Vaca Muerta dejó de ser una promesa y se convirtió en un play consolidado de petróleo y gas con operaciones cada vez más eficientes y una escala productiva en crecimiento. Sin embargo, el complejo escenario internacional que implica la guerra en Medio Oriente genera desafíos en las compañías. Las operadoras de Vaca Muerta coinciden en que el foco en este entorno es la mejora en la eficiencia y la competitividad en las operaciones.

Sobre este eje disertaron Ricardo Ferreiro, presidente Oil&Gas de Tecpetrol; José Biondi, Gerente de Activo, Tecnología e Innovación de Vista Energy, y Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy en el marco de Vaca Muerta Insights el evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. Entre otros aspectos, los ejecutivos dialogaron sobre cuánto afecta a Vaca Muerta el escenario de precios altos.

Biondi destacó la manera con la que Vista Energy puede dar respuesta al actual momento de inestabilidad. En ese sentido, sostuvo que en este contexto «se pone en relevancia el concepto de seguridad energética. Nosotros tenemos un producto formidable para dar respuesta a esa necesidad. Con un tiempo de ciclo de 120 días, un período de repago de los pozos del orden de los dos años, tenemos flexibilidad para reaccionar y dar respuesta a estos entornos cambiantes”.

“El foco lo tenemos en la competitividad y la eficiencia, sobre todo si queremos mantener las tasas de retorno y dar respuestas cada vez más agiles a los períodos de inestabilidad. Un pozo nos costaba 14,1 millones de dólares en 2024, enfocamos a todo el equipo en 2025 y hoy nuestro costo de pozo a fin de año estuvo en torno a los 12,3 millones de dólares”, sostuvo.

“Es decir, generamos la respuesta sobre eficiencia y nos acoplamos claramente en poder absorber estos momentos de inestabilidad”, añadió Biondi.

“Nuestro ADN petrolero implica innovar y desafiarnos todo el tiempo. La respuesta que tenemos está basada en un inventario de más de 1300 pozos que nos permite ir eligiendo con holgura. Y tenemos 200 pozos en los que con innovación petrolera logramos, mirando el subsuelo, hacer las primeras perforaciones entre fallas. Es una zona muy compleja geológicamente, donde normalmente se perdería el desarrollo, pero nosotros nos pusimos el objetivo de poder concretar esos pozos”, contó el ejecutivo de Vista Energy.

“No solo pudimos superar el objetivo de realizar la construcción de esos pozos entre fallas, sino que perforamos los pozos torcidos y no como se venían haciendo las perforaciones con sentido norte-sur. Hoy esos 200 pozos están por encima del promedio de nuestra área principal, que es Bajada del Palo. Esto es un claro ejemplo de cómo incorporamos innovación en nuestro core. Para lograr esto trabajamos con un centro de monitoreo en tiempo real, donde se toman las decisiones”, afirmó Biondi.

Tecpetrol: con el foco puesto en la producción de gas

Por su parte, Ferreiro indicó que “en este momento Tecpetrol está enfocado en la producción de gas en Fortín de Piedra en la antesala de invierno, en la construcción de Los Toldos II, que es un proyecto que demandará US$ 2.500 millones de inversión, y la construcción de la planta de procesamiento”.

“Estamos desarrollando un proyecto green field que va a tener su puesta en marcha en junio de 2027 y estamos esperando construir las facilidades para poner en producción los pozos. No tenemos una posibilidad concreta de aceleración de este proyecto frente a este escenario de precios”, subrayó.

El ejecutivo de Tecpetrol adelantó que “Los Toldos II implica alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios de petróleo (bdp) para junio de 2027. Vamos a invertir en 2026 y 2027 alrededor de US$ 3.100 millones. El proyecto total demandará una inversión de más de US$ 6.000 millones”.

Además, señaló que “en Los Toldos vamos a desarrollar los cuatro horizontes del proyecto en forma simultánea para evitar el efecto Parent – Child (interferencias de fracturas en pozos contiguos que provoca una pérdida de productividad). Vamos a perforar bajo un esquema de pad de 8 pozos y requiere un esfuerzo técnico y de capital muy relevante”.

También repasó que la petrolera lleva invertidos más de US$ 4.000 millones en Fortín de Piedra y alcanzaron una producción de casi 25 millones de metros cúbicos de gas.

Vaca Muerta: el takeover de Quintana Energy en 2025

Gilardone describió el salto que dio Quintana Energy el año pasado: “tuvimos un 2025 muy dinámico. Arrancamos haciendo el primer takeover del cluster Estación Fernández Oro. El 1° de julio hicimos el takeover de Mendoza Sur, que es la parte de El Portón, Los Chihuidos, Cañadón Amarillo y Altiplanicie del Payún. Y en diciembre estábamos haciendo el takeover de Cañadón León – Cañadón Seco en Santa Cruz. Esto significa que arrancamos el 2025 con 1.000 bdp y terminamos con 20.000 bdp el año”.

“En todo el año comenzamos primero poniendo la casa en orden. Luego bajamos el opex. En Estación Fernández Oro arrancamos con opex en enero (2025) de 34 dólares por barril equivalente (BOE) y en diciembre llegamos a 10,5 dólares y tenemos una proyección de ir a 9 dólares. En Mendoza fue difícil y arrancamos con casi 40 dólares de opex y hoy estamos en 18 dólares por BOE”, remarcó CEO de Quintana Energy.

“En Santa Cruz nos pasó algo similar, porque arrancamos con casi 40 dólares de BOE porque no hay gas y en tres meses de operación logramos reducirlo a casi un 20%. Nuestro foco es que todo lo que pueda hacer Quintana Energy lo hace Quintana Energy. Además, Planicie del Payún no estaba conectado, así que en tiempo récord hicimos un oleoducto de 20 kilómetros para conectarlo con Cañadón Amarillo para reemplazar el transporte por camión”, señaló.

“Bajamos el opex a la mitad haciendo competir a nuestros proveedores y muy de la mano de los sindicatos, que tenemos que reconocer que nos están acompañando haciéndolos entender que esto es una transición hacia un nuevo proyecto en Mendoza que va a ser Vaca Muerta”, concluyó Gilardone.

Hub norte, reducción de emisiones y Mendoza, el futuro de Vaca Muerta

Ferreiro desató “el desafío en Vaca Muerta también pasa por el desarrollo del hub norte. Para que Vaca Muerta llegue a un millón y medio de barriles y la mayor cantidad de barriles incrementales van a venir del hub norte. Todas las áreas importantes están ahí”.

En tanto, Biondi hizo foco también en “el plan de reducción de emisiones, que este año estamos buscando estar por debajo de los 7 kilos de CO2 por BOB. Es un objetivo muy desafiante y de los más bajos en comparación con el estándar mundial. Para esto, tenemos iniciativas como trabajar en nuestra operación con bombas a gas en lugar diésel. El gas que utilizamos es el mismo gas que producimos en el campo, como por ejemplo Aguada Federal. Pero este sistema lo tenemos en todos nuestros pads. Tenemos el objetivo de llegar a 180.00 bdp en 2028 y más de 200.000 en 2030”.

Gilardone concluyó afirmando que “para 2027 tenemos un compromiso con la provincia de Mendoza de perforar dos pozos de 1.500 metros de rama lateral, pero creemos que podemos adelantarnos a ese objetivo y si el financiamiento nos acompaña. También tenemos que ponernos de acuerdo con YPF para compartir los gastos la movilización de equipos como el set de fractura como de perforación”.

, Roberto Bellato

“Meterse en los mercados a regular precios o a prohibir exportaciones es matar la gallina de los huevos de oro y nosotros no lo vamos a hacer”, aseguró la secretaria de Energía María Tettamanti al ser consultada en el Vaca Muerta Insights sobre cuál va a ser la reacción del gobierno frente al impacto que puede provocar sobre los precios la guerra en Medio Oriente. Además, la funcionaria remarcó la necesidad de atraer nuevas inversiones, explicó por qué se extendió el RIGI al upstream y detalló los cambios que se han ido impulsando en el mercado de transporte de gas.

El impacto de la guerra en Medio Oriente

Tettamanti sostuvo que en el gobierno por ahora ven el impacto de la guerra como “un fenómeno transitorio” y remarcó que el gobierno no va a intervenir para corregir precios. “Es un fenómeno transitorio que, como bien decía Horacio (Marín), las empresas van a tener que gestionar y el sector se va a tener que, digamos, autorregular para ver cómo maneja esta coyuntura. Es muy importante para nosotros mantener nuestra política”, remarcó.

“Nosotros tenemos que aprovechar la potencialidad que tiene toda la Argentina, en particular el sector energético, Vaca Muerta. Las políticas son muy claras: el Estado tiene que dejar que el privado gestione. Nosotros iniciamos un camino, que lo inició el Gobierno Nacional, de dar seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y desregulando también en el sector. La seguridad jurídica es fundamental. No te tenés que asustar por algo que pasa, hay que gestionarlo, y lo tienen que gestionar los privados. Nosotros no vamos a tomar una medida desde el Gobierno de ningún tipo para meternos en los mercados”, agregó.

A la secretaria de Energía le preguntaron sobre la posibilidad de hacer una excepción en un contexto de guerra como el actual e insistió con su planteo. “Uno lo que no tiene que hacer es repetir los errores del pasado. Cuando el Estado regula precios y fija precios máximos, lo que genera es escasez. Entre 2010 y 2015, con un precio del Brent de 135 dólares por barril a valores de hoy la producción rondaba los 550.000 barriles porque el gobierno se metía en los mercados y topeaba. Hoy, aún con los precios que venían más bajos, superamos los 880.000 barriles diarios. Eso es pura lógica. Vos dejás que el mercado funcione y el mercado invierte y produce. Entonces, meterse en los mercados a regular precios o a prohibir exportaciones es matar la gallina de los huevos de oro y nosotros no lo vamos a hacer”, reitero.

Necesidad de atraer nuevas inversiones

Tettamanti reconoció que para que el desarrollo petrolero escale fuerte sus niveles de producción es necesario que Argentina sume nuevas empresas a Vaca Muerta.  “Como bien decía el gobernador, la roca Vaca Muerta tiene un potencial enorme. Para desarrollar y producir esa roca necesitás mucha inversión y con el capital nacional no te va a alcanzar. Argentina necesita atraer capitales de afuera y para eso se necesita generar mucha confianza y por eso es tan importante para generar confianza y poder ser consistente entre lo que uno dice y lo que uno hace, primero, y sostener lo que uno está diciendo y lo que está haciendo en el tiempo porque es la única forma”.

