686/93. Entre los principales cambios se destacan: la agilización del sistema de importaciones, reemplazando el esquema previo de autorizaciones y certificaciones manuales por un sistema más dinámico e interoperable con Aduana; la optimización del mecanismo de devolución del IVA; y una mayor precisión en el alcance de la estabilidad fiscal.
Se establece, por primera vez en la Ley, la definición de “proyecto minero” y, en función de ello, se dispone la presentación de declaraciones juradas a nivel de proyecto.
En los considerandos del nuevo decreto “se redefine el universo de sujetos alcanzados, aclarando los requisitos para la inscripción de quienes desarrollan actividades mineras por cuenta propia y detallando el régimen aplicable a los prestadores de servicios mineros, a la vez que se incorporan precisiones relativas a los compromisos de presentación documental, así como a los mecanismos de suspensión y caducidad previstos para el adecuado cumplimiento del régimen”.
En particular, se establece para los nuevos proyectos el requisito de acreditar su titularidad y presentar sus lineamientos básicos. Asimismo, se incorpora la constitución del domicilio electrónico y la figura formal de los bienes reacondicionados; se amplía el radio de integración regional fomentando los proveedores locales y la competitividad logística; y se establecen requisitos específicos para los prestadores de servicios mineros.
“En atención a la experiencia recabada durante los años en vigencia del régimen ahora modificado, se considera pertinente redefinir el concepto de integración regional, ampliando el límite actualmente dispuesto a quinientos kilómetros (500 km), en concordancia con las excepciones que se han otorgado oportunamente”, se puntualizó.
La ampliación del límite propuesto fomentará la competitividad, permitirá extender la cadena de producción a un territorio más amplio, mediante la integración entre yacimientos y plantas de beneficio, y promoverá el crecimiento de la actividad, señala el Decreto.
Asimismo, en los considerandos del D-482 se hace hincapié en que “la fecha de la estabilidad fiscal será la fecha de presentación del estudio de factibilidad o de la información complementaria que permitió su aprobación, y que el acto de aprobación habilita expresamente al beneficiario a reclamar por vulneraciones a dicha estabilidad”.
“En atención a que la estabilidad fiscal se otorga por el plazo de treinta (30) años, resulta fundamental requerir que los beneficiarios mantengan actualizado su estudio de factibilidad ante cualquier modificación sustantiva del proyecto”, se puntualizó.
También “se optimiza significativamente” el procedimiento para la devolución acelerada del Impuesto al Valor Agregado (IVA) correspondiente a la etapa de exploración.
Además, se actualiza la reglamentación del régimen de importaciones de la Ley 24.196, sustituyendo el anterior sistema de autorizaciones previas y certificados que debían ser emitidos por la Autoridad de Aplicación, por un mecanismo más ágil que permite al importador la presentación de una declaración jurada sobre el destino minero de los bienes, simplificando los trámites respectivos.
Por otra parte, se introduce la opción de un seguro ambiental obligatorio como mecanismo de garantía real externa que traslada el riesgo a un tercero solvente y regulado, en línea con la armonización del artículo 23 de la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente (Ley 25.675).
De esta manera, el seguro se incorpora como un mecanismo alternativo de cumplimiento de las obligaciones de prevención ambiental previstas en la Ley de Inversiones Mineras, evitando la duplicación de exigencias y la superposición de esfuerzos por parte de las empresas, indicó Economía.
En resumen quedan ratificados los beneficios principales de: Estabilidad Fiscal, garantía de 30 años por la cual el Estado se compromete a no incrementar la carga tributaria total. Amortización Acelerada que permite deducir los gastos de inversión en menor tiempo para el pago del Impuesto a las Ganancias. Devolución de IVA: Reintegro del Impuesto al Valor Agregado para las inversiones realizadas durante la etapa de exploración. Beneficios Aduaneros: Exenciones y facilidades en los derechos de importación para bienes de capital y equipos necesarios para la actividad.
“Esta reforma se enmarca en la política de desburocratización y simplificación impulsada por el Estado Nacional, con el objetivo de optimizar la relación entre el Estado, los ciudadanos y el sector productivo”, remarcó Economía.
En el Día de la Prevención y Concientización contra el Monóxido de Carbono, MetroGAS publicó un video que combina innovación tecnológica, experiencias de vida y recomendaciones para evitar uno de los principales riesgos del invierno.
Ante el inicio de la temporada de bajas temperaturas, la compañía lanzó una nueva edición de su campaña de prevención de intoxicaciones por inhalación de monóxido de carbono con el objetivo de acercar información clara, útil y accesible para el cuidado de las personas en el hogar.
El monóxido de carbono es un gas altamente peligroso que no se ve, no tiene olor ni sabor y puede estar presente en los hogares sin que las personas lo adviertan.
Se genera por la combustión incompleta de productos que contienen carbono y, de acuerdo con la cantidad inhalada, puede provocar desde dolores de cabeza, mareos y náuseas hasta intoxicaciones graves e incluso la muerte.
Como novedad, este año la compañía desarrolló una pieza audiovisual que incorporó herramientas de inteligencia artificial en su proceso de producción para fortalecer un mensaje preventivo y de bien público. La realización incluyó la conceptualización creativa, el desarrollo del guion y la generación de las escenas finales con IA.
“Buscamos incorporar nuevas herramientas que nos permitan fortalecer el alcance y la efectividad de nuestros mensajes de prevención. La inteligencia artificial fue utilizada como un recurso de producción dentro de un proceso creativo y técnico supervisado por personas en todas sus etapas”, señaló Hernán Chiesa, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
La campaña de MetroGAS fue concebida a partir de una premisa simple: los síntomas de una intoxicación por inhalación de monóxido de carbono pueden confundirse con molestias cotidianas y, justamente por eso, la prevención, la observación de las señales de alerta y la acción a tiempo son fundamentales.
“En MetroGAS entendemos que la innovación solo tiene sentido cuando ayuda a comunicar mejor. En esta campaña incorporamos herramientas de inteligencia artificial para amplificar un mensaje de utilidad pública, sin perder de vista que la prevención es el verdadero eje de nuestro trabajo. La tecnología estuvo al serviciode una comunicación clara, responsable y orientada al cuidado de las personas”, afirmó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.
Las intoxicaciones por monóxido de carbono, en números:
Según datos relevados por la compañía, durante todo 2025 se registraron 54 intervenciones vinculadas a incidentes por monóxido de carbono en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y el sur del Gran Buenos Aires, con cerca de 120 personas hospitalizadas y 15 fallecidos. Estos datos son los más altos de los últimos 9 años.
Las situaciones de riesgo más frecuentes están relacionadas con la falta de ventilación, las rejillas obstruidas, conductos de evacuación deficientes y el mal funcionamiento de artefactos a gas. Los equipos destinados a la producción de agua caliente, como calefones, termotanques y calderas, concentran más del 90 por ciento de los incidentes asociados al monóxido de carbono. Vale tener en cuenta también que otro tipo de artefactos utilizados para calefaccionar o cocinar, como braseros o salamandras a leña, liberan monóxido de carbono.
Entre las principales recomendaciones para prevenir intoxicaciones, MetroGAS recuerda:
Revisar los artefactos a gas y los conductos de evacuación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
Verificar que la llama de los artefactos a gas sea siempre azul y uniforme.
No utilizar los artefactos para fines distintos a aquellos para los que fueron diseñados.
No usar el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
Evitar secar ropa sobre estufas o fuentes de calor a gas. •
En baños y dormitorios, instalar únicamente artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada.
Ventilar los ambientes todos los días, incluso cuando hace frío.
No tapar ni obstruir las rejillas de ventilación.
Ante cualquier falla, apagar el artefacto y contactar a un profesional habilitado. Los síntomas más frecuentes de intoxicación incluyen dolor de cabeza, náuseas o vómitos, mareos, alteraciones visuales, letargo o confusión, pérdida de conocimiento y convulsiones. Ante la aparición de estos signos, es fundamental actuar rápidamente: abrir puertas y ventanas, salir al aire libre y solicitar asistencia de inmediato. “La intoxicación por monóxido puede evitarse. Nuestro desafío es seguir generando conciencia para que cada vez más personas incorporen hábitos de prevención y podamos reducir al mínimo los accidentes”, agregó Di Lázzaro. La intoxicación por inhalación de monóxido de carbono puede ser fatal, pero puede evitarse. Ante cualquier duda o emergencia, MetroGAS recuerda que se encuentra disponible la línea gratuita 0800-999-1050, además del SAME (107) y el 911
Acerca de MetroGAS Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su cobertura del servicio abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Los márgenes de refinación de los combustibles registraron una fuerte recuperación en abril de 2026, impulsados por el aumento de los precios de las naftas y el gasoil en es. Sin embargo, mientras las refinadoras muestran una mejora en sus resultados, especialistas advierten que la reciente caída del petróleo internacional abre un nuevo interrogante: si los combustibles subieron cuando el crudo aumentó, ¿bajarán ahora que el mercado internacional se retrae?
Según un informe elaborado por el ingeniero Alberto Fiandesio, el margen bruto de refinación de la nafta súper aumentó 30,8% respecto de marzo, mientras que el del gasoil grado 2 avanzó 40,4%. La mejora se explica principalmente por el incremento de los precios de los combustibles en es, que crecieron más que el valor del petróleo utilizado como referencia para el cálculo.
Durante abril, el precio promedio del crudo nacional subió 11,3% y acumuló un incremento cercano al 77% en los primeros cuatro meses del año. Sin embargo, la nafta aumentó 15,6% y el gasoil 20,2% en es por litro. A esto se sumó una caída del tipo de cambio del 1,1% respecto de marzo, lo que amplificó la valorización en es de los combustibles comercializados en el mercado local.