Luego reconoció que la desconfianza permanece y aseguró que no solo entre los inversores extranjeros sino entre los propios argentinos. “El riesgo de volver al pasado los argentinos todavía lo tenemos muy a flor de piel. Y a mí me parece que eso puede generar un círculo vicioso. O sea, si nosotros no estamos convencidos, no vamos a convencer a los de afuera, si no estamos convencidos de que la Argentina esta vez realmente cambia en serio, esto no va a cambiar”, remarcó.

Luego insistió con que no van a intervenir precios. “El Gobierno Nacional ha hecho un esfuerzo enorme y lo sigue haciendo para mantener las políticas macroeconómicas con estabilidad, que es lo que te garantiza no tener que intervenir después en la micro. Y no es que vos necesariamente tengas que intervenir en la micro cuando se te desequilibra la macro, pero los políticos lo hacen. Cuando hay un desequilibrio macroeconómico, lo primero que hacen es intervenir precios y eso es lo que te destruye los mercados. Acá los mercados tienen que funcionar. De nuevo, es importantísimo que venga inversión extranjera, es absolutamente necesario y para eso necesitas generar confianza y ser muy coherente con las políticas que estás implementando.

La aplicación del RIGI al upstream

–¿Por qué se tomó la decisión de sumar el upstream petrolero al RIGI? –le preguntaron a Tettamanti.

–Lo ha dicho el Presidente de la Nación y yo coincido, las condiciones que te ofrece el RIGI para invertir deberían ser la generalidad, no la excepción. Ahora, ¿qué pasa? Nosotros tenemos un problema muy grande que es el déficit fiscal. Y se pueden comprometer recursos del fisco para todas las inversiones. Entonces, esto va de a poco. Primero salió la ley. Fue impulsado por este Poder Ejecutivo, pero fue votado por el Congreso dentro de la Ley Bases, donde sale el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. Ahora se agrega un capítulo más que son para inversiones en el upstream, que al principio no estaban previstas. Eso es porque la Argentina necesita de nuevo darle al inversor una previsibilidad tributaria, legal, regulatoria, institucional. Entonces, estás generando eso para inversiones que son muy grandes, que son de muy largo plazo y que son absolutamente necesarias para que el inversor se anime a venir. Ojalá algún día ni haya que aprobar un RIGI y que los impuestos sean más bajos para todos, que todos confiemos en que acá hay seguridad jurídica, estabilidad regulatoria. Apuntemos a que eso vaya gradualmente a ser la regla.

La desregulación del mercado del gas

Tettamanti fue consultada sobre la desregulación que se está impulsando en el mercado del gas y para explicar los cambios la funcionaria comenzó realizando un diagnóstico de cómo se fue modificando ese mercado durante las últimas décadas. “En la Argentina se construyeron en su momento grandes gasoductos de acuerdo a dónde estaba la disponibilidad de gas en las distintas cuencas. En el norte, estaba el Gasoducto Norte, en Neuquén se construyeron el Gasoducto Centro-Oeste, el NEUBA-1, luego el NEUBA-2, y en el sur el Gasoducto San Martín. Esas eran las venas que traían todo el gas a los grandes centros de consumo. La producción de gas fue decayendo en distintas cuencas y hoy tenemos gasoductos sin gas. Ahora, como durante 20 años no se cumplió cabalmente el marco regulatorio, porque el Estado intervino mucho, toda esa situación que no fue de un día para el otro, no se fue arreglando de a poco. Entonces, llegaste a un punto que es el que llegamos, en el que nos quedamos sin gas del norte, sin gas del sur, con mucho gas en Neuquén, y sin una capacidad de transporte para llevar ese gas de Neuquén, que tiene que reemplazar el gas que no está en el norte o que no está en el sur, a las zonas de consumo. Entonces, primero se le dio una solución física, que fue la construcción del gasoducto Perito Moreno. Y ahora se va a completar y ampliar con la iniciativa privada de TGS. Ahora, contractualmente eso no se solucionó. Las distribuidoras de gas del norte y del sur tienen contratada capacidad del norte y del sur, pero no hay gas suficiente y hay que asegurar la provisión de la demanda prioritaria porque es lo que dice el marco regulatorio”, remarcó Tettamanti.

Luego la funcionaria detalló lo que han estado haciendo para adecuar la regulación a los cambios mencionados. “Nosotros lo que hicimos fue primero, trabajando con una consultora que hizo una simulación de todo el sistema físico y con el apoyo de las transportistas, fue validar los números. Con eso se hizo una reasignación de los contratos de transporte de las distribuidoras y el que tiene Cammesa con Enarsa en el Perito Moreno. Reasignamos las capacidades de transporte. O sea, en definitiva, todas las distribuidoras van a tener para su demanda prioritaria un transporte firme, contratado de la cuenca donde hay gas, que es Neuquén, y la parte que tiene del sur. O sea, la parte de las distribuidoras que tienen una parte de su transporte del sur, donde hay gas, eso se va a respetar”, detalló.

Tettamanti también puso el foco en los cambios que involucran a Cammesa y Enarsa. “Recordemos un poco cómo fue la historia. Una vez que se decide la construcción del Perito Moreno, se instruye a Cammesa y Enarsa a firmar un contrato. ¿Por qué? Porque en ese momento había gas en Bolivia para abastecer a las distribuidoras con gas del norte, trayéndolo por el Gasoducto Norte, y lo que se quería y lo que se estaba viendo es que lo que faltaba era gas para generación. Entonces, se decidió que lo compre Cammesa. Ahora, después, como nos quedamos sin el gas de Bolivia, en la práctica, en el invierno, que es cuando escasea más el transporte, por instrucción de la Secretaría, ese transporte del Perito Moreno físicamente se dedicó y se destinó a abastecer la demanda prioritaria de Gas Norte, del Centro y de Litoral. Entonces, ahora lo que estamos haciendo es un poco como sincerar en los contratos, en las contractualizaciones, la realidad física del sistema. Entonces, salió una resolución de la Secretaría que, en base a este estudio técnico que se hizo con la consultora, se instruye a Enargas a reasignar las capacidades de transporte firme de las distribuidoras. Se instruye a Cammesa y Enarsa a rescindir el contrato que hoy tienen vigente. Enarsa le tiene que vender esa capacidad a las distribuidoras, en las cantidades que está establecido en la resolución. El Enargas va a llamar ahora a una consulta pública, que tiene que dar unos 15 días corridos para recibir los comentarios, y transcurridos esos 15 días, dictará las resoluciones definitivas en las que instruirá el cambio en la contractualización. Todo esto está hecho en el marco de una extensión de la emergencia de transporte y distribución, que dictó un decreto de necesidad de urgencia recientemente, que rige hasta fines de 2027. Nosotros lo que decimos es, bueno, mínimamente hasta fines del 27, esos nuevos contratos tienen que regir. Ahora, si las distribuidoras y las transportistas se ponen de acuerdo y quieren contratar a mayor plazo, por supuesto, porque además tienen la obligación de garantizar el suministro. Las distribuidoras tienen que contratar transporte y gas”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

En el congreso Argentina Rocks 2026 se desarrollará un programa de talleres técnicos orientado a profesionales, docentes y estudiantes vinculados a la industria minera. La propuesta apunta a profundizar conocimientos en áreas consideradas estratégicas para la exploración mineral, con la participación de especialistas de trayectoria internacional.

Las actividades se llevarán a cabo en el Hotel Sheraton Mendoza los días 26 y 29 de mayo, en la antesala y cierre del evento principal —previsto para el 27 y 28—, con el objetivo de facilitar la asistencia de los participantes.

Talleres técnicos especializados

El martes 26 de mayo se dictarán dos de los módulos. Por un lado, el Dr. Jeffrey Hedenquist abordará las variaciones de depósitos epitermales de oro y plata, su relación con los sistemas de pórfidos de cobre y las principales guías de exploración en la región andina y patagónica. Ese mismo día, el Dr. Federico Cernuschi estará a cargo de un taller centrado en geoquímica aplicada a la exploración mineral, con foco en herramientas de precisión para la identificación de nuevos objetivos.

El ciclo continuará el jueves 29 de mayo con otros dos encuentros. La Dra. Laura Giambiagi presentará metodologías de geología estructural aplicadas a la exploración, con énfasis en el rol de los controles tectónicos en la formación de yacimientos. Finalmente, el geólogo José Perelló ofrecerá una exposición sobre aspectos prácticos de la geología de pórfidos de cobre, uno de los modelos más relevantes para la región.

El objetivo del congreso

Desde la organización destacaron que la iniciativa busca complementar el congreso con instancias de formación técnica avanzada. “La presencia de estos especialistas en Mendoza representa una oportunidad académica y profesional en la región”, señaló Camila Díaz, Communications Manager de Latin Rocks. Según indicó, el objetivo es no solo promover vínculos dentro del sector, sino también contribuir al desarrollo de capacidades técnicas.

Las inscripciones para los talleres ya se encuentran abiertas a través del sitio oficial del evento. La organización habilitó una tarifa promocional “Early Bird” vigente hasta el 17 de abril, con valores diferenciados para el público general y para estudiantes y docentes. Asimismo, se informó que los cupos son limitados debido al carácter especializado de las sesiones. Inscripción abierta con tarifa promocional “Early Bird” hasta el 17 de abril, con cupos limitados.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró este martes que el impacto del conflicto en Medio Oriente es un «cisne negro» para la industria petrolera global, aunque ratificó que la compañía mantiene su hoja de ruta estratégica sin alteraciones. Ante la volatilidad del precio del barril, el directivo consideró que es una «situación transitoria» y descartó que la actual escalada internacional codicione el programa de inversiones de la compañía o la política de precios en los surtidores locales.

«Yo creo que esto es transitorio. Cuando habia opiniones que decían que el preci iba a estar bajo nos preparamos para no tener que cambiar el programa de inversión«, explicó Marín al participar en el Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal y La Mañana de Neuquén. El ejecutivo fue enfático al señalar que una guerra funciona como un «cisne negro para los precios de la industria, pero en YPF no especulamos y mantenemos un acuerdo honesto y moral con la gente».

En cuanto a la política comercial en los surtidores, Marín detalló el mecanismo técnico utilizado para evitar traslados bruscos de la volatilidad internacional al mercado interno. «Nos ubicamos al día previo a la guerra, y teníamos una situación dada en los precios. No aumentamos margen, solamente trasladamos el impacto real que tienen las arcas de YPF los aumentos que nos están generando las compras de petróleo«, explicó.