Como resultado, el margen de refinación alcanzó los US$ 33,1 por barril para la nafta súper y los US$ 55,6 por barril para el gasoil. Mientras el margen de la nafta quedó 9,3% por debajo del registrado un año atrás, el del gasoil se ubicó 18,9% por encima del nivel observado en abril de 2025.
Los precios sin impuestos en planta de despacho alcanzaron además máximos históricos dentro de la serie relevada desde 2006. La nafta promedió US$ 0,8338 por litro y el gasoil US$ 0,9749 por litro.
Fiandesio destaca que la principal explicación de esta recuperación fue que los precios de los combustibles crecieron por encima del aumento del crudo, favorecidos por la apreciación cambiaria. En particular, el gasoil mostró un desempeño sobresaliente, con márgenes que superan ampliamente los promedios históricos.
La otra cara del debate
Mientras los márgenes mejoran, el director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Roberto Carnicer, plantea que la discusión ya no debería centrarse en si los combustibles aumentaron cuando subió el petróleo, sino en qué ocurrirá ahora que el precio internacional comenzó a retroceder.
“Si el surtidor se ajusta cuando sube el petróleo, el consumidor tiene derecho a esperar algún grado de simetría cuando el petróleo baja”, sostiene el especialista.
Según su análisis, el aumento de marzo trasladó sólo parcialmente el shock petrolero internacional. Entre febrero y marzo, el precio del WTI subió 41,7%, mientras que la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires aumentó 24,2%, lo que implica un traslado cercano al 58% de la suba del crudo.
“Se trasladó algo más de la mitad del shock internacional”, explica Carnicer, quien remarca que ese ajuste se concentró casi exclusivamente en marzo. Posteriormente, los precios locales permanecieron relativamente estables, pese a que el petróleo continuó operando en niveles elevados durante abril y mayo.
La caída del petróleo y las expectativas
El especialista subraya que la reciente baja del WTI se produjo principalmente después del 12 de junio y se concentró en apenas tres jornadas de negociación, cuando el mercado comenzó a descontar una eventual normalización de la oferta petrolera internacional.
Desde los US$ 84,88 por barril registrados el 12 de junio hasta los US$ 76,54 del 17 de junio, el petróleo cayó cerca de 9,8%.
Si se aplicara la misma relación observada durante el aumento de marzo, Carnicer estima que existiría un margen teórico para una reducción de alrededor de $117 por litro en la nafta súper. En un escenario de traslado pleno de la baja del crudo, la reducción podría acercarse a los $201 por litro. No obstante, aclara que estos cálculos son sólo una referencia, ya que el precio final depende también de impuestos, costos logísticos, márgenes comerciales y decisiones empresariales.
Márgenes récord y una discusión abierta
La coexistencia de márgenes de refinación en recuperación y una baja reciente del petróleo internacional instala un nuevo eje de discusión en el sector energético.
Por un lado, los datos de Fiandesio muestran que las refinadoras lograron recomponer significativamente su rentabilidad durante abril gracias al fuerte aumento de los combustibles en es. Por otro, Carnicer sostiene que la reciente corrección del mercado petrolero internacional justifica revisar la evolución futura de los precios locales.
“La pregunta ya no es si se justificaba el aumento de marzo, sino qué parte de la baja internacional puede llegar al consumidor y en qué plazo”, concluye el especialista.
Así, mientras los márgenes de refinación alcanzan niveles históricamente elevados, el foco del debate comienza a desplazarse hacia la transparencia y la simetría en la formación de los precios que pagan los consumidores en los surtidores argentinos.
La desescalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán empuja los precios a la baja desde los picos de más de US$ 120 por barril registrados en el pico de la crisis. Un estudio de la Reserva Federal de Dallas concluye que la economía norteamericana resistió el shock mejor de lo esperado. En Vaca Muerta, la baja del crudo presiona márgenes pero no detiene la marcha exportadora.
La corrección se profundiza
El Brent retrocedió el martes hasta los US$ 77,2 por barril, extendiendo las pérdidas de la sesión anterior y tocando su nivel más bajo en casi tres meses. El WTI, por su parte, cerró en US$ 73,67 por barril, una caída de 0,26% respecto de la jornada previa. En el acumulado del mes, ambos marcadores perdieron más del 21%.
La caída contrasta con los máximos del ciclo. El barril de Brent llegó a superar los US$ 120 durante el pico de la crisis, y el analista Tamas Varga, de PVM Oil Associates, consideró que la reapertura condicional del Estrecho de Ormuz, el levantamiento de la declaración de fuerza mayor de Kuwait y el fin del bloqueo naval norteamericano convencieron al mercado de que la perturbación que había impulsado los precios a esos niveles “ya terminó del todo”.
Negociaciones bajo tensión y Ormuz en movimiento
La dinámica del precio responde, ante todo, al estado de las conversaciones entre Washington y Teherán. Catar y Pakistán, que ofician de mediadores en Suiza, informaron que ambas partes acordaron una hoja de ruta de 60 días con vistas a un acuerdo definitivo. El Tesoro de los Estados Unidos autorizó además la producción, entrega y venta de petróleo e hidrocarburos iraníes por ese mismo plazo, lo que disparó las expectativas de una recuperación más rápida de la oferta.
El tráfico a través del Estrecho de Ormuz se reactivó: Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos retomaron rutas de exportación alternativas, mientras que Irán despachó más de 30 millones de barriles en la última semana. Una reapertura plena de la vía podría liberar unos 80 millones de barriles al mercado, sumando presión bajista en un contexto de demanda débil.
La incertidumbre, sin embargo, persiste. El programa nuclear iraní sigue siendo un punto de conflicto: el vicepresidente JD Vance afirmó que Teherán había aceptado el regreso de inspectores, afirmación que los medios iraníes desmintieron. Esa ambigüedad impide que el mercado descuente plenamente el fin de las hostilidades.
La Fed de Dallas y la resiliencia norteamericana
Paralelamente a la negociación diplomática, la Reserva Federal de Dallas publicó un análisis sobre el impacto del shock del crudo en la economía de los Estados Unidos. El estudio modeló cierres del Estrecho de Ormuz de uno, dos y tres trimestres, y encontró efectos moderados sobre la inflación, tanto en el índice de precios al consumidor general como en el núcleo, con consecuencias que se disiparon con relativa rapidez sin dejar huella inflacionaria persistente.
El reporte señala además que la economía norteamericana podría resultar aún más resistente ante este tipo de shocks que en años anteriores: la energía bajó de representar el 13,3% del PBI al 5,7% en los últimos 40 años. La Reserva Federal de Boston amplió esa perspectiva al identificar dos cambios estructurales que amortiguan el golpe: el crecimiento sustancial de la producción doméstica de petróleo y la caída en la proporción del gasto destinado a energía.
Con todo, la inflación PCE, el indicador de referencia de la Fed, saltó del 2,9% en febrero al 3,8% en abril, empujada principalmente por el alza en los precios de la energía.
Vaca Muerta: récord productivo en un mercado que baja
La corrección del crudo llega en un momento peculiar para el sector energético argentino: el mejor desempeño exportador de su historia.
De la mano de Vaca Muerta, Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico de producción de petróleo, con 628.924 bbl/d. La cuenca explica el 67% del petróleo argentino y el 58% del gas, y la balanza energética aportó en ese mes el 52% del superávit comercial total del país, que cerró en US$ 2.711 millones, el más alto para un mes de abril.
Las exportaciones de crudo alcanzaron en mayo de 2026 los US$ 1.172 millones, un incremento interanual del 322%, consolidándose como el principal producto de exportación del país.
Ese desempeño coexiste con una tensión de fondo. El consultor Daniel Dreizzen, titular de Aleph Energy, advirtió que US$ 80 por barril sigue siendo un precio muy competitivo para invertir en Vaca Muerta, pero que los US$ 65 se acercan demasiado al breakeven, es decir, al precio de equilibrio para justificar nuevas inversiones.
Estimaciones privadas sostienen que, aun con precios internacionales más bajos durante el resto del año, el sector podría registrar un nuevo récord histórico de superávit energético, superando los US$ 7.289 millones de 2025, dado que el crecimiento de los volúmenes exportables compensa parcialmente la caída en el valor unitario del barril.
La advertencia de fondo la formula el propio mercado: una caída sostenida por debajo de los US$ 70 pondría en discusión el ritmo de inversión en nuevas almohadillas de shale, en un año en que el país depende del avance de la infraestructura de transporte para consolidar su salto exportador.
La Legislatura de Neuquén aprobará el acuerdo con YPF por el GNL el miércoles.
La Legislatura de Neuquén votará este miércoles 24 el acuerdo que firmó el gobierno de Rolando Figueroa con YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. El oficialismo cuenta con los votos para sancionar la ley, pero lo hará por la noche para evitar que coincida con la movilización que convocaron los principales sindicatos estatales.
La sesión comenzará a las 18 y no a las 10 como sucede habitualmente. La decisión la tomaron hoy los diputados jefes de bloque en la reunión de Labor Parlamentaria para no tener que sancionar el proyecto en un clima de protesta. Uno de los puntos que se analizaron fue que, durante la mañana, funciona el jardín maternal de la Legislatura y también asisten estudiantes a la biblioteca ubicada en el edificio.
El objetivo es darle tratamiento en general durante la tarde cuando ya no haya manifestantes y, a la medianoche, iniciar una segunda sesión para que la ley quede aprobada en particular.
Las organizaciones habían convocado a una concentración a las 10 en el centro de la capital para marchar hacia el edificio legislativo bajo la consigna «no a la baja de regalías». Según pudo saber EN/CLAVE, mantendrán el horario pese a la «gambeta» resuelta por los legisladores.
El proyecto que llega al recinto tras el despacho de las comisiones de Asuntos Constitucionales, Presupuesto y Energía contempla una flexibilización del porcentaje de regalías que cobrará la provincia a través de un esquema de bandas que oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto.
También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.
Además, obliga a YPF a pagar a la provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares.
Búsqueda de apoyos
El oficialismo de Rolando Figueroa llega cómodo en el recuento de votos para aprobar la ley, aunque con cierto ruido político que habría preferido evitar.
A los planteos que ya hicieron los bloques opositores del kirchnerismo y la izquierda en contra del acuerdo con YPF se sumaron los sindicatos estatales y otras organizaciones sociales que advierten por la eventual pérdida de recursos que significaría para Neuquén el esquema de regalías diferenciales.
El gobierno, que presentó esta ley como un «hito fundacional» similar al que inició la explotación no convencional en Loma Campana, en 2013, se dedicó en los últimos días a incentivar comunicados y manifestaciones de apoyo de municipios, sindicatos aliados y cámaras empresarias para intentar contrarrestar esos argumentos.
Se buscó dar una imagen de acuerdo mayoritario de todos los sectores de la sociedad frente a una minoría política y sindical que tampoco sería representativa en la Cámara.
De 35 bancas que tiene la Legislatura de Neuquén, al menos 25 votarían a favor, entre los que se cuentan a los diputados de Comunidad, el PRO y el MPN.
En contra ya se manifestaron los dos miembros del FIT, Andrés Blanco y Julieta Ocampo; los tres de Unión por la Patria, Darío Martínez, Lorena Parrilli y Darío Peralta; e integrantes del interbloque Neuquén República que agrupa a César Gass (UCR), Mónica Guanque, Federico Méndez y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). La quinta diputada de este espacio, Brenda Buchiniz (Cumplir-LLA), dijo a este medio que aún no tenía resuelto su voto.
Una demostración de fuerza
Los sindicatos y organizaciones que se movilizarán el miércoles a la Legislatura saben que no tienen fuerza para torcer la votación, pero esperan hacer una demostración numérica que empañe el escenario de consenso que buscó mostrar el gobierno.
«Lo importante es que se vea la magnitud de la marcha», afirmó a EN/CLAVE un referente estatal que está organizando la marcha.
La mayoría de los gremios se concentrará en el monumento a San Martín del centro de la capital a las 10 y, desde allí, recorrerá unos dos kilómetros hasta el edificio de la Legislatura. En cambio, ATE, que llevará una de las principales columnas, iniciará el recorrido desde la sede de su gremio.
Entre las organizaciones sindicales que anticiparon su participación también se cuenta a ATEN, que representa a los maestros; a Sejun, de los trabajadores del Poder Judicial; y a Adunc y Apunc, de docentes y no docentes de la Universidad Nacional del Comahue. También convocó a movilizarse en contra del acuerdo con YPF el sector de la Confederación Mapuche más enfrentado con el gobierno y que nuclea a las comunidades que están en la zona de influencia de Vaca Muerta.
Los dirigentes esperan montar un acto en las inmediaciones de la Legislatura para darle un cierre a la protesta que, en principio, no inquieta al oficialismo en cuanto a la posibilidad de que se genere un conflicto que fuerce una actuación policial.
Estatales o privados: quiénes están a favor
La oposición al acuerdo entre Neuquén e YPF para generar un régimen promocional que posibilite la concreción del proyecto de GNL con el gas de Vaca Muerta proviene, principalmente, del sector estatal.
Casi todo el arco gremial vinculado a los trabajadores públicos, a excepción del que nuclea a los empleados legislativos, ANEL, se manifestará el miércoles en contra del proyecto por entender que resigna recursos para la provincia.
Se trata de un sector que depende directamente de los ingresos corrientes que recibe Neuquén por la coparticipación federal, cada vez más escasa, impuestos provinciales como Ingresos Brutos y las regalías que deja la explotación hidrocarburífera.
El gobierno destina alrededor de 360.000 millones de pesos por mes, casi un 60% de lo que recauda, al pago de salarios de unos 70.000 trabajadores estatales. ATE ya anticipó que el miércoles le pedirá al gobierno, en el contexto de la manifestación, que convoque a discutir la paritaria del segundo semestre.
El apoyo al proyecto, en cambio, lo manifestaron los sindicatos del sector privado como los Petroleros de Marcelo Rucci y el Centro de Empleados de Comercio que conduce el diputado del MPN, Ramón «Colo» Fernández, ambos aliados de Rolando Figueroa.
Los petroleros consideraron el acuerdo con YPF como «un paso necesario para garantizar nuevas inversiones, sostener la actividad a largo plazo y multiplicar las oportunidades laborales para las futuras generaciones».
Desde el gremio de comercio, uno de los principales empleadores de la provincia, afirmaron que el desarrollo del GNL no solo fortalecerá a la industria petrolera, sino que tendrá «un efecto multiplicador» sobre toda la economía de Neuquén como la construcción, el transporte, los servicios «y, en definitiva, el comercio local, que depende directamente de que haya actividad, salarios y consumo».
El gobierno avanzó con una nueva reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras para modernizarla y fortalecer la complementariedad con el RIGI.
El Poder Ejecutivo Nacional oficializó la nueva reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196, una medida altamente esperada por el sector extractivo, a más de 30 años de vigencia. La normativa introduce una serie de adecuaciones orientadas a actualizar la aplicación del régimen vigente a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas del mercado global.
La nueva reglamentación se concretó a través de la publicación este martes del Decreto 482 en el Boletín Oficial, y cuyos lineamientos habían sido anticipados por EconoJournal en diciembre, al dar conocer el trabajo que se estaba desarrollando para simplificar y actualizar la normativa.
La premisa manifestada es la de «optimizar la competitividad del sector y la eficiencia en la gestión estatal«, para lo cual en julio pasado ya se habían sumado modificaciones a la Ley 24.196, orientadas a la desregulación y la modernización de los procedimientos.
La nueva norma sustituye el Decreto 2686 del 28 de diciembre de 1993 y tiene como eje central fortalecer el esquema normativo para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego promover la accesibilidad y agilidad de la propia ley que por definición trascenderá al régimen.
La histórica Ley de Inversiones Mineras, bien valorada por la industria, tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. También prevé la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.
Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».
Los principales cambios que actualizan la Ley 24.196
La Secretaría de Minería, a cargo de Luis Lucero, impulsó cambios claves como agilización digital de importaciones, aceleración en la devolución del IVA, y la nueva figura de proyecto.
Entre las modificaciones más destacadas de la nueva reglamentación figura la agilización del sistema de importaciones para insumos, repuestos y bienes de capital destinados a la minería. El esquema previo de autorizaciones y certificaciones manuales quedó reemplazado por un sistema interoperable a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA), que conecta en un plazo máximo de cinco días hábiles a la autoridad de aplicación con el Sistema Informático Malvina de la Aduana, optimizando el control y la trazabilidad del beneficio arancelario.
Asimismo, el reglamento establece por primera vez en el marco de la ley la definición formal de “proyecto minero”, delimitándolo como el conjunto de acciones, obras y bienes destinados al descubrimiento, valoración, cuantificación, preparación, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales de uno o más yacimientos. En función de este cambio, las empresas quedan obligadas a presentar sus declaraciones juradas e informes económico-financieros de manera individualizada a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD).
Respecto al tratamiento fiscal de las inversiones, la norma otorga una mayor precisión al alcance de la estabilidad fiscal, la cual llega a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva. El texto determina un plazo de sesenta días hábiles para que la autoridad dicte el acto de aprobación tras evaluar el estudio de factibilidad técnica, fijando con claridad que la fecha de origen del beneficio será la del día de la presentación original.
Otro aspecto clave de la reforma es la optimización del mecanismo de devolución del crédito fiscal del Impuesto al Valor Agregado (IVA) acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. Para agilizar los tiempos financieros de las compañías, la autoridad de aplicación deberá expedirse sobre la pertinencia técnica en treinta días hábiles, abriendo paso a que la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) emita el acto administrativo final de admisión en un plazo no mayor a otros treinta días hábiles.
En otro plano, se incorporó la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como un mecanismo de garantía real externa en lugar de constituir de forma exclusiva la previsión especial anual. Esta figura traslada el riesgo a un tercero solvente y regulado, logrando la armonización del artículo 23 de la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675, lo que evita la duplicación de exigencias impositivas y la superposición de esfuerzos administrativos por parte de las operadoras.
La flexibilización también alcanza la integración regional de los procesos de tratamiento de minerales, extendiendo el radio de influencia a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exigiendo que provean no menos del 50% en peso de sus insumos minerales. Esta ampliación busca fomentar el desarrollo de proveedores locales, optimizar la competitividad logística y consolidar el asentamiento poblacional e industrial en regiones aisladas o con bajo índice de empleo fabril.
La normativa también introduce la figura de «bienes reacondicionados» para equipamiento usado que pase por un proceso documentado de restauración, permitiendo su importación y fijando pautas proporcionales para el cálculo de su vida útil amortizable en el Impuesto a las Ganancias. Adicionalmente, implementa la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y define exigencias estrictas para los prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculado directamente a la actividad.
Bahía Blanca atraviesa un ciclo de expansión industrial y energética sin precedentes. Con proyectos que superan los US$ 5.000 millones, el puerto y su área de influencia ingresan en una etapa donde la infraestructura, los proveedores y la logística deberán acompañar un volumen de actividad que crece de manera simultánea en varios frentes.
El gerente general del Puerto de Bahía Blanca, Juan Linares, confirmó que en los próximos 90 días podría definirse Fertil Pampa, una planta de urea de 2,3 millones de toneladas anuales. En paralelo, continúa en evaluación la ampliación de Profertil, que sumaría 1 millón de toneladas adicionales.