Bajo esta premisa, subrayó que la petrolera estatal actúa bajo una lógica de transparencia sin recurrir a esquemas de subsidios insostenibles. «Si hay un cambio, eso es lo único que trasladamos. Nosotros solamente trasladamos el impacto, porque lo que no tiene que hacer YPF es que subvencionemos a todos los consumidores. Como YPF tiene una situación muy buena de ese tipo, se traslada el mínimo. Estamos haciendo un acuerdo honesto y moral con los consumidores», concluyó.

Respecto a la posibilidad de acelerar la actividad en la Cuenca Neuquina para capitalizar los precios internacionales, el directivo Marín consideró que «Adelantar por el efecto transitorio no tiene sentido, de cualquier manera no lo podemos hacer tampoco por cuellos de botella«. En ese sentido, señaló que la industria enfrenta restricciones físicas y de infraestructura que impiden una reacción inmediata, por lo que la compañía opta por sostener su planificación original para evitar ineficiencias operativas.

Marín también precisó, al respecto, que el cumplimiento de las metas de extracción para YPF requiere de una visión de largo plazo que trascienda la coyuntura: «Este año vas a ver un primer semestre más flat, entre 200.000 y 210.000 barriles por día, y después agarrate porque a fin de año vas a ver 250.000 barriles«, anticipó sober las proyecciones de la compañía para este año que invertirá los US$6.000 millones.

El Project Finance para el GNL

La proyección estratégica de la compañía tiene como eje central la monetización de las reservas de gas a través del proyecto de GNL, cuya estructuración financiera comenzará formalmente en las próximas semanas. «El project finance que vamos a hacer para la Argentina en el GNL es el más grande de la historia de Latinoamérica, desde México para abajo, nunca se logró uno igual«, destacó el directivo al confirmar que el primero de mayo se iniciará la confección de los documentos para el esquema de financiamiento bajo la asesoría de JP Morgan.

«El proyecto de GNL que nosotros armamos es extremadamente robusto a precios muy bajos. Es rentable y muy potente«, aseguró Marín al enfatizar la solidez técnica del plan para garantizar la rentabilidad incluso ante fluctuaciones de los precios internacionales. También desmintió versiones sobre un acuerdo con el Banco Santander por US$8.000 millones, al aclarar que el FID recaerá en un consorcio de instituciones: «El advisor es JP Morgan y los bancos van a decidir si quieren invertir o no; es una decisión privada y de negocios, no es que ya está arreglado».

En otro momento de la charla, Marín afirmó que la transformación del portfolio operativo resultó en una mejora sustancial de los indicadores financieros, impulsada por la salida de los yacimientos convencionales. «Bajamos muchísimos costos. Hoy de convencionales estamos en menos de 30.000 barriles, cuando yo tomé YPF estábamos en 160.000. Ese cambio, para los accionistas, representó US$1.300 millones de ganancia adicional solamente por haber hecho el reemplazo por no convencionales», detalló.

Bajo esta lógica de optimización, el directivo proyectó que, una vez completada la salida de los activos maduros remanentes, la empresa alcanzará niveles de eficiencia inéditos para la región. «La idea es ser puro no convencional integrado. Deberíamos estar con un ‘all cost’ de entre siete y ocho dólares por barril. Somos una compañía que genera 22,5 dólares por barril adicionales; esa ganancia nos hace imbatibles en el mercado», concluyó respecto a la solidez del modelo de negocios.

Costos y oligopolio de los servicios

Finalmente, Marín volvió a referirse a la falta de competencia genuina entre las empresas de servicios que operan en el sector al revelar que al analizar los contratos vigentes, se encontró con esquemas de precios que se mantenían inalterados y coordinados. «Venían las propuestas y estaban todas iguales hace dos años. Son un oligopolio y no es de casualidad, era todo igual con los mismos números«, disparó el ejecutivo sobre la inercia de la cadena de valor.

«¿Cómo romper un oligopolio? Con competencia. Bajamos muchísimos los precios a valores lógicos y tengo que agradecer a las compañías internacionales porque se pusieron en valores absolutamente honestos y morales como corresponden a nuestra actividad«, afirmó Marín. El objetivo final, según explicó, es que la rentabilidad del sector surja de la productividad y no de costos inflados: «Ahora vamos a ir por más; tenemos que hacer mucha plata con productividad, no con precios exorbitantes«.

El directivo también planteó la necesidad de una reforma profunda en la cultura de los contratos para alinear los intereses de las petroleras con los de sus proveedores. «Quiero cambiar las formas de contratos en la industria petrolera porque están equivocadas. Un proveedor cuando más ineficiente es más plata lleva, la ineficiencia de las compañías se la come la petrolera. Hay que encontrar la forma contractual donde si vos sos más eficiente, más ganes», sostuvo sobre el nuevo paradigma.

Como cierre de su visión estratégica, el titular de YPF vinculó esta búsqueda de eficiencia con la viabilidad de la Argentina como exportador de energía a escala global, compitiendo de igual a igual con potencias como Estados Unidos. «En el crecimiento todas las ineficiencias se pueden esconder, pero cuando estemos en el plateau tenemos que ser eficientes«, concluyó. Bajo esta premisa de productividad extrema, Marín ratificó la meta de que el sector energético logre exportaciones por US$45.000 millones anuales para 2031.

, Redaccion EconoJournal

La empresa New American Oil (NAO), empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos vinculados a la operación energética, informó una serie de acciones orientadas a fortalecer la seguridad, la respuesta ante contingencias y la continuidad operativa en su planta ubicada en Plaza Huincul. Las iniciativas incluyeron instancias de capacitación conjunta, revisión de procedimientos y tareas de mantenimiento sobre equipos clave.

La compañía realizó una jornada de trabajo con el cuartel de Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul. Durante el ejercicio se plantearon distintos escenarios de contingencia y se puso a prueba la coordinación entre brigadas externas y equipos internos de EHS/Seguridad y Producción. Según indicaron, la actividad permitió verificar recursos disponibles, revisar procedimientos y evaluar tiempos de respuesta, además de identificar oportunidades de mejora en el plan de emergencias.

Preparación ante emergencias

En paralelo, NAO avanzó en la readecuación del rol de emergencias dentro de la planta. Los cambios apuntan a optimizar los procesos de toma de decisión y ejecución ante incidentes, reforzar la comunicación y mejorar la preparación de los equipos en cada turno. Esto incluyó la actualización de protocolos, checklists, señalética y la disponibilidad de kits en áreas consideradas críticas.

En términos operativos, la empresa llevó adelante una parada programada de mantenimiento general los días 4 y 5 de febrero. Las tareas estuvieron enfocadas en sostener la disponibilidad de equipos y reducir el riesgo de interrupciones no planificadas. Durante ese período se intervinieron hornos y otros sistemas mediante trabajos de limpieza, extracción y montaje de componentes, así como pruebas hidráulicas.

De acuerdo con la compañía, estas acciones forman parte de una estrategia integral orientada a mejorar la confiabilidad de las operaciones y reforzar las condiciones de seguridad en planta. “La seguridad no se declama: se entrena, se estandariza y se mejora con participación de todos, para cuidar a las personas y sostener la operación”, señalaron desde NAO.

Datos clave

• Jornada conjunta con Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul para coordinación operativa y evaluación de tiempos de respuesta.
• Readecuación del rol de emergencias con actualización de protocolos, checklists y señalización.
• Parada de mantenimiento programada (4 y 5 de febrero) con intervenciones en equipos como H-101, H-102, E-201, D-201 y E-203, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

Representantes de Chevon y TotalEnergies, dos de las principales compañías productoras de hidrocarburos del mundo con presencia en la Argentina, resaltaron la importancia que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) tiene en las posibilidades de inversión que están considerando en el país y especialmente en Vaca Muerta.

En el marco del panel que compartieron en el Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía, Ana Simonato, Country Manager de Chevron en la Argentina, Sergio Mengoni, director de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, ponderaron al RIGI como herramienta central en sus procesos de evaluación de inversiones en el país.

Además, subrayaron el rol que Argentina puede llegar a tener en los mercados internacionales como exportador de energía y con independencia de eventos que sacuden el comercio energético, como la actual guerra en Medio Oriente.

El RIGI, clave en los procesos de inversión de las petroleras internacionales

La Country Manager de Chevron en la Argentina, Ana Simonato, destacó que la previsibilidad económica, las políticas de libre mercado, la estabilidad regulatoria y la libre circulación de capitales son los factores centrales que consideran en la empresa a la hora de tomar decisiones finales de inversión en cada país.

En ese sentido, Simonato destacó al RIGI como una herramienta que lleva al país por ese camino. “El RIGI especialmente para la parte de upstreamnos hace competitivos y ofrece un marco jurídico de estabilidad y previsibilidad a largo plazo para las inversiones”, dijo Simonato.

La petrolera norteamericana está analizando inversiones bajo el paraguas del régimen de inversiones sancionado por la Ley de Bases en 2024 y que desde 2025 aplica también a nuevos desarrollos de upstream.

«Chevron está evaluando los posibles escenarios debajo de la estrategia del RIGI para aplicar en los activos que tenemos. Estamos comprometidos a trabajar con todos nuestros socios para desarrollar el potencial de nuestros activos», añadió la representante de Chevron en el país.

Por su lado, el director de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, evaluó que el RIGI seguirá ayudando a aprobar proyectos en el país.

La compañía francesa, principal operadora privada de gas natural en el país, también está mirando proyectos de petróleo en Vaca Muerta para presentar al RIGI. «Junto con nuestros socios estamos trabajando con la provincia (de Neuquén) para avanzar en un proyecto de petróleo y seguir diversificando el portafolio», adelantó Mengoni.

Más allá de Vaca Muerta, el representante de TotalEnergies también señalizó la importancia de la producción convencional de hidrocarburos.
«Ademas del RIGI tenemos que seguir trabajando también en los incentivos al convencional, no hay que poner todos los huevos en una sola canasta», ponderó.

La importancia de Argentina más allá de la guerra en Medio Oriente

La guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán llevó a un colapso en el tránsito comercial y energético por el estrecho de Ormuz, una arteria clave para el suministro energético global y especialmente de Asia. En ese sentido, desde Chevron y TotalEnergies ponderaron la importancia de la Argentina a medida que va elevando su perfil como país exportador de hidrocarburos.

Mengoni señaló que la estrategia de TotalEnergies de diversificar su producción a lo largo del mundo permitió amortiguar el impacto de la crisis en Medio Oriente, que actualmente afecta a alrededor de un 15% de su producción global de hidrocarburos.

En esa línea, la Argentina seguirá siendo un país importante en la mirada de largo plazo de la compañía francesa. «Lo que ocurre en Medio Oriente afecta realmente el corto plazo pero no va a impactar drásticamente en decisiones de inversión de manera importante. Argentina es un país muy importante para la compañía y es parte de lo que estamos viviendo en Medio Oriente gracias a la estrategia de diversificación del portfolio. Tenemos que cerrar algunos campos en Medio Oriente pero hoy estamos en África, en Argentina y en distintos lugares», dijo Mengoni.

Por su parte, la Country Manager de Chevron enfatizó que la demanda mundial de petróleo y gas seguirá en aumento, incluso en este año. «Esas demandas seguirán creciendo y tenemos que tener negocios que sean eficientes y esten adaptados a la volatilidad de cualquier mercado«, analizó.

La petrolera estadounidense desembarcó en Vaca Muerta en 2013 a partir del desarrollo de Loma Campana junto a YPF. «Creemos en el recurso de Argentina y en su gente, y en el papel que tendrá en el largo plazo en los mercados energeticos mundiales», sintetizó Simonato.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, remarcó las obras que viene llevando adelante la provincia para apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta y destacó una serie de medidas que se han tomado para incentivar la producción en la formación no convencional. Además, puso el foco en distintas medidas destinadas a potenciar aún más la actividad. “Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger para ver si podemos lograr que el derecho de importación de los bienes de capital sea 0%”, aseguró en la apertura de Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía.

La evaluación de Figueroa sobre Argentina Week

El gobernador comenzó su intervención destacando que en la actualidad se vive “un ambiente muy propicio para las inversiones” y destacó puntualmente el evento Argentina Week organizado por el gobierno nacional en Nueva York. “El evento organizado por la Cancillería no tiene precedentes. Fue muy importante”, afirmó.

“Todas las exposiciones tuvieron una asistencia plena, siempre quedaba gente afuera de los distintos lugares en donde se desarrollaban, pero además generaron toda una agenda bilateral muy ejecutiva. Las consultas son: ¿cómo está Argentina? ¿qué pasa en Argentina? ¿por qué ahora sí? Creo que ahora es el momento, se ha dado toda una sinergia entre los distintos actores de la gente de la industria, los Estados nacional y provinciales que nos posiciona en un lugar preferencial”, agregó.

Figueroa también cuestionó las críticas que recibió Argentina Week.  “Cuando salimos al mundo a buscar inversiones es importante que el mundo nos vea consolidados y si nosotros tratamos de decir que esto estuvo malo y en realidad fue bueno, y la verdad que nos da bronca por toda la gente que trabaja para que las cosas se puedan dar”, sostuvo.

Figueroa también destacó la oportunidad para avanzar con el desarrollo del GNL. “Ya estamos pensando en el GNL, yo siempre rescato la figura de Horacio (Marín, CEO de YPF), porque Horacio cuando comenzó parecía que estaba hablando en soledad del GNL y ahora ha tomado otros ribetes, es otra realidad, nos da otro tipo de horizonte a toda la industria, pero no es nuevo esto de cuando la gente quiere meterle para adelante, siempre parece que hay gente que quiere que las cosas fracasen”, remarcó.

El RIGI para el upstream petrolero

Figueroa también fue consultado sobre la decisión del gobierno nacional de extender los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) al upstream petrolero.

–¿Fue una propuesta que hizo la gobernación? –le preguntaron.

–Nosotros somos un país tomador de precios, y como tomador de precios tenemos que saber que tenemos que ser muy competitivos, y para ser muy competitivos es importante tomar todas las herramientas que tienen los gobiernos para poder propiciar ese desarrollo. Entonces, la posibilidad de llevar la alícuota del impuesto a la renta, lo mismo que tiene los Estados Unidos, la posibilidad de generar la amortización acelerada, la posibilidad también de tomarse el IVA, son acciones específicas que tomó el Estado Nacional para que esto pueda resultar viable.

Luego Figueroa puso el foco en las medidas que vienen. “Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger para ver si podemos lograr que el derecho de importación de los bienes de capital sea 0%. Nosotros necesitamos muchas inversiones para acelerar Vaca Muerta. Tenemos un tiempo para poder extraer todo lo del subsuelo y monetizarlo, y lo tenemos que acelerar, no solo trayendo inversiones, sino también armando todo acá como para poder ser competitivos”, insistió.  

Nuevas licitaciones en Vaca Muerta

–¿Hasta dónde Gas y Petróleo puede evaluar quirúrgicamente por ahí licitar algún área más? –le preguntaron a Figueroa.

— El 19 de agosto vamos a salir a licitar áreas. Están muy medidas con GyP y, de hecho, eso es lo que ha generado tanto interés. –respondió sin dar mayores detalles.

Luego respaldó el trabajo de su equipo. “Tenemos un gran equipo en Energía. De hecho, ha sido el equipo que más empujó la pluma para escribir la Ley Bases en el capítulo de hidrocarburos. El 70% ha sido redactado por el equipo de la Provincia del Neuquén, con lo cual sabemos muy bien hacia dónde estamos yendo y qué es lo que queremos para la provincia”, dijo.

Desarrollo de la provincia de Neuquén

Figueroa dijo que el objetivo de su gestión es que el desarrollo de Vaca Muerta mejore la calidad de vida de Neuquén. “El objetivo nuestro es que el neuquino viva mejor. Para que el neuquino viva mejor tienen que pasar muchas cosas y por supuesto que le tiene que ir bien a toda la industria, porque somos socios con distintos objetivos. Teniendo muy en claro que Vaca Muerta es sólo una roca. Eso lo marco mucho porque seguramente todos los que están presentes y la gente que nos mira desde otro lugar dice “bueno, ustedes tienen Vaca Muerta”, como si fuera la solución de todo, y en realidad es una condición necesaria la roca, pero no es una condición suficiente”, subrayó.  

El gobernador destacó después todas las obras que están llevando adelante desde la provincia. “Nosotros tenemos muy en claro que un cuello de botella es todo lo que rodea a Añelo. Ahora la industria se va a trasladar un poco hacia el norte, y también hay un hub sur que se va a desarrollar con el GNL, entonces tenemos que contemplar todo un desarrollo importante de la infraestructura. Entonces comenzamos a trabajar primero por el ingreso al norte de la provincia, la Ruta 6, que le va a permitir a la industria ahorrar mucho en el traslado de arenas, son 400 kilómetros menos entre ida y vuelta que tienen que abonar las empresas, y a su vez comenzamos a facilitar la transitabilidad en distintos lugares. Primero, la Circunvalación Añelo, que es este primer fideicomiso que se firmó, en donde también la provincia ejecuta gran parte de esa obra, la provincia la está terminando ya. Después, por otro lado, creemos que es fundamental la Ruta 8 hasta Rincón de los Sauces, toda la pavimentación hasta Rincón de los Sauces, es decir, que se va a poder entrar a Rincón por el norte y desde Neuquén por la 8, y también una ruta muy importante que es la continuación de la Ruta 51 de Mari Menuco hasta la Ruta 17, que eso nos va a permitir todos los que vayan desde Neuquén pasando a Añelo, puedan tomar ese camino, como asimismo la ruta del GNL, específicamente las áreas que está trabajando la provincia con YPF para poder tenerlas, va a tener una salida fluida por esa ruta, como asimismo mejorar toda la Ruta 7 desde el ingreso a la provincia de Neuquén hasta Añelo”.

Una vez detalladas las distintas obras, remarcó el impacto en términos agregados. “La provincia en toda la historia, ha hecho 1.200 kilómetros de pavimento, nosotros en dos años estamos haciendo 800. Y estamos repavimentando otros 600. La inversión es muy importante, son inversiones onerosas, pero la verdad que generan una externalidad positiva muy interesante para todo el desarrollo de la economía. Y en esto estamos mirando el desarrollo integral de la provincia, pero por supuesto también focalizándonos en este prefinanciamiento que estamos llevando adelante con las operadoras en la región Vaca Muerta”, declaró.

El impacto de la migración en la provincia

El desarrollo de Vaca Muerta está atrayendo a Neuquén trabajadores de distintas partes del país. “El año pasado en la provincia de Neuquén nacieron 6.000 chicos y se mudaron 21.000 personas. Quiere decir que tenemos multiplicado el crecimiento vegetativo de la población de Neuquén por 3,5, con el fenómeno migratorio. Solo en chicos en edad escolar, el año pasado fueron 4000 que se han mudado a la provincia. Eso al Estado Provincial nos demanda 160 aulas en un año”, dijo Figueroa y luego volvió a poner el foco en la inversión provincial para hacer frente a esta demanda creciente.  

“El gobierno nacional estabilizó la economía, estabilizó la macro, pero fijó unas reglas de juego claras al afirmar que no va a realizar obras. Entonces, nosotros no podemos mirar para otro lado las obras. ¿Quién haría las obras de toda esta gente que se necesita? ¿Qué pasaría en Neuquén si el Estado no está presente? ¿Qué pasaría en Neuquén si no existiera paz social, si no existiera sustentabilidad social, si no cuidáramos el ambiente? Entonces, creo que el Estado tiene que invertir mucho ahí y tiene que transformar también los programas de estudio como lo estamos haciendo. De hecho, estamos haciendo 85.000 metros cuadrados de escuelas, de los cuales 45.000 metros cuadrados son escuelas técnicas. Nueve nuevas escuelas técnicas, de las cuales en Vaca Muerta hay una escuela en cada una de las ciudades, de Vaca Muerta, Chañar, Rincón y Añelo, son escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados, Todo va requiriendo una transformación y una evolución que la tenemos que ir haciendo entre todos”, remarcó.

La formación de recursos humanos

Figueroa habló también de las becas que se han venido otorgando para la formación de jóvenes y de la necesidad de capacitar a los trabajadores. “Ya llevamos dos años con cerca de 20.000 chicos becados, de los cuales 3.000 son universitarios, 80% primera generación de las familias en la universidad, 75% mujeres. En eso la industria colaboró y colaboró bastante.

Luego aseguró que la provincia va a seguir creando puestos de trabajo y es necesario capacitarse para aprovechar esas oportunidades.  “Vamos a demandar solo en la industria en los próximos años 17.000 puestos de trabajo, son 14.000 puestos nuevos, más 3.000 que van a ser por jubilaciones que se van a ir dando. Evidentemente quien no se forme, quien no quiera ingresar al mercado laboral de la manera eficiente va a venir a ocupárselo otra persona en un país de libre tránsito, que ese es otro desafío que tenemos como Estado y que muchas veces todos miran para otro lado, pero es importante.