Ambos proyectos se apoyan en dos factores centrales:
la demanda interna de fertilizantes, que hoy se cubre parcialmente con importaciones,
y la disponibilidad creciente de gas natural proveniente de Vaca Muerta, insumo crítico para la producción de urea.
Según Linares, el mercado argentino podría absorber prácticamente toda la producción proyectada, mientras que Brasil, principal consumidor mundial, aparece como destino natural para exportaciones.
1. Un polo industrial que se expande y genera demanda real
El puerto ya registra inversiones confirmadas que elevan su volumen operativo:
Louis Dreyfus Company avanza con una planta aceitera de US$ 316 millones, que sumará 800.000 toneladas de carga.
TGS ejecuta un proyecto de procesamiento de gas por US$ 3.000 millones, con US$ 1.900 millones de impacto directo en la región.
Fertil Pampa y Profertil podrían agregar más de 3 millones de toneladas de producción industrial.
En conjunto, estas iniciativas representan 2,7 millones de toneladas nuevas para el sistema portuario. Ese volumen implica más proveedores, más servicios, más empleo y más infraestructura.
2. Oportunidades para proveedores y pymes
El crecimiento proyectado abre una ventana concreta para:
constructoras y montajes industriales,
metalúrgicas y metalmecánicas,
logística y transporte,
ingeniería, mantenimiento y servicios técnicos,
proveedores de insumos químicos,
empresas de energía y servicios auxiliares.
Los proyectos de fertilizantes requieren equipos de gran porte, tuberías, sistemas de almacenamiento, obra eléctrica, ingeniería de procesos y logística especializada.
La expansión agroindustrial suma demanda de transportistas, terminales, laboratorios, acopiadores y servicios portuarios.
3. Empleo: impacto directo y creciente
Los proyectos en marcha ya generan ocupación:
La obra de TGS moviliza cientos de trabajadores.
LDC prevé picos de empleo durante el montaje industrial.
Fertil Pampa y Profertil, de avanzar, implicarán miles de empleos temporarios y centenares de puestos permanentes.
El puerto estima que la región podría superar los 1.500 empleos directos en obra simultánea si los proyectos se solapan.
4. Infraestructura: el límite que aparece antes del boom
Linares fue claro: el puerto puede acompañar el crecimiento, pero la infraestructura terrestre está bajo presión.
Canal de acceso
El canal principal está en condiciones de absorber más tráfico.
La profundización es prioritaria para sostener el ingreso de buques de mayor calado.
Rutas
El tránsito pesado —especialmente arena para Vaca Muerta— deteriora rutas nacionales y provinciales.
El puerto ejecuta obras en accesos ante la falta de intervención de organismos viales.
Ferrocarril
Es el punto crítico.
La región necesita un proyecto ferroviario de ampliación y modernización.
La indefinición sobre concesiones frena inversiones privadas.
Sin tren, el crecimiento se vuelca al camión, saturando rutas y elevando costos.
5. Una ventana de inversión que exige anticipación
Los proyectos industriales y energéticos evaluados en los últimos años siguen en pie.
Varios ya están en obra.
Otros están a semanas de definirse.
Bahía Blanca se encuentra frente a un ciclo donde:
hay gas,
hay demanda,
hay proyectos,
hay financiamiento,
hay empresas globales instaladas,
y hay un puerto con capacidad de expansión.
La condición es que la infraestructura acompañe el ritmo.
El último Informe de Coyuntura del IERAL Comahue describe un escenario energético en transformación, marcado por el avance del no convencional, la consolidación de la cuenca Neuquina y una mejora sostenida del saldo comercial del sector.
La matriz energética continúa dominada por los hidrocarburos: el gas natural aporta el 49% de la energía primaria y el petróleo el 40%, mientras que las renovables mantienen una participación acotada del 7,6%.
El documento señala que la producción de hidrocarburos atraviesa un cambio estructural. El segmento convencional sigue en retroceso, pero la expansión del shale compensa esa caída y redefine la dinámica del sector.
Este proceso se refleja en las cuentas externas: en 2025, la balanza energética registró un superávit de USD 7.829 millones, impulsado por exportaciones por USD 11.100 millones y una reducción del 18% en las importaciones.
1. Gas natural: expansión moderada y dominio del no convencional
La producción de gas alcanzó en 2025 los 141,7 MMm³/día, un incremento del 2,1% respecto del año anterior. El dato central es la participación del no convencional, que llegó al 63,4%, frente al 2,4% registrado en 2010. Neuquén concentra el 68,5% del gas de pozo y el 71,8% por cuenca, consolidándose como el eje del sistema.
El precio mayorista del gas se mantuvo estable. El promedio anual fue de USD 3,64/MMBTU, con valores más altos en invierno y diferencias según destino: el gas para distribuidoras fue el de mayor precio, mientras que el destinado a exportación se ubicó en el rango inferior.
Las proyecciones del IERAL anticipan un sendero estable hacia 2026 (145,9 MMm³/día) y una leve reducción hacia 2029 (139,6 MMm³/día), asociada a la sustitución relativa del gas por petróleo en la matriz productiva.
2. Petróleo: crecimiento acelerado y liderazgo neuquino
La producción de petróleo alcanzó en 2025 un promedio de 800 mil barriles diarios, con un crecimiento del 13,3% interanual. El convencional volvió a caer (−5,5%), mientras que el no convencional creció 28%, representando el 63% del total.
Neuquén aporta el 65% del crudo nacional y el 74% por cuenca. Chubut participa con el 15,5% y Río Negro con el 2,6%.
El informe identifica tres etapas en la evolución del sector:
una fase de declinación entre 1998 y 2017,
un período de estabilización entre 2018 y 2020,
y una etapa de expansión acelerada desde 2021, que llevó la producción a máximos históricos.
Las proyecciones indican que el país podría acercarse al millón de barriles diarios en 2029, impulsado por el shale-oil y por la infraestructura orientada a la exportación.
El sector energético representó en 2025 el 13% de las exportaciones totales. El petróleo crudo explica el 60% de las ventas externas del rubro, seguido por carburantes y lubricantes (23%).
En importaciones, el gasoil (Grado 3 y otros) concentra el 54%, y las naftas el 28,5%, lo que evidencia la dependencia en combustibles líquidos para transporte.
El IERAL proyecta que la expansión de infraestructura —en particular, el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS)— permitirá sostener un superávit estructural en los próximos años.
4. Matriz energética y consumo
El informe destaca que la matriz argentina es relativamente “limpia” por la baja participación del carbón mineral y el peso del gas natural.
El consumo final se distribuye principalmente en:
Transporte (31%)
Residencial (27%)
Industria (23%)
El gas por redes (37%), los combustibles líquidos (34%) y la energía eléctrica (20%) explican la mayor parte del consumo final.
Sidersa avanzó en el financiamiento de su nueva planta siderúrgica en San Nicolás mediante la colocación de obligaciones negociables por US$ 50 millones, destinadas a un proyecto industrial de US$ 300 millones que fue el primero aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La obra presenta un avance físico cercano al 30%.
La emisión recibió ofertas por US$ 68,7 millones, equivalentes a 2,2 veces el monto adjudicado, con casi 1.900 órdenes. La operación se estructuró con tasa fija anual del 7,5%, calificación A+ (Fix SCR) y vencimiento en junio de 2029, bajo normativa CNV para ON en dólares. Los fondos se destinarán a la construcción de la planta y a mejorar el perfil de vencimientos de la deuda asociada al proyecto.
La obra emplea actualmente a más de 600 trabajadores por día, cifra que superará los 1.000 en el pico de actividad, con participación de pymes argentinas en montaje y obra civil. La compañía prevé realizar las pruebas en caliente en el último trimestre de 2027 e iniciar la producción comercial en 2028.
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La planta tendrá una capacidad instalada de 360.000 toneladas anuales de acero para la construcción y alambrón. Incorporará tecnología de palanquilla infinita, que permite transformar acero en producto terminado en aproximadamente dos horas, frente a las más de 24 horas de los procesos tradicionales. Con esta inversión, Sidersa proyecta triplicar su producción en tres años.
Según la empresa, el proyecto incrementará en 20% la capacidad instalada de la industria siderúrgica argentina y permitirá sustituir importaciones que, en períodos de alta demanda, superaron los US$ 200 millones anuales.
La aprobación bajo el RIGI fue señalada como determinante para asegurar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria por 30 años y facilitar el acceso a financiamiento internacional para la compra de maquinaria.
AbraSilver Resource Corp. presentó el informe técnico NI 43‑101 correspondiente a la actualización de recursos minerales del proyecto Diablillos, ubicado en la Puna argentina entre Salta y Catamarca.
La nueva estimación consolida el crecimiento de recursos informado previamente por la compañía y se apoya en una base de datos que supera los 170.000 metros perforados, incluyendo más de 13.000 metros adicionales incorporados en esta revisión.
La actualización eleva los recursos medidos e indicados a 248 millones de onzas de plata y 2,54 millones de onzas de oro, equivalentes a 454 millones de onzas de plata equivalente (AgEq). Según la empresa, esto representa incrementos del 25% en plata, 48% en oro y 30% en plata equivalente respecto de la estimación anterior. Los recursos abarcan los depósitos Oculto, JAC, Fantasma, Laderas y Sombra, integrados bajo los criterios del estándar CIM.
El informe incorpora información geológica y de control de calidad (QA/QC) conforme a los requisitos del NI 43‑101, con validación de datos, auditorías externas y modelado geológico actualizado. La mineralización corresponde a un sistema epitermal de alta sulfuración, con zonas de óxidos y sulfuros.