, Redaccion EconoJournal

La Guerra en Medio Oriente disparó el precio del barril de crudo en los últimos 15 días. Si bien la volatilidad viene siendo extrema, la cotización se alejó definitivamente de los US$70 que promediaba previo al inicio del conflicto y ahora se ubica en torno a los US$ 100, con picos puntuales que llevaron a los US$ 120. ¿Cómo impacta esta suba en la economía cotidiana de los argentinos? ¿Cuál es el impacto en los combustibles, las tarifas de luz y gas, el precio de los pasajes de avión, los costos de la cosecha, el transporte de cargas e insumos básicos de uso difundido como plásticos y envases? EconoJournal repasa las consecuencias punto por punto.

Guerra en Medio Oriente: los combustibles aumentaron entre el 4 y el 6% en la Argentina

El primer impacto se registró en los combustibles que aumentaron entre el 4% y el 6% esta semana, como consecuencia del salto que experimentó el precio del barril de crudo tras la escalada del conflicto en Medio Oriente. Los valores de las naftas súper se ubicaron en torno a los $1.700 por litro, en diferentes estaciones de la Ciudad de Buenos Aires, y las naftas premium cerca de los $2.000.

Si el precio internacional del petróleo se consolida en torno a los US$90 por barril, resulta esperable que el precio de los combustibles en la Argentina también tienda a subir. Esto se debe a que el gobierno de Javier Milei modificó la Ley de Hidrocarburos y estableció como objetivo de la política hidrocarburífera maximizar la renta petrolera, reduciendo la intervención estatal en la formación de precios.

El ajuste probablemente sea más lento que en Estados Unidos, donde la gasolina ya aumentó entre 17% y 18% desde el inicio del conflicto, aunque la tendencia apunta en la misma dirección.

La suba del precio internacional del petróleo generaría un impacto mixto en la Argentina debido a que, si bien presiona la inflación interna al aumentar el costo de combustibles y logística.

Aumento del precio de los combustibles y el impacto en la cosecha

El aumento del crudo también impactó en el gasoil, un insumo clave para el transporte y la producción agropecuaria. Este aumento llega en un momento particularmente sensible para el sector agrícola que se encuentra en plena cosecha gruesa.

En la estructura de costos del agro, el gasoil es uno de los insumos más relevantes. Se utiliza tanto en la maquinaria agrícola, como son las cosechadoras, tractores y equipos de traslado dentro del campo, y en el transporte de los granos hacia los acopios y los puertos exportadores, por lo que una suba del 5% puede incrementar entre 1% y 2% los costos logísticos del grano, teniendo en cuenta la distancia a los puertos y del esquema productivo de cada región.

¿Qué ocurre con la logística ante la suba del precio internacional del petróleo?

El impacto no se limita al sector primario. En un país donde la mayor parte del transporte de mercaderías se realiza por camión, el combustible representa entre el 30% y el 40% del costo operativo de una flota. Por ese motivo, cualquier aumento en el precio del gasoil tiende a trasladarse rápidamente a las tarifas de flete y, en consecuencia, a los precios finales de los productos.

Ese traslado genera un efecto en cadena en toda la economía. El encarecimiento del transporte incrementa los costos de distribución, mientras que el aumento del precio del petróleo también repercute en la producción de insumos derivados, como plásticos y envases utilizados en múltiples industrias. La combinación de ambos factores suele presionar al alza los precios de bienes de consumo masivo y también en el bolsillo de los consumidores.

¿La suba del precio del Brent afecta a los valores de los pasajes de avión?

El impacto también alcanza al sector aerocomercial. Esta semana, Aerolíneas Argentinas decidió aplicar un recargo temporal en el precio de los pasajes para compensar el aumento del combustible aeronáutico, lo que se conoce como jet fuel. El cargo adicional será de $7.500 por tramo en vuelos de cabotaje y oscilará entre US$10 y US$50 en rutas regionales e internacionales. Según precisaron, se trata de una medida transitoria que dependerá de la evolución del precio del petróleo.

Impacto en el Gas Natural Licuado

La suba del crudo también podría tener implicancias en el sistema energético. Aunque la Argentina es productora de hidrocarburos, durante el periodo invernal necesita importar combustibles para cubrir los picos de demanda, en particular cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL).

Si los precios internacionales se mantienen elevados, esas importaciones se encarecerán. En el esquema tarifario vigente, ese mayor costo suele trasladarse a los usuarios a través de mecanismos de pass through, mediante los cuales las compañías trasladan el precio de compra del combustible a las tarifas de electricidad y gas natural.

¿Cómo afecta la volatilidad del precio del petróleo en otros segmentos de la economía?

Además del impacto sobre los combustibles y la energía, la oscilación que viene experimentando en el precio internacional del petróleo también repercute sobre industria petroquímica y, en particular, sobre la producción de plásticos y envases.

Esto es así ya que el crudo se utiliza como materia prima para fabricar resinas como polietileno, polipropileno o PVC, insumos clave para producir envases, embalajes y múltiples productos de uso diario.

La relación entre el petróleo y la industria del plástico es estructural. A nivel global, aproximadamente entre el 4% y el 8% de la producción mundial de petróleo se utiliza para fabricar plásticos. Esto implica que los movimientos del precio internacional del barril tienden a trasladarse, a toda la cadena de valor de los materiales plásticos.

En ese sentido, fuentes del sector señalaron a EconoJournal que los cambios en el precio internacional del petróleo impactan especialmente en industrias como alimentos, bebidas, higiene y logística, que dependen en gran medida de envases plásticos para lo que refiere al envasado y conservación de productos.

Por esa razón, la volatilidad del petróleo no solo afecta al precio de los combustibles, sino también a múltiples bienes de consumo que forman parte de la vida cotidiana.

, Loana Tejero

El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un memorándum ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York en respaldo de la moción de emergencia interpuesta por la Argentina para suspender el proceso de discovery post sentencia en el caso YPF, informó la Procuración del Tesoro de la Nación.

En su moción de emergencia presentada el 6 de marzo, la Argentina solicitó la suspensión de la etapa de producción de documentos (discovery), del requerimiento de sanciones y de la audiencia probatoria fijada entre el 21 y el 23 de abril de 2026.

Se trata de la cuarta presentación que realiza el Gobierno de Estados Unidos en torno al juicio que enfrenta la Argentina en los tribunales de Nueva York, por la nacionalización del 51% de las acciones de YPF, en 2012, por lo que enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones más los intereses acumulados desde que se dictó el fallo.

El 26 de febrero de 2026, el mismo Departamento de Justicia había presentado un tercer escrito en respaldo de la posición argentina, señalando que el discovery resulta excesivamente intrusivo, que puede afectar principios de reciprocidad internacional y que plantea preocupaciones en materia de política exterior.

Asimismo, en aquella oportunidad, el Gobierno de Estado Unidos solicitó participar oralmente en la audiencia del 16 de abril relativa a la apelación de la orden de entrega del 51% de las acciones de YPF.

El reciente apoyo de EEUU

Ahora, en su presentación, el Departamento de Justicia sostuvo que este tipo de requerimientos dirigidos contra Estados soberanos puede generar fricciones diplomáticas y abrir la posibilidad de que tribunales extranjeros impongan medidas similares contra los propios Estados Unidos.

Asimismo, destacó que, al evaluar el factor de interés público en una solicitud de suspensión, los tribunales deben considerar los posibles efectos sobre las relaciones exteriores y, en ese marco, otorgar especial deferencia a la posición del Poder Ejecutivo en materia de política exterior.

En consecuencia, el memorándum solicitó que, al resolver la moción presentada por la Argentina para suspender el discovery, el tribunal tenga debidamente en cuenta los principios de cortesía internacional, reciprocidad y las implicancias que la cuestión puede tener para las relaciones exteriores.

Hace 10 días, el Estado argentino presentó una moción de emergencia ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para requerir la suspensión inmediata del proceso de discovery post sentencia en el caso Petersen/Eton Park mientras se resuelve la apelación de fondo.

En la presentación se solicitaba la paralización de la etapa de exhibición y producción de documentos, del requerimiento de aplicación de sanciones y de la audiencia probatoria fijada para los días 21 al 23 de abril de 2026.

En su escrito, la República sostenía que la suspensión se encuentra plenamente justificada, ya que existen fundamentos sólidos para revertir la decisión apelada, entre ellos la incorrecta aplicación del derecho argentino y el forum non conveniens.

En ese sentido, advertía que la continuidad del discovery ocasiona un perjuicio irreparable para la soberanía nacional y puede impactar en la previsibilidad necesaria para el normal desarrollo de sus relaciones financieras. También destaca que el interés público aconseja evitar impactos en las relaciones exteriores y posibles ineficiencias procesales.

, Ignacio Ortiz

Las consecuencias que está provocando la guerra en Medio Oriente sobre el mercado energético acaparó la atención en un nuevo capítulo de Dínamo – Charlas de Energía. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, el economista jefe de Empiria, Nicolás Gadano, el director de Desarrollo Productivo de Fundar, Daniel Schteingart, y el consultor Roberto Brandt debatieron, bajo la coordinación de Nicolás Gandini, sobre cómo proteger sus precios internos sin dañar la competitividad exportadora.

A criterio de Brandt, este nuevo foco de tensión en Medio Oriente debe concebirse como la «tercera guerra del Golfo Pérsico». “Por el momento, no se vislumbra una escalada hacia una Tercera Guerra Mundial debido a la actitud dialoguista de China y a la cautela de Rusia”, aclaró.

Hasta ahora, expuso, la contienda atravesó tres fases: la primera, a grandes rasgos, con ataques de Estados Unidos e Israel limitados a objetivos militares que provocaron como respuesta de Irán una contraofensiva sobre instalaciones energéticas de sus vecinos, procurando “empiojar la economía mundial”; la segunda, cuando los agresores cruzaron la raya de arremeter contra infraestructura energética iraní propiamente dicha; y una tercera instancia, liderada por la narrativa del presidente norteamericano Donald Trump, que busca una “desescalada rápida” antes de su prevista cumbre con Xi Jinping en Beijing, a fines de marzo. “Eventualmente, ambos bandos podrán asumirse como ganadores”, pronosticó.

Con respecto a la reacción de los mercados, señaló que el precio del barril de petróleo inició el año en torno a los 60 ó 65 dólares, con una ligera sobreoferta, pero se disparó un 50% tras los ataques a instalaciones clave como la refinería Ras Tanura en Arabia Saudita. “El gas natural licuado (GNL), por su parte, aumentó un 70% en el mercado europeo, duplicando por momentos su valor, debido a los bajos niveles de almacenamiento al cierre del invierno”, puntualizó el experto, quien consideró “difícil” que las cotizaciones se retrotraigan en el corto plazo.

Rusia emerge como el gran ganador

La volatilidad actual no tiene antecedentes históricos cercanos, según la mirada de Ernesto López Anadón, quien estableció una clara diferencia con respecto a la guerra en Ucrania, que provocó que el valor de la energía subiera y se mantuviera alto. “La brusca caída de precios tras los picos máximos se debió a la decisión del G7 de liberar las reservas estratégicas de 90 días de consumo”, aseguró.

Para calificar los episodios bélicos que se vienen sucediendo en Medio Oriente, optó por decir que configuran “una guerra sin objetivos”. “¿Estados Unidos quería matar al Ayatola de turno para después negociar con Irán? Es un objetivo demasiado light y evidentemente no se cumplió”, expuso.

Desde su óptica, Rusia se erige como “el gran ganador” del conflicto, ya que el Departamento del Tesoro norteamericano le otorgó un levantamiento temporal de sanciones, permitiendo que su flota abasteciera a India a precios elevados.

En el mercado del gas, en tanto, señaló que la interrupción del suministro en el Golfo Pérsico obligará a Asia a sustituir el fluido por carbón, “lo que postergará nuevamente los compromisos ambientales del Acuerdo de París”. En ese sentido, intervino Brandt, debe remarcarse que países como Corea y Japón han estado “robando” cargamentos de GNL a Europa, pagando primas más altas para asegurar su energía.

Perspectiva local

A la hora de analizar el impacto de la guerra en el medio local, Nicolás Gadano resaltó que la cotización internacional del crudo siempre ha funcionado de manera muy volátil e históricamente se ha visto regida por la singularidad de la alta concentración de la oferta. No obstante, acotó, por haberse convertido en un mercado exportador neto la Argentina puede recibir el actual aumento de precios como una noticia positiva para su balanza comercial. “Ahora nos enfrentamos al problema clásico de decidir qué hacer con los precios domésticos. Me preocupa cómo vamos a lidiar con eso”, enfatizó.

Por supuesto, aclaró, no sería deseable trasladarles a los consumidores “la volatilidad de cada día”. “Me parece responsable que YPF haya aclarado que no se comportará así”, reivindicó. Sin embargo, sostuvo, tampoco se puede mantener una brecha artificial que desincentive la inversión. “Creo que deberían revisarse los valores internos del crudo y los derivados. Ahora bien, ¿qué puede hacer el Gobierno para que esa revisión no se traslade a los consumidores? Bueno, para eso tenemos los impuestos. Y también contamos con la ventaja de la expansión de Vaca Muerta, en un momento en que la gente se pregunta qué beneficios obtendrá de ella”, argumentó.

A su entender, habría que utilizar la recaudación extraordinaria por derechos de exportación para postergar los incrementos previstos en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). “Las retenciones extraordinarias dan margen para manejar los aumentos con responsabilidad”, afirmó.

Constituye un error, calificó, el uso histórico de YPF como herramienta de política de precios. “Esa instrumentación daña a la empresa y su valor en el mercado. El enfoque debe ser el de la competencia bajo el concepto de export parity”, insistió.

Horizonte realista

Según Daniel Schteingart, más allá de los acontecimientos que se registran en Medio Oriente ya es momento de comprender que el futuro de la Argentina no puede depender exclusivamente del éxito de tres sectores productivos más algún servicio. “No hay que comprar la fantasía de que vamos a ser Australia. Incluso si multiplicáramos por dos, por tres o por cuatro nuestras exportaciones de recursos naturales, recién nos acercaríamos a duras penas a los números de Chile”, planteó.

Es “súper deseable” que crezcan las inversiones en Vaca Muerta y mejoren los términos de intercambio, reflexionó, pero conviene ponerle un horizonte realista al fenómeno extractivo. “¿Nos ayuda mucho? Sí. ¿Nos alcanza y nos salva? No. Seguirá haciendo falta una industria competitiva y una cadena de valor desarrollada”, aseveró.

Por ahora, lamentó, no se verifica dentro del Gobierno nacional demasiado interés por impulsar “los vagones industriales de la gran locomotora que es Vaca Muerta”. “Muchos otros países sí apuestan por el desarrollo de proveedores aguas abajo”, comparó el analista, quien de todos modos se manifestó consciente de que la industria argentina registra sobreprecios.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno oficializó a fines de enero la baja de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de los campos convencionales. Lo hizo después de instrumentar un nuevo esquema variable de alícuotas de derechos de exportación con la intención de viabilizar la inversión en yacimientos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), Mendoza y también Neuquén.

Con ese nuevo esquema, a fines de febrero se estableció una retención de 3,36% para el petróleo convencional, tomando en cuenta un precio promedio del crudo de US$ 71,30. Sin embargo, debido a la disparada que experimento la cotización del barril a partir del estallido de la Guerra en Medio Oriente —este viernes el Brent volvió a cotizar por encima de los 100 dólares— el gobierno elevará nuevamente esa retención al 8 por ciento.

Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de la decisión oficial. «Las retenciones a la exportación a aplicar (al petróleo convencional) dependen del precio internacional del Brent. Mensualmente se determina el precio internacional a considerar para el cálculo como promedio de los últimos cinco días del mes anterior. Y semanalmente en caso que la variación supere el 15% deben redeterminarse. En este caso, el movimiento superó ese valor y será modificado», explicó una fuente al tanto de la variación.

La suba de las alícuotas de las retenciones al crudo convencional —para el petróleo que se explota en Vaca Muerta no habrá cambios y la alícuota seguirá en un 8% del precio de exportación— se dará a conocer en las próximas horas y alcanzará a todos los productos incluidos en los decretos 488/2020 y 59/2026, que incluyen tanto al petróleo crudo como a derivados (solventes, naftas vírgenes y combustibles pesados, entre otros).

La decisión del gobierno apunta, a su vez, a gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles, porque incentiva a los productores locales a venderle a un importe un poco más bajo a las refinerías el crudo pesado que se produce en el país.

Cómo se fijan las retenciones en la actualidad para el crudo convencional

La fórmula que rige actualmente establece que si el precio del barril de crudo Brent se encuentra por debajo de los US$ 65 la retención es 0% y si supera los US$ 80 es de 8%. Para valores intermedios, se utiliza una fórmula polinómica de ajuste que en este caso arrojó una retención de 3,36% tomando como referencia una cotización del crudo de US$ 71,30, que surge del promedio de los últimos cinco días de febrero.  

Ese esquema, oficializado a través del decreto 58/2026, representó un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$ 45 y saltaba al 8% cuando superaba el techo de US$ 60. El objetivo fue hacer más rentable los yacimientos convencionales que tienen costos de extracción más altos y venían golpeados por el descenso que había registrado la cotización del barril.

El anuncio llegó luego de una serie de acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.

La guerra en Medio Oriente modificó el escenario de modo brusco

El diseño actual contempla que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se lo presentó como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.

Sin embargo, lo ocurrido en las últimas semanas modificó el escenario de manera sustancial luego del bombardeo de Estados Unidos e Israel a Irán porque el barril de crudo se ubicó por encima de los US$ 100 con picos de US$ 120. Es decir, las empresas se vieron beneficiadas con una suba del crudo del 40% y continúan pagando una retención que no llega al 4%.  

, Fernando Krakowiak

El fundador y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio, afirmó que el actual contexto internacional de precios más altos del petróleo podría acelerar el desarrollo de la industria shale en la Argentina y reforzar el rol del país como proveedor global de energía.

“El rally del petróleo puede impulsar la industria shale de Argentina”, señaló Galuccio en una entrevista con Matt Miller y Dani Burger en el programa Open Interest de Bloomberg TV. El directivo se refirió a la escalada del precio internacional desde el conflicto militar en Medio Oriente, que hoy mantenía el valor por encima de los US$100 el barril.

Según explicó, los precios más altos derivados de la guerra en Irán podrían impulsar la inversión de capital en el sector de shale de Argentina, en un momento en el que la producción ya se encuentra en aceleración, y en octubre pasado sobrepasó su récord histórico de 860.000 barriles, luego de 27 años.

En esa charla, el ejecutivo destacó el potencial que tiene el país para ganar relevancia en el mapa energético global. “Si este año podemos llegar al millón de barriles, vamos a ingresar al top 20 de productores de petróleo mundial. Y eso sería transformacional para la Argentina”, afirmó.

Seguridad energética global

Galuccio también consideró que el actual escenario geopolítico volvió a poner en el centro del debate la seguridad energética. “Lo más importante es cómo recuperamos la seguridad energética. ¿De dónde va a venir el resto del petróleo que el mundo necesita? Y creo que Argentina tiene un rol que jugar como un nuevo actor a escala global”, sostuvo.

Al ser consultado sobre los planes de inversión de Vista en este contexto, el ejecutivo señaló que “aún es temprano para definir si la compañía actualizará su guía de inversiones para el año, actualmente estimada entre 1.500 y 1.600 millones de dólares”.

“Tenemos mucha elasticidad: perforamos un pad de cuatro pozos en cuatro meses”, explicó. “Si hoy apretamos el botón porque contamos con más capex gracias a un precio del petróleo más alto, en cuatro meses estaremos entregando más petróleo al mundo”.

Por último, Galuccio destacó la calidad del recurso de Vaca Muerta, aunque remarcó que el desafío hacia adelante será escalar el desarrollo. “Hemos sido bendecidos por la roca. Pero para acelerar el desarrollo necesitamos más capital, más empresas de servicios petroleros, más proveedores de insumos y más competencia”, concluyó.

, Redacción EconoJournal

El gobierno de Lula da Silva adoptó esta semana una serie de medidas de corte impositivo para morigerar el impacto del fuerte alza en el precio internacional del petróleo crudo sobre los precios del gasoil en Brasil, un combustible que mayormente importa para su abastecimiento interno.

Lula firmó el jueves un decreto presidencial suspendiendo la aplicación de los impuestos PIS y Cofins sobre la importación y venta de gasoil (diesel). También firmó una medida provisoria para subsidiar el gasoil para los productores e importadores del combustible. Las medidas son de carácter temporal hasta el 31 de diciembre de este año.