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Uno de los elementos relevantes de la actualización es la identificación de material apto para lixiviación en pilas (heap leach), que complementa el esquema tradicional de procesamiento previsto para el proyecto. Esta alternativa permite considerar mineralización de menor ley y amplía las opciones de diseño para la futura operación, sujeta a pruebas metalúrgicas adicionales.
La nueva estimación servirá como base para el Estudio Definitivo de Factibilidad (DFS) que la compañía prevé completar este año. En paralelo, AbraSilver desarrolla una evaluación económica preliminar para analizar una posible expansión mediante un circuito de lixiviación en pilas.
Diablillos es considerado uno de los proyectos de plata sin desarrollar de mayor escala en el país. Los resultados de perforación más recientes, posteriores al corte de base de datos, no fueron incorporados en esta actualización y podrían reflejarse en futuras revisiones técnicas.
El análisis comparado de los principales productores globales confirma que la estructura fiscal, los costos operativos y los precios internos responden a configuraciones estructurales distintas. La combinación entre Government Take, lifting costs y política de precios internos determina la competitividad de cada sistema y su capacidad de atraer inversión.
1. Configuraciones globales
1.1 Captura estatal extrema
(Venezuela, Irán, Rusia)
Sistemas donde el Estado absorbe entre 75% y 100% de la renta. Los precios internos se mantienen artificialmente bajos mediante subsidios directos, lo que reduce la capacidad de reinversión y deteriora la infraestructura productiva.
1.2 Costos ultra‑bajos con subsidio industrial
(Arabia Saudita)
El lifting cost más bajo del mundo (3–3.5 USD/boe) permite sostener regalías progresivas de hasta 80% y precios internos regulados para impulsar la competitividad manufacturera.
1.3 Fiscalidad moderada y mercado competitivo
(Estados Unidos, Canadá)
Regalías entre 12.5% y 40% según jurisdicción. Precios internos alineados al mercado. Costos variables según geología: shale, offshore y arenas bituminosas.
1.4 Sistemas híbridos con no convencionales
(Argentina)
Government Take 55–62%, lifting cost competitivo (7.5–9.5 USD/boe) y precios internos altos en combustibles líquidos por paridad de exportación.
2. Estructura por país
Venezuela – CVP/PDVSA
Regalías del 30% más impuestos especiales. Government Take superior al 85%. Costos de 11–14 USD/boe por crudos extrapesados. Gasolina <0.05 USD/L y gas <0.10 USD/m³.
Irán – NIOC
Regalías 0%. Captura estatal total. Costos de 4–5.5 USD/boe. Gasolina <0.10 USD/L y gas <0.10 USD/m³.
MET promedio del 22%. Government Take 75–82%. Costos de 6–8.5 USD/boe. Gasolina 0.55–0.65 USD/L y gas <0.10 USD/m³.
Arabia Saudita – Saudi Aramco
Regalías 20–80% más impuesto corporativo del 50%. Costos de 3–3.5 USD/boe. Gasolina 0.50–0.60 USD/L y gas 0.15/0.10 USD/m³.
Estados Unidos – BOEM
Regalías 12.5–18.75%. Costos shale 9–12 USD/boe y offshore 10–13.5 USD/boe. Gasolina 0.80–0.95 USD/L y gas 0.52/0.21 USD/m³.
Canadá – Reguladores provinciales
Regalías 5–40%. Costos 12.5–16 USD/boe. Gasolina 1.10–1.30 USD/L y gas 0.85/0.65 USD/m³.
Argentina – Provincias / Secretaría de Energía
Regalías 12–18%. Government Take 55–62%. Costos 7.5–9.5 USD/boe. Gasolina 1.39–1.45 USD/L y gas 0.35 USD/m³.
3. Matriz comparativa internacional
4. Lecturas estructurales
Los países con mayor Government Take tienden a sostener precios internos subsidiados.
La geología determina el piso de costos: onshore convencional → bajo; shale/bitumen → medio/alto.
Argentina combina costos eficientes con precios internos elevados, lo que afecta competitividad industrial.
5. Conclusión U5
El panorama internacional muestra que la competitividad estructural depende de tres variables simultáneas:
geología,
carga fiscal,
política de precios internos.
Argentina se ubica en un punto intermedio, con costos eficientes pero precios internos elevados, lo que condiciona la competitividad industrial y la elasticidad de demanda.
Estados Unidos suspendió temporalmente por 60 días las sanciones a la venta de petróleo iraní, en cumplimiento de uno de los compromisos clave incluidos en el acuerdo ampliado de alto el fuego.
La exención emitida este lunes llega después de las negociaciones celebradas durante el fin de semana en Suiza entre Estados Unidos e Irán, que el secretario del Tesoro de EE. UU., Scott Bessent, calificó como “conversaciones productivas”, reportó la cadena CNN.
“Irán se ha comprometido a garantizar el tránsito libre y abierto por el estrecho de Ormuz y a permitir el ingreso de inspectores del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) al país”, escribió Bessent en una publicación en X.
Under President @realDonaldTrump and @VP, we continue to make the world safer and more prosperous.
In line with the ongoing productive talks in Switzerland, Iran has committed to free and open transit in the Strait of Hormuz and to permit International Atomic Energy Agency…
— Treasury Secretary Scott Bessent (@SecScottBessent) June 22, 2026
“Como parte del marco acordado, el Departamento del Tesoro ha emitido una licencia general temporal de 60 días que autoriza la producción, entrega y venta de petróleo iraní”, agregó.
La exención permite a Irán vender y entregar petróleo sin sanciones hasta las 12:01 a. m. del 21 de agosto a casi cualquier país del mundo.
Esta medida también significa que Estados Unidos puede importar petróleo crudo y otros productos petroquímicos y derivados del petróleo de origen iraní para uso interno.
Las ventas de petróleo y gas de Irán habían sido objeto de fuertes sanciones por parte del gobierno estadounidense desde que el presidente Donald Trump lanzó su campaña de “máxima presión” sobre Teherán, tras la retirada unilateral de Estados Unidos del anterior acuerdo nuclear negociado por la administración Obama.
El levantamiento de las sanciones dará a Irán un enorme impulso financiero mientras continúa negociando con Estados Unidos para recuperar sus aproximadamente 100.000 millones de dólares en activos financieros congelados, dinero que la Casa Blanca asegura que puede garantizar que solo se utilice con fines humanitarios, según CNN.
La Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial y el Ministerio de Energía y Ambiente informaron que se prorrogó nuevamente la apertura de sobres con ofertas técnicas y económicas para la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte y sus obras complementarias. El acto de apertura se realizará el 25 de junio, a las 10, en el Salón Patricias de Casa de Gobierno.
El proyecto tiene como objetivo fortalecer el suministro de energía eléctrica en el Gran Mendoza y potenciar la inyección de energías renovables en el norte provincial. Se trata de una obra clave de infraestructura, que representa un paso decisivo hacia la soberanía energética de Mendoza.
Cabe destacar que las obras serán financiadas a través del Plan Provincial de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión (Fopiatzad) y el Fondo del Resarcimiento, que administra la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial.
Actualmente, la demanda eléctrica del Gran Mendoza depende del denominado “Anillo Centro” de 132 kV. Debido al crecimiento sostenido del consumo y a la falta de inversiones históricas, este sistema opera cerca de sus límites críticos, lo que genera vulnerabilidades ante posibles contingencias y limita la conexión de nuevos usuarios.
La puesta en marcha de la nueva estación permitirá descomprimir los tramos más comprometidos, como el vínculo entre Cruz de Piedra y Villa Nueva, y otorgará mayor independencia operativa al reducir la dependencia de la Central Térmica Luján de Cuyo.
Además, esta infraestructura actuará como un motor de desarrollo territorial y ambiental. Facilitará los puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en Lavalle y Las Heras. También brindará factibilidad eléctrica a diversos emprendimientos en zonas de Alta Montaña y potenciará el desarrollo productivo en todo el norte de la provincia.
Detalles técnicos y alcance del proyecto
La obra contempla una intervención integral que comenzará con la apertura de la línea de alta tensión de 220 kV que une Cruz de Piedra con San Juan, lo que permitirá conectar la nueva estación al sistema troncal.
La construcción de la ET Mendoza Norte, en Lavalle, contará con tecnología de última generación y se vinculará con la ET Las Heras mediante un tendido de doble terna de 11,7 kilómetros y un tramo subterráneo de 850 metros.
Además, el proyecto incluye la modernización de las estaciones San Martín, San Esteban y Lavalle, para integrar adecuadamente la nueva potencia al sistema existente.
El Puerto de San Antonio Este inició esta semana la descarga y acopio de 721 tubos de acero destinados al ducto marino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una obra estratégica para exportar petróleo de Vaca Muerta desde la costa rionegrina.
Los caños, fabricados por SIAT/Tenaris y con revestimiento especializado de Socotherm, permanecerán acopiados en un predio de 10 hectáreas dentro del Puerto de San Antonio Este, operado por Patagonia Norte hasta su traslado a Punta Colorada.
Del total de materiales recibidos, 658 tubos cuentan con revestimiento de hormigón, una condición clave para su futura instalación offshore. Esta infraestructura formará parte del sistema submarino que conectará la terminal de Punta Colorada con las monoboyas de exportación ubicadas mar adentro.
La llegada de estos materiales representa un nuevo avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur, una de las obras energéticas más importantes del país y central para el futuro productivo de Río Negro.
El ducto marino permitirá vincular la infraestructura costera con el sistema de carga offshore, desde donde operarán buques de gran porte para la exportación de crudo hacia mercados internacionales.
Este nuevo movimiento portuario consolida el rol estratégico de San Antonio Este y de la Región Atlántica dentro de la nueva etapa energética de la provincia. No se trata solo de una operación logística: es parte de una transformación que genera empleo, movimiento económico y nuevas oportunidades para Río Negro.
Para recibir y acopiar los tubos, se acondicionó una superficie de 10 hectáreas dentro del predio portuario, a cargo de Patagonia Norte.
Cada avance del VMOS confirma que Río Negro está en marcha, con planificación, infraestructura y decisiones que preparan a la provincia para ocupar un lugar central en el mapa energético nacional.
La provincia del Neuquén logró un aumento sostenido en sus envíos de petróleo y gas hacia mercados internacionales durante el período comprendido entre enero y mayo de 2026, según los datos del INDEC. Esta mejora en los niveles de comercialización exterior consolidó a la jurisdicción como el principal motor económico y energético de la República Argentina.
Los registros estadísticos oficiales indicaron que las ventas globales neuquinas experimentaron una fuerte expansión interanual del 103,5 por ciento. De acuerdo a la comparativa, en términos financieros, el balance significó pasar de operaciones por 1.695 millones de dólares en los primeros cinco meses del año anterior a un total de 3.450 millones de dólares en el ciclo actual.
El gran salto cuantitativo estuvo impulsado casi en su totalidad por el rendimiento de los yacimientos locales. El informe detalló que el 98 por ciento del incremento en las exportaciones de la provincia provino directamente de los resultados que arrojó la actividad hidrocarburífera.
La tracción de la producción provincial tuvo un impacto determinante en las estadísticas a nivel país. Mientras las exportaciones totales de Argentina crecieron un 24,3 por ciento, el rubro específico de combustibles y energía registró un alza del 44,9 por ciento, un dinamismo sectorial que fue explicado en un 91 por ciento por el impulso exclusivo de la producción neuquina en Vaca Muerta.
Como consecuencia del alto volumen de entregas, la participación relativa de Neuquén dentro de la canasta exportadora energética nacional se elevó del 38,3 al 54,7 por ciento. Asimismo, la jurisdicción incrementó fuertemente su peso relativo dentro de la pauta exportadora total del país, logrando ascender del 5,2 al 8,5 por ciento.
La Secretaría de Energía habilitó la incorporación de dos nuevos parques solares fotovoltaicos al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ubicados en las provincias de La Rioja y Mendoza. Ambos aportarán en conjunto una potencia de 105,36 megavatios al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El primer proyecto, denominado “Arauco Solar V”, y ubicado en La Rioja, pertenece a la empresa Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. y cuenta con una capacidad de 79,92 megavatios.
El segundo, llamado “Costa de Araujo” y de la firma AFR Solar S.A., se localiza en el departamento de Lavalle de Mendoza y operará con una potencia de 25,44 megavatios.
La medida se oficializó este martes a través de las Resoluciones 138/2026 y 139/2026 de la Secretaría de Energía, publicadas en el Boletín Oficial.
Respecto al desarrollo en territorio riojano, la planta se conectará en barras de 132 kilovoltios de la Estación Transformadora Arauco II, bajo jurisdicción de la empresa Transnoa S.A..
En el caso del proyecto mendocino, la resolución indica que el parque se vinculará al sistema nacional en barras de 66 kV de la nueva E.T. Costa de Araujo, jurisdicción de la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza Sociedad Anónima (Edem S.A.)”.
Previamente, la empresa había solicitado una potencia mayor, pero finalmente se informó el cambio a los 25,44 megavatios autorizados.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) informó que ambas empresas cumplen con los requisitos técnicos exigidos para su administración en el MEM.
Asimismo, las resoluciones instruyen a CAMMESA a que los sobrecostos o penalidades por eventuales indisponibilidades técnicas de estos parques “sean cargadas a la empresa” titular de cada proyecto.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó la creación del Programa de Unidades de Almacenamiento de Energía en Baterías, una iniciativa destinada a incorporar sistemas de almacenamiento eléctrico en nodos críticos de la red provincial para mejorar el abastecimiento y reducir los riesgos derivados de las limitaciones del sistema de transporte de energía.
La medida, impulsada por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico bonaerense mediante la instalación de centrales de almacenamiento que permitan acumular energía en períodos de baja demanda y liberarla cuando el consumo aumenta, mientras avanzan las obras de ampliación de la red de transporte.
Según la resolución, la incorporación de estas tecnologías responde tanto al crecimiento de la demanda eléctrica como a la necesidad de brindar soluciones transitorias en zonas donde existen restricciones estructurales del sistema de transmisión.
Suele pasar, en cada verano, que ante la ola de calor y el alto consumo energéticos, existan cortes de luz que complican a familias y comercios. Por eso, también el Gobierno nacional avanza con la estrategia de almacenamiento eléctrico.
El nuevo programa se enmarca dentro de las acciones que la Provincia viene desarrollando para atender déficits de abastecimiento en determinadas regiones. En ese sentido, se prevé que los sistemas de baterías puedan reemplazar progresivamente a los equipos de generación eléctrica distribuida que funcionan con gasoil y que actualmente se utilizan para reforzar el suministro en situaciones críticas.
La iniciativa será financiada con recursos provenientes del Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), un componente tarifario que integra una subcuenta específica del Fondo de Inversiones en Transporte de la Provincia de Buenos Aires (FITBA).
La normativa ya había habilitado recientemente la utilización de esos fondos para la adquisición de sistemas de almacenamiento energético, y ahora establece el marco operativo para su implementación, incluyendo los mecanismos de compra, operación, mantenimiento y reconocimiento de costos.
La resolución encomienda a la empresa estatal Buenos Aires Energía S.A. (BAESA) la realización de las gestiones necesarias para adquirir, instalar, operar y despachar los sistemas de almacenamiento, ya sea de manera directa o a través de terceros.
La localización de los equipos será definida por la Dirección Provincial de Energía, que identificará los puntos donde existan déficits en el sistema de transporte eléctrico y donde las baterías puedan aportar una mejora en las condiciones de abastecimiento.
De izquierda a derecha: Leandro Seoane, Juan Biset, Flavia Royón y Santiago Bulat, con la conducción de Florencia Barragán.
Flavia Royón, ex secretaria de Minería y Energía de la Nación; Leandro Seoane, secretario de la Cámara Argentina de Construcción Modular e Industrializada (CACMI); Juan Biset, socio de Nicholson y Cano Abogados; y Santiago Bulat, economista y jefe de IDEA y socio de consulta Invecq Consulting, debatieron en el cuarto episodio de Aguas Arriba sobre el desarrollo de proveedores para la industria minera.
El disparador fue la importación de módulos habitacionales de la empresa PowerChina para el campamento minero de Vicuña, el proyecto de cobre más importante del país, con una inversión prevista de 18 mil millones de dólares. Aunque desde las mineras Lundin Mining y BHP afirmaron que se trataría de sólo el 25% del campamento final -por lo que habría nuevas licitaciones a futuro-, la decisión disparó las alarmas en la industria y preocupó a un sector que afirma no haber sido llamado a concursar, pese a asegurar que cuentan con capacidad instalada y precios competitivos.
Leandro Seoane, quien además de integrar CACMI es director de la empresa de construcción modular 4housing, explica que, al solo haber participado una empresa nacional en la licitación, no es posible ponderar la competitividad real de toda la oferta argentina respecto de la China, lo que abre interrogantes sobre cuáles son los criterios que finalmente pesan al momento de elegir proveedores internacionales por sobre los locales.
Juan Biset considera que a las grandes operadoras muchas veces “les gana la aversión al riesgo y la necesidad de apurarse”. Según el consultor, en proyectos mineros con este volumen de CAPEX, cada minuto cuenta y cada demora tiene un costo, por lo que “gana el ‘compremos a un proveedor que conozco porque bajo el riesgo y me aseguro de que estoy en plazos’”, explica.
Sin embargo, Seoane lo evalúa como una decisión apresurada e incluso riesgosa, teniendo en cuenta la complejidad técnica del terreno. Desde su rol en la CACMI se encuentra trabajando en un informe de capacidad instalada de alrededor de 60 empresas nacionales de construcción modular con el objetivo de demostrar la capacidad existente, suficiente para cubrir los requerimientos de escala de estos proyectos, con trayectoria demostrada en obra. “Yo estoy convencido de que, si nosotros terminamos de acreditar nuestra capacidad a las mineras y a todas las empresas que están por desarrollar proyectos con el RIGI, esto va a cambiar”, afirma.
El desafío de desarrollar proveedores locales
Más allá del caso Vicuña en particular, la preocupación radica en el precedente, ya que el proyecto cuprífero es uno de los primeros en acceder al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en minería y podría marcar una forma de trabajo a futuro en el incipiente mercado minero argentino.
Flavia Royón considera el acontecimiento como un llamado de atención para el sector en general, y recuerda que el RIGI ofrece beneficios fiscales a las empresas con la expectativa de que vuelva en forma de desarrollo de proveedores, mano de obra y generación de empleo.
«No estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, aseguró Royón.
Para la ex funcionaria no se trata de no importar, sino de hacerlo solo en los casos en los cuales la Argentina no produzca o no cuente con el know-how necesario. “Esto va mucho más allá de si la decisión fue acertada o no, sino de cuál es la foto que queremos, porque no estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, sintetiza.
Biset coindice y profundiza: “Es una discusión sobre cómo va a ser percibida la minería que arranca”. Para el consultor, ese debate no es sólo una cuestión entre particulares ni una responsabilidad del área de compras del cliente, sino que el Estado debería operar como articulador para acercar la propuesta de los proveedores a las operadoras, mapeando a aquellas que cuenten con las capacidades necesarias para responder a las demandas en tiempo y forma. La decisión final será de la operadora pero, afirma Biset, como mínimo las empresas locales deberían participar del proceso.