El Ministerio de Hacienda evaluó que estas medidas tendrán un costo fiscal en el caso de la suspensión de impuestos de 20.000 millones de reales y en el caso del subsidio a los productores de gasoil de 10.000 millones. En dólares representan un costo fiscal total de US$ 5671 millones.

La baja impositiva redondeará en un beneficio final para los consumidores de 0,64 reales (US$ 0,12) por litro de gasoil.

Brasil: Lula aumentó las retenciones a las exportaciones de petróleo

Para compensar el costo fiscal, el gobierno dispuso un aumento temporal en las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo. La alícuota en la retención pasó al 12% para las exportaciones de petróleo crudo o minerales bituminosos. También se fijó una alícuota del 50% sobre las exportaciones de gasoil.

“Los productores que obtengan beneficios extraordinarios contribuirán con un impuesto temporal a la exportación. Se trata de medidas temporales relacionadas con el estado de guerra que estamos viviendo, sin una solución previsible a muy corto plazo”, declaró el ministro de Hacienda, Fernando Haddad.

Es probable que la medida termine siendo judicializada por las petroleras. El Estado brasileño aplicó una suba de retenciones temporal en 2022 en respuesta a la suba de los precios del crudo y gasoil en el mundo por el estallido de la guerra de Rusia contra Ucrania.

Petroleras en Brasil demandaron al Estado brasileño y obtuvieron un fallo favorable en 2025 que ordena restituir los impuestos cobrados.

Control y fiscalización

Para evitar comportamientos especulativos, el gobierno definió parámetros objetivos para que la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y los organismos de protección al consumidor puedan controlar con mayor eficacia que la baja de precios se traslade al consumidor.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, vinculó esa mayor necesidad de control y fiscalización en los precios con la política del gobierno del ex presidente Jair Bolsonaro de privatización de refinerías y de BR Distribuidora, una empresa que controla miles de estaciones de servicio.

“Lamentablemente, el modelo criminal de venta de nuestros activos nacionales del gobierno anterior nos llevó a reducir la producción de productos refinados en Brasil: gasolina, diésel y gas natural. Por lo tanto, fue un crimen contra Brasil y los brasileños deshacerse de BR Distribuidora”, comentó el Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía publicó este viernes una normativa fundamental que pone en marcha la reconfiguración estructural del sistema de transporte de gas natural en la Argentina. Esta medida, que EconoJournal anticipó hace dos meses, deberá destrabar la transición hacia un mercado de competencia y permitir que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas, que en los últimos años tiene como eje predominante a Vaca Muerta.

La Resolución 66/2026 resuelve puntos críticos para la operatividad del sistema, tales como la declaración de la vigencia de nuevas rutas de transporte por licenciataria y la reasignación de capacidad firme. También se destaca la rescisión del contrato de transporte entre Enarsa y Cammesa sobre el Gasoducto Perito Moreno (GPM), la derogación del programa estatal Transport.Ar y la instrucción al ente regulador para fijar cuadros tarifarios de transición.

Se trata de una medida postergada desde hace años que sincera la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afecta intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Esto obliga a revisar todos los contratos del sistema y readecuarlos a las nuevas tarifas acorde a un nuevo mix de cuencas productoras.

El ordenamiento, resulta indispensable para que los actores privados, desde productores hasta grandes usuarios industriales, tengan previsibilidad sobre los costos de mover el fluido desde las cuencas hasta los puntos de consumo. Sin una asignación clara de capacidades y una determinación de tarifas precisas para las nuevas rutas del gas, el Gobierno no podría avanzar en la apertura del sector energético.

Hacia la desregulación plena

Precisamente, la medida permite la implementación plena de la Resolución 400/25, la cual establece los lineamientos para la contractualización directa entre privados. Hasta este momento, la apertura para que los generadores eléctricos y grandes usuarios industriales compraran gas por su cuenta estaba prácticamente frenada por esta cuestión logística.

Es que, se explicaba en el sector, si un generador eléctrico no conoce fehacientemente cuánto le costará el transporte de gas para alimentar por ejemplo una central térmica, resulta imposible fijar un precio competitivo, bloqueando el funcionamiento del mercado mayorista desregulado.

Lo dispuesto hoy también habilita la operatividad de la Resolución 606/25, un reclamo de las compañías productoras en el marco de la salida del Plan Gas.Ar. Bajo el esquema anterior, los productores estaban obligados a garantizar un excedente de producción, cercano al 30%, destinado al abastecimiento de la industria.

Los productores señalaban que esta exigencia era inconsistente con un mercado de libre competencia; sin embargo, para liberar ese compromiso y permitir que las industrias negocien sus propios volúmenes, volvía a ser necesario definir antes quién y a qué precio asume la capacidad de transporte asociada.

La implementación de esta reconfiguración quedará bajo la órbita del ENARGAS o del nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, según corresponda. Este organismo tendrá la tarea de modificar los Reglamentos de Servicio de Distribución y Transporte para dar operatividad a la reasignación de capacidades.

Este proceso incluirá procedimientos de participación ciudadana para la aprobación de los cuadros tarifarios que surjan del nuevo ordenamiento, asegurando que la transición hacia precios de mercado se realice con transparencia, se determinó en la resolución.

La nueva realidad de las cuencas

En el detalle de la nueva norma, la Secretaría de Energía fundamenta la reconfiguración en el cambio estructural de la matriz de abastecimiento de la Argentina. La declinación de la Cuenca Noroeste y el fin de las importaciones desde Bolivia provocaron que el sistema original, diseñado con un flujo predominante Norte-Sur, quedara obsoleto.

La realidad actual exige que el gas de la Cuenca Neuquina no solo abastezca al AMBA, sino que llegue de manera eficiente al norte del país, lo que requiere una redefinición técnica de las rutas de transporte vigentes hasta la fecha.

La resolución deja sin efecto el Programa Transport.Ar, argumentando que la gestión estatal de las obras de infraestructura no alcanzó los niveles de eficiencia esperados. El Ejecutivo busca ahora que la expansión del sistema sea impulsada por la iniciativa privada, bajo el marco de la Ley de Bases.

De esta manera, se pretende reducir al mínimo la intervención directa del Estado Nacional en la construcción y planificación de gasoductos, delegando esa responsabilidad en la inversión de los actores del mercado.

La rescisión de contratos

Quizás el punto más sensible es la orden de rescindir el contrato de transporte firme entre Enarsa y Cammesa sobre el GPM en un plazo de diez días. Este contrato, originalmente diseñado para cubrir los picos de demanda invernal y sustituir importaciones de GNL, es visto ahora como un obstáculo para la libre competencia.

Al liberar esta capacidad, se busca que el ducto más importante construido en la última década para evacuar la producción de Vaca Muerta se integre plenamente al sistema de transporte, permitiendo que otros cargadores accedan a la capacidad incremental bajo condiciones de mercado y no a través de una reserva exclusiva del Estado.

La resolución también aborda el tratamiento de las exportaciones de gas, instruyendo la derogación del Decreto 689/2002. Aquella normativa brindaba un tratamiento regulatorio excepcional a contratos de exportaciones de gas natural, que no encuentra justificación en el contexto regulatorio vigente.

Para la Secretaria, su vigencia provoca efectos distorsivos en los precios y tarifas a pagar por parte de los cargadores del sistema de transporte. Aunque el destino sea de exportación, la infraestructura disponible para ello se encuentra en territorio nacional y debe ser remunerada de forma equitativa, sin importar si el destino final del fluido es el consumo interno o el mercado internacional.

En cuanto a la remuneración de las empresas licenciatarias, la norma señala que la reconfiguración no debe afectar los requerimientos de ingresos determinados en la Revisión Quinquenal Tarifaria de 2025. El objetivo es que el impacto de las nuevas rutas se distribuya entre los cargadores, evitando discriminaciones.

Para ello, el ente regulador deberá calcular tarifas provisorias que incluyan los costos de operación y mantenimiento de activos estratégicos, como el Gasoducto Mercedes-Cardales y las obras de reversión del Gasoducto Norte, que hasta ahora se manejaban bajo esquemas diferenciados.

, Ignacio Ortiz

A poco más de diez días del inicio de la guerra en Medio Oriente, el impacto real comienza a sentirse. El colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz se está transformando en la mayor disrupción en la historia del comercio energético mundial.

Mientras los inventarios de petróleo crudo y combustibles en almacenamientos comerciales en tierra y flotantes se van agotando, en todo el mundo empresas y gobiernos buscan reducir el impacto negativo. La dimensión de las consecuencias es aún un interrogante anclado sobre una certeza: el estrecho de Ormuz es un punto tan vital como neurálgico en el comercio de energía.

¿Por qué es tan importante Ormuz en el transporte de energía? ¿Qué estrategias ya desplegaron los países para evitar las posibles consecuencias de una guerra larga? ¿De qué modo podría verse afectada Argentina? son algunos de los interrogantes que se abren en medio de la incertidumbre propia que genera la Guerra.

Qué representa el Estrecho de Ormuz en el transporte de energía internacional

La relevancia del estrecho de Ormuz para el comercio global de energía se mide en dos datos estructurales. Según un informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA) con datos de Kpler, en condiciones normales, cerca del 20% del suministro petrolero y el 20% de la producción de gas natural licuado del mundo salen por el punto que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y, desde allí, a los mercados mundiales.

• Petróleo, condensados y combustibles: unos 20 millones de barriles por día cruzan por el estrecho, desglosados en 15 millones de barriles de petróleo crudo y condensados y 5 millones de barriles de combustibles. Representan un 25% del comercio petrolero por barco.
• GNL: casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico. Algo más de 80 millones de toneladas de GNL fueron producidas en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos (EAU) figuró segundo en el golfo, pero con apenas 5 MT. Todo se exportó por Ormuz, a excepción de unas 5 MT que Kuwait compró.
• Fertilizantes: el 30% del comercio global de urea transita a diario por el estrecho. Por allí también pasa el 20% del comercio de amoníaco y fosfato. La urea es un fertilizante nitrogenado producido con gas natural.
• Azufre: casi la mitad del comercio global por barco transita por Ormuz. El azufre es vital en la producción de ácido sulfúrico, un insumo de amplio espectro productivo, que incluye a la minería de cobre y litio y la fabricación de medicamentos y alimentos.
• Helio: más de un 25% del suministro global de este insumo necesario en la industria electrónica y de semiconductores sería recortado si el comercio por Ormuz sigue afectado. Qatar produce casi un tercio del helio del mundo.

Qué efectos provocó el colapso del estrecho en lo inmediato

La consecuencia del colapso de más de un 90% en el tráfico marítimo disparó los precios del petróleo de la zona de los 70 dólares por barril a los US$ 90 por barril. Llegaron a tocar inclusive un precio de pánico de US$ 119 por barril.