Según los entrevistados, la solución de una articulación entre los actores sería superadora al compre local, el cual les quita competitividad a los proyectos, ya que obliga a las empresas a comprar productos que efectivamente podrían ser importados. “Los compres locales no lo son al 100%, hay un porcentaje que sí se habilita por diferentes cuestiones. Todo tiene que ser en el marco de una racionalidad y también de una visión compartida, construida en el sector público privado”, afirma Royón.
Los condicionantes para la competitividad
Por otro lado, Santiago Bulat advirtió que el debate no puede desligarse de las condiciones de competitividad que enfrenta hoy la industria argentina.
El economista sostuvo que muchas empresas operan con costos financieros superiores a los de sus competidores internacionales, una elevada carga tributaria y mayores dificultades para acceder al crédito, factores que terminan condicionando su capacidad para competir con proveedores del exterior.
En ese sentido, consideró que la discusión no debería centrarse exclusivamente en restringir las importaciones, sino en generar mecanismos que permitan fortalecer la oferta local. Como ejemplo mencionó la experiencia australiana, donde antes de contratar proveedores extranjeros las compañías realizan una búsqueda de alternativas nacionales y solo recurren al exterior cuando no existe una opción competitiva disponible.
Seoane asegura que el sector no tiene inconvenientes en asociarse con firmas extranjeras e, incluso, afirma haberlo hecho en varias oportunidades para afrontar desafíos técnicos que excedían las capacidades disponibles en el país.
El empresario coincide en que la participación del sector público como mediador podría ser una solución, y como representante de parte del sector industrial declara: “nosotros tenemos capacidad, tenemos conocimiento técnico y estamos tratando de armar una mesa de trabajo con las corporaciones. No pueden desconocer que existen empresas en Argentina. Quizá lo que falta en esta instancia es un espacio para exponer, generar confianza con las corporaciones y tratar de que aquí en adelante, de mínima, podamos participar”.
«No pueden desconocer que existen empresas en Argentina», afirmó Leandro Seoane.
La construcción del reactor prototipo CAREM quedó parada en 2025 tras una revisión de diseño independiente encargada por la CNEA.
La filtración de un reporte interno de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) sobre aspectos del diseño del reactor CAREM que aún generan dudas sobre su seguridad operativa levantó polémica en los últimos días. Una observación principal del reporte es sobre los ensayos y estudios que validan la seguridad de refrigerar el circuito primario por el método de convección natural, una característica innovadora y distintiva del diseño del reactor.
Sin embargo, la ex presidenta de la CNEA entre 2021 y principios de 2024, Adriana Serquis, aseguró que los autores del reporte no tuvieron en cuenta toda la documentación técnica que solicitaron a fines de evaluar esos aspectos y recomendar cómo proseguir con el desarrollo del proyecto, en una entrevista concedida al ciclo El Fondo Del Pozo.
El reporte en cuestión es la Revisión Crítica de Diseño del CAREM ordenada durante la presidencia de Germán Guido Lavalle. Se trata de una revisión independiente del estado de desarrollo de la ingeniería del proyecto CAREM, concluida en 2024 por una comisión de pares revisores, compuesta en su totalidad por ingenieros de reconocida trayectoria en el sector.
En respuesta al reporte, Serquis dijo que se trata de una versión parcial y que los puntos críticos del diseño observados por el comité fueron refutados con la presentación de documentación técnica.
“Tenemos los mejores especialistas en seguridad nuclear del mundo. Esas personas sienten muy ofensivo este reporte. El gobierno entró con gente que decía que haría una revisión de todo el proyecto, desde lo financiero a lo técnico. Se les presentaron más de 1700 documentos técnicos pero no los leyeron”, aseguró.
Ahora bien: sobre la objeción de Serquis al trabajo del comité revisor, una fuente con acceso a la conducción del organismo científico respondió a EconoJournal que “no hubo refutaciones en CNEA a la revisión de pares”.
El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR) de 25 MW eléctricos. La construcción del reactor en el complejo Atucha en Lima entró en pausa el año pasado ante las dificultades de proseguir con las obras sin tener concluida por completo la ingeniería definitiva del reactor.
Mientras tanto, la conservación del edificio del reactor y de equipamiento en el predio del proyecto en Lima presenta importantes dificultades por la priorización del presupuesto de la CNEA a la finalización del reactor multipropósito RA-10.
CAREM: qué dice el reporte de CNEA sobre la seguridad del reactor
El reporte, visto por EconoJournal, pone el foco en distintos aspectos a resolver de la ingeniería del CAREM, organizados por temáticas. Un aspecto especialmente analizado fue la refrigeración del circuito primario del reactor mediante un sistema por convección natural, una de las características más innovadoras del diseño.
Los revisores evaluaron que ese sistema presenta “incertidumbres” que deben ser minimizadas con la colocación de bombas para garantizar la circulación del agua. Sin embargo, esta solución es criticada por algunas fuentes desde dentro del organismo.
Los temas revisados fueron agrupados en seis áreas:
Termo-hidraúlica,
Generadores de vapor,
Recipiente de presión,
Mecanismos de control de reactividad,
Núcleo y
Varios.
Para la revisión se solicitó documentación técnica a los responsables de las distintas áreas abocadas al desarrollo del CAREM. De la evaluación de la documentación presentada, el comité concluyó que “el desarrollo de la ingeniería del reactor CAREM25 no presenta un grado de avance con el cual se pueda inferir que su funcionamiento será seguro”.
En lo que respecta al análisis de la termo-hidraúlica del reactor, se realizaron distintas observaciones relacionadas con el sistema de refrigeración por convección natural y el flujo crítico de calor.
La refrigeración por circulación natural en el circuito primario es un aspecto innovador y central del diseño: se consigue ubicando con diferencia de altura a la fuente caliente (el núcleo) y la fuente fría (los generadores de vapor), de forma tal que el agua sube al calentarse en el núcleo y desciende al enfriarse (tras entregar su calor a lo largo del generador de vapor).
Un sistema de ese tipo eliminaría la necesidad de tener bombas en el circuito primario para garantizar el enfriamiento en caso de una pérdida de energía externa. Sin embargo, los revisores señalan que no se realizaron suficientes estudios que garanticen el funcionamiento de la convección natural con una baja incerteza de falla. En consecuencia, los autores recomendaron “agregar bombas en el primario para minimizar las incertidumbres que genera la convección natural”.
EconoJournal consultó con fuentes dentro del organismo sobre las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité de expertos. Fuentes gremiales circularon un reporte sin firma en el que convalidan algunas de las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité, aunque se rechaza por completo la observación de que no se realizaron suficientes ensayos para confirmar el funcionamiento de la convección natural.
Los ensayos habrían sido realizados en el Laboratorio de Estudios Termo-hidraúlicos en Pilcaniyeu. “El énfasis puesto en atacar la convección natural fue con el propósito de hacer una reingeniería del prototipo que duraría 3 años más (dicho por la intervención del CAREM en su momento)”, dice el reporte circulado por los gremios.
Otra conclusión del comité es una crítica al avance de la obra civil en el edificio de contención del reactor. «Se han adoptado decisiones de construcción de la obra civil cuyo diseño depende del diseño del reactor, el que no está terminado«, cuestiona el reporte.
Comité revisor del CAREM: Su conformación
El comité revisor del CAREM estuvo integrado por once ingenieros bajo la coordinación del doctor en ingeniería nuclear, Víctor Herrero. También destaca el ex presidente de Nucleoeléctrica e ingeniero electrónico, Eduardo Nies. El resto del equipo de revisores esta conformado por Alejandro Clausse, Carlos Lecot, Eduardo Villarino, Miguel Schivo, Raúl Marino, Osvaldo Azpitarte, Marcelo Bercellini, Fabián Bonetto y José Gonzalez.
Los revisores fueron elegidos teniendo en cuenta su participación en distintos momentos del proyecto CAREM y/o el conocimiento profundo de los temas a revisar basado en su investigación científica y experiencia profesional. Algunos desarrollan su actividad profesional en la CNEA, otros pertenecen a empresas que participan del proyecto como contratistas principales, y otros han desarrollado actividades de investigación en temas de diseño, construcción, operaciones y seguridad de reactores nucleares.
Varias empresas multinacionales del sector energético que operan en la Argentina comenzaron durante junio a girar dividendos al exterior, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas de distintas compañías sin contacto entre sí. Se trata de un movimiento relevante para la industria petrolera porque marca, por primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019, que compañías internacionales vuelven a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar parte de las utilidades generadas en el país.
La novedad alcanza especialmente a petroleras con presencia en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Empresas como Shell, TotalEnergies, Chevron y Harbour Energy (ex Wintershall Dea), entre otras, se habían visto restringidas durante años en la posibilidad de enviar dividendos a sus casas matrices. Es una limitación que condicionó la planificación financiera de sus operaciones locales y obligó, en muchos casos, a reinvertir utilidades dentro del país o mantener fondos inmovilizados en la Argentina.
La imposibilidad de repatriar dividendos fue, además, uno de los factores que incidieron en la decisión de algunas compañías internacionales de desacelerar o discontinuar planes de inversión en el país. Es el caso, por ejemplo, de ExxonMobil, cuya salida de la Argentina estuvo asociada, entre otros factores, a las restricciones para recuperar capital y utilidades generadas por sus activos locales.
Flexibilización cambiaria
En rigor, lo que empezó a observarse en junio es la materialización de la flexibilización cambiaria aprobada por el Banco Central a través de la Comunicación “A” 8226, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año. Esa norma estableció que las entidades financieras pueden dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos correspondientes a ganancias realizadas en estados contables de ejercicios anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2025.
La autorización no alcanza al stock histórico de dividendos acumulados durante los años de cepo, sino únicamente a los nuevos flujos generados a partir del año pasado. Es decir, permite girar dividendos de utilidades recientes, pero no libera automáticamente las ganancias retenidas correspondientes a ejercicios anteriores. Sobre ese punto, fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que se trata de una discusión que continúa abierta y sobre la cual todavía no hubo anuncios oficiales.
El cepo cambiario se restableció el 1° de septiembre de 2019, después de la derrota electoral que sufrió Cambiemos en las PASO de ese año. A través del Decreto 609/2019 y de la Comunicación “A” 6770 del Banco Central, la autoridad monetaria reinstaló controles sobre el mercado cambiario. Desde entonces, el giro de utilidades y dividendos al exterior quedó sujeto a autorizaciones especiales que, en la práctica, bloquearon durante años la repatriación regular de ganancias por parte de empresas multinacionales.
Para la industria energética, el cambio tiene una lectura más amplia que la estrictamente normativa. El regreso del giro de dividendos funciona como una señal hacia las casas matrices de que la Argentina empieza a recomponer una condición básica para atraer inversión extranjera directa: la posibilidad de obtener ganancias, convertirlas en dólares a través del mercado oficial y enviarlas a los accionistas en el exterior.
En el caso de las petroleras, esa señal es especialmente sensible. Vaca Muerta concentra buena parte de las expectativas de crecimiento exportador de la Argentina para los próximos años, pero el desarrollo masivo de shale oil, shale gas, infraestructura de evacuación, proyectos de midstream y terminales de exportación requiere decisiones de inversión intensivas y de largo plazo. Para los comités globales de inversión, la posibilidad de repatriar dividendos constituye una variable central al momento de evaluar el atractivo de la Argentina frente a otros destinos.
Bajo del Choique-La Invernada, el bloque de Pluspetrol, fue uno de los que impulsó el crecimiento en el crudo.
La actividad hidrocarburífera en la provincia de Neuquén volvió a marcar un hito histórico durante mayo de 2026, impulsada por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que marcó un nuevo registro en la producción de petróleo y de gas natural con los mayores volúmenes nunca antes registrados en la provincia.
Durante mayo, la producción de petróleo en Neuquén promedió los 636.295 barriles por día (bbl/d), convirtiéndose en el mayor volumen extraído en la historia provincial. Esta cifra refleja la velocidad del desarrollo no convencional si se lo compara con el mismo mes del año pasado: representa un salto interanual del 35,76% frente a mayo de 2025.
Al contrastarlo con el mes inmediato anterior, mayo dejó atrás la marca de abril de 2026 (cuando se habían promediado aproximadamente 628.936 bbl/d), lo que significa un incremento mensual del 1,17%. Asimismo, el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 muestra un sólido crecimiento del 33,07% respecto al mismo período del año pasado.
Este empuje en el segmento del crudo estuvo coordinado principalmente por el aumento de actividad y rendimiento en las áreas Rincón de Aranda, Bajo del Choique–La Invernada, Aguada Federal, Coirón Amargo Sureste y Mata Mora Norte.
El gas acompaña la tendencia de cara al invierno
Por el lado del gas natural, la provincia también tocó un techo histórico al alcanzar los 115,15 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d). El salto respecto al mes anterior fue sumamente marcado, registrando un aumento del 13,79% en comparación con abril de 2026, mes en el que la producción se ubicó en torno a los 101,19 Mmm³/d.
En la comparación interanual, el volumen de gas inyectado en mayo fue un 12,47% superior al de mayo de 2025, mientras que el acumulado entre enero y mayo de este año ya se posiciona un 7,39% por encima de los primeros cinco meses del año anterior.
En este caso, la suba mensual estuvo apalancada por el desempeño técnico y operativo de bloques clave de la cuenca, entre los que destacaron Fortín de Piedra, La Calera, Aguada de la Arena, Rincón del Mangrullo, El Mangrullo y Aguada Pichana Oeste.
La consolidación del mapa no convencional
Los datos del quinto mes del año ratifican que el shale es el sostén absoluto de la matriz energética neuquina. En mayo, la producción no convencional de petróleo promedió los 618.412 bbl/d, lo que equivale al 97,19% de todo el crudo extraído en la provincia.
En el segmento del gas, el bloque no convencional aportó 105,51 MMm³/d, representando el 91,63% del total de la provincia. Dentro de este universo, la participación de la producción shale fue la gran protagonista, concentrando por sí sola el 82,95% del total del gas de Neuquén.
A través de la Resolución 130/2026, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó la transferencia de acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (CITELEC S.A.) en manos de la estatal Energía Argentina S.A., en favor de Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), en el marco de la política de privatización de activos que está ejecutando el gobierno nacional.
La R-130 , firmada por los Directores Hector Sergio Falzone – Griselda Lambertini – Marcelo Alejandro Nachon – Vicente Serra, determina “Notificar” esta decisión a ENARSA, y a la adjudicataria de las acciones que fueron licitadas, EDISON TRANSMISIÓN S.A., a GENNEIA S.A., a CITELEC S.A. y a TESA.
Se trató del Concurso de compraventa del 50 % del capital social total de CITELEC S.A. -paquete accionario en poder de ENARSA-. CITELEC es la sociedad que ejerce el control de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A. y también de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires TRANSBA.
Cabe referir que, mediante la Resolución ME 673/2026, en mayo último se adjudicó el Concurso al oferente primero en orden de mérito, integrado por EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A., por un monto total de U$S 356.174.811,78 (sin IVA), disponiéndose un plazo de 15 días hábiles para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones según el Pliego Único de Bases y Condiciones.
Los adjudicatarios constituyeron entonces la firma Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), cuyos accionistas son EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A. en partes iguales.
En los considerandos de la R-130 se describe que EDISON TRANSMISIÓN S.A. forma parte del conglomerado controlado por EDISON HOLDING, una sociedad que actúa como vehículo de inversión y no desarrolla actividad operativa directa en la Argentina.
Los accionistas de EDISON HOLDING son WODEN HOLDING SOCIEDAD ANÓNIMA (WODEN HOLDING S.A.) -titular del 25,50 % del capital y el 50 % de los votos-, firma controlada por Juan Jorge NEUSS, presidente del directorio de EDISON HOLDING; PERSEO HOLDING GROUP LTD, sociedad de responsabilidad limitada constituida en las Islas Vírgenes Británicas, cuyos beneficiarios finales son Rubén CHERÑAJOVSKY y Luis Santiago GALLI, director de EDISON HOLDING; INVERLAT INVESTMENTS S.A., cuyos beneficiarios finales son Nelson POZZOLI (director de EDISON HOLDING), Carlos Alberto GIOVANELLI, Carlos Federico SALVAI (director de EDISON HOLDING) y Guillermo Eduardo STANLEY y; la EMPRESA INVERSORA DE ENERGÍA SOCIEDAD ANÓNIMA UNIPERSONAL (S.A.U.), controlada por Juan Jorge NEUSS.
Por otra parte, se hace referencia al otro accionista GENNEIA S.A., descripta como una sociedad argentina cuyo objeto social consiste en la generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque, la comercialización y transporte de propano vaporizado, gas licuado y cualquier otro tipo de gas.
Y se detalla que los accionistas de GENNEIA S.A. son ARGENTUM INVESTMENTS I LLC, cuyo beneficiario final es Zachary SCHREIBER; LAIG EOLIA S.A., cuyo beneficiario final es Jorge DE PABLO CAJAL; FINTECH ENERGY LLC, cuyo beneficiario final es David Manuel MARTÍNEZ GUZMÁN; y BANCO DE SERVICIOS Y TRANSACCIONES S.A., titular fiduciario del “Fideicomiso en Garantía JHB OT” de los herederos de Jorge Horacio BRITO; Jorge Pablo BRITO y Delfín Jorge Ezequiel CARBALLO.
La R-130 describe que “Habiéndose adjudicado el concurso y formalizado el contrato de compraventa el 4 de junio de 2026, la capacidad técnica y económica de los adquirentes para integrarse a CITELEC S.A. como accionistas ha sido validada por la autoridad ministerial y por lo tanto, el control específico de este Ente Regulador (ENReGE) se limita a evaluar el impacto de la transferencia sobre la competencia en el mercado mayorista y el estricto cumplimiento del marco normativo sectorial”. Al respecto, se destacan TRES (3) ejes de control regulatorio que limitan cualquier distorsión competitiva: a) Ampliaciones del sistema de transporte concesionado a TRANSENER S.A.; b) Tarifas aplicables a los usuarios del sistema de transporte y remuneración de TRANSENER S.A. y; c) Libre acceso.
Y se indicó que, respecto de las ampliaciones, la transportista no puede iniciar de forma discrecional la extensión de sus redes y toda obra requiere la solicitud de los usuarios interesados (Generadores, Distribuidores o Grandes Usuarios), la realización de una Audiencia Pública y la aprobación previa del ENReGE mediante la emisión del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública.
Se señala que los mecanismos vigentes prevén: a) Ampliaciones por contratos entre partes (celebrado por el/los usuario/s con la Transportista o con un Transportista Independiente) – b) Ampliaciones por concurso público (contrato celebrado por los usuarios con la Transportista o con un Transportista Independiente previa licitación pública aprobada por el ENReGE ) – y c) Teniendo en cuenta el monto de la obra, las mismas pueden clasificarse en ampliaciones Menores y Ampliaciones Mayores .
Para estas últimas el ENReGE dispondrá la celebración de una Audiencia Pública y requerirá Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública-. d) Esquema de Concesión de Obra Pública, incorporado para infraestructura crítica de alta tensión.
En cuanto a las tarifas aplicables, la Resolución 130 indica que la retribución de la transportista está estrictamente regulada bajo los principios de la Ley marco 24.065, “los cuales garantizan la confiabilidad del servicio e impiden la aplicación de tarifas diferenciadas o cargos discriminatorios entre agentes, esta remuneración es determinada por el ENReGE”.