Saudi Aramco, la petrolera controlada por Arabia Saudita, advirtió que se trata de la mayor crisis en la historia de la industria petrolera en Medio Oriente y llamó a restablecer las exportaciones por Ormuz lo antes posible.

«Con la actual crisis geopolítica, los inventarios globales, que ya se encuentran en su nivel más bajo en cinco años, disminuirían a un ritmo más acelerado. La capacidad excedente global se concentra principalmente en esta región, por lo que es absolutamente crucial que se reanude el transporte marítimo en el Estrecho de Ormuz», dijo el CEO de la petrolera, Amin Nasser.

¿Puede verse afectada Argentina por el bloqueo del estrecho? ¿De qué manera?

Para la Argentina, el conflicto puede despertar en el mundo un mayor interés inversor en Vaca Muerta, justo cuando la infraestructura de exportación está por pegar un salto definitivo, con proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Países del Asia como la India y China llevan tiempo trabajando en diversificar su suministro, con Sudamérica como una plaza importante dentro de su planificación energética.

Sin embargo, la crisis también conllevará para el país ventajas y complicaciones en la gestión de la política macroeconómica, como una balanza comercial energética aún más positiva por mejores precios de exportación y un aumento general de la inflación producto de importaciones y precios de combustibles más elevados.

Qué países se están viendo más afectados y por qué

El impacto del virtual cierre del estrecho de Ormuz es dispar en los mercados globales. Asia es la región mas afectada por sus elevadas importaciones de petróleo crudo desde el Medio Oriente. En cambio, Europa no depende del petróleo crudo de esa región pero sí del gasoil.

• Petróleo: por el estrecho salieron 12,9 millones de bpd con destino al Asia en 2025. China fue el principal comprador con 4,6 millones de bpd. Corea del Sur fue el segundo destino con 2,51 millones de bpd y Japón el tercero con 2,28 millones de bpd. En un cuarto lugar aparece la India con 2,1 millones de bpd importados.
• GNL: el 90% del gas natural licuado producido en el golfo fue a parar al Asia en 2025, mientras que el 10% tuvo al mercado europeo como destino. La India, Bangladesh y Pakistán están entre los países más expuestos, habiendo importado casi dos tercios de sus suministros totales de GNL a través de Ormuz. Para Corea del Sur representó el 20% de sus importaciones, mientras que para Japón fue un 11%.
• Combustibles: Europa depende en gran medida del gasoil y el combustible para aviones procedentes del Golfo Pérsico. La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de gasoil (diesel) y más de 25 millones de toneladas de combustible para aviones (jetfuel) en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de las importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz. 

China es el país más impactado con la interrupción del tránsito, en términos de volúmenes importados. El país importó alrededor de 11,6 millones de bpd de petróleo crudo en 2025. El 31% de las importaciones provinieron de Arabia Saudita, Irak y Omán. Las importaciones estimadas desde Irán representaron entre un 11 y 15%. En GNL, China importó 67 millones de toneladas, con el 28% de su suministro proveniente de Qatar.

En términos de porcentajes, en materia de petróleo crudo, Japón es el país más expuesto: el 95% de los 2,3 millones de bpd importados en 2025 provino de Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos. Corea del Sur también tiene una gran exposición: el 70% de los 2,7 millones de bpd que importó provino del Medio Oriente. En cuanto al GNL, la India esta entre los mercados más expuestos: un 70% de las casi 26 millones de toneladas que importó pasaron por Ormuz.

El escenario de suministro de GNL luce particularmente complejo para Asia. Qatar Energy, la empresa estatal que centraliza la producción de GNL en Qatar, declaró el cese de producción por «fuerza mayor». La reacción en los mercados de gas natural indican una renovada competencia entre Asia y Europa por los cargamentos spot disponibles en el Atlántico.

Qué estrategias desplegaron los actores afectados directamente por el cierre de Ormuz

La decisión de los operadores logísticos de evitar el paso por Ormuz sumado a los ataques de Irán contra infraestructuras energéticas dejó a muchos países del Golfo Pérsico sin otra opción más que recortar su producción de hidrocarburos de forma drástica.

IEA informó que Irak, Qatar, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita recortaron producción por 10 millones de bpd de líquidos. Las pérdidas de producción en la región se desglosan en alrededor de 8 millones de bpd de petróleo crudo y 2 millones de bpd de condensados ​​y líquidos. También hay alrededor de 3 millones de bpd de capacidad de refinación que fue cerrada.

El impacto sobre los precios del petróleo podría haber sido significativamente mayor de no ser por la disponibilidad de inventarios de petróleo relativamente altos en el mundo. IEA informa que los inventarios globales estan en su nivel más alto en cinco años, con más de 8200 millones de barriles, lo que equivale a unos 80 días de producción.

Sin embargo, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) informa un nivel de inventarios mucho menor, de 2824 millones de barriles. La diferencia radica en que la OPEP unicamente contabiliza los inventarios comerciales de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), mientras que la Agencia internacional de Energía incluye más métricas, como las reservas estratégicas de petróleo de cada país.

Precisamente, los países que integran el G7 acordaron realizar una liberación conjunta de barriles de sus reservas estratégicas si llegara a ser necesario.

, Redaccion EconoJournal

En un escenario de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera, especialmente en formaciones no convencionales como Vaca Muerta, las soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la eficiencia operativa y la confiabilidad de las instalaciones cobran cada vez mayor importancia. Entre ellas, los sistemas de compresión de gas natural con doble accionamiento se presentan como una alternativa que combina motores a gas con motores eléctricos para impulsar un mismo compresor.

Este tipo de configuración permite incrementar la confiabilidad del sistema, brindar mayor flexibilidad operativa y mejorar la economía general de la operación. En la actualidad, existen más de 1500 paquetes de compresores de doble accionamiento instalados en todo el mundo en aplicaciones vinculadas a gasoductos, sistemas de recolección y procesamiento de gas, refinerías, complejos petroquímicos, plantas químicas y proyectos de almacenamiento de energía.

Compresores con doble almacenamiento

Un componente clave en estos sistemas es el embrague de rueda libre autosincronizable de tipo engranaje, fabricado por SSS Gears Limited. Este dispositivo permite seleccionar uno o ambos motores para impulsar el compresor dentro de configuraciones flexibles que pueden alcanzar potencias desde menos de 1000 kW hasta más de 200 MW. Algunos de estos arreglos llevan más de 50 años en operación en distintas instalaciones industriales.

Los paquetes con doble accionamiento ofrecen una serie de ventajas operativas. Entre ellas, permiten utilizar un único compresor cuando existen dos fuentes de energía disponibles, como ocurre en sistemas de ciclo combinado con turbinas de vapor y de gas. También posibilitan incorporar un impulsor de emergencia para garantizar una parada controlada del proceso ante fallas eléctricas o desconectar uno de los motores para realizar tareas de mantenimiento mientras el otro continúa operando.

Otra aplicación frecuente es la asistencia en trenes impulsados por turbinas de gas durante condiciones de alta temperatura ambiente o en etapas de arranque, así como la activación de un segundo impulsor una vez que el compresor ya se encuentra en funcionamiento.

En muchos casos, la configuración combina una turbina o motor a gas con un motor eléctrico para accionar compresores centrífugos, alternativos o de engranajes integrales. Esta arquitectura permite elegir la fuente de energía, combustible o electricidad, en función de los costos energéticos en tiempo real y aprovechar esquemas tarifarios interrumpibles tanto de gas como de electricidad.

Además, facilita el arranque temprano del tren compresor en campos de producción de gas, ya sea operando inicialmente con electricidad hasta que haya gas combustible disponible, o utilizando gas hasta que se disponga de energía eléctrica.

Cumplimiento de requisitos ambientales

El esquema también contribuye al cumplimiento de requisitos ambientales. Por ejemplo, permite limitar las horas de operación de motores o turbinas a gas para cumplir con objetivos de emisiones, mientras que el motor eléctrico puede asumir la mayor parte de la operación. En caso de cortes de energía, el sistema puede continuar funcionando con el impulsor a gas, evitando interrupciones en el proceso.

En determinadas configuraciones, el motor puede incluso operar como generador cuando la demanda de potencia del compresor es inferior a la carga de diseño. De esta forma se mantiene el consumo de combustible del motor primario en niveles óptimos y se produce energía adicional a bajo costo.

La utilización simultánea de ambos motores también puede resultar útil para afrontar picos de demanda del compresor sin necesidad de sobredimensionar la turbina o el motor principal, o para compensar la pérdida de potencia que experimentan las turbinas de gas en condiciones de altas temperaturas ambientales.

El diseño permite realizar mantenimiento en la turbina o en el motor a gas mientras el compresor continúa operando con el motor eléctrico, reduciendo el impacto operativo de las tareas de servicio.

Un ejemplo de esta tecnología es un compresor alternativo de doble accionamiento de 2500 kW utilizado en servicios de recolección de gas, en el que el embrague se ubica sobre un eje entre el motor a gas y el motor eléctrico. Cuando el sistema funciona únicamente con el motor a gas, el disyuntor del motor eléctrico permanece abierto.

De acuerdo con especialistas del sector, la flexibilidad que aporta el doble accionamiento en un tren compresor reduce riesgos financieros al permitir adaptar la operación a cambios en las condiciones económicas y energéticas. La transición entre los distintos impulsores puede realizarse sin pérdida de rendimiento, lo que convierte a esta configuración en una opción a considerar en nuevos proyectos de compresión dentro de la industria del petróleo y el gas, en particular en regiones en expansión como Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

Las provincias de Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos, con el apoyo de Corrientes, decidieron reclamar al Gobierno nacional que denuncie formalmente a la Unión Europea (UE) ante la Organización Mundial del Comercio (OMC), en defensa de las exportaciones argentinas de biodiésel. Esta determinación se tomó tras la intención del bloque europeo de clasificar a la soja argentina como un insumo de “alto riesgo” ambiental bajo el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC).

La decisión dada a conocer en la muestra Expoagro que se desarrolla hasta este viernes en la ciudad de San Nicolás, se justifica en que la calificación que pretende imponer la UE constituye para las provincias una barrera paraarancelaria injustificada que busca vetar las exportaciones de biodiésel, poniendo en riesgo un mercado de US$400 millones anuales y miles de puestos de trabajo en la Argentina.

El frente regional advirtió que esta «trampa regulatoria» vacía de contenido el acuerdo comercial con el Mercosur, de reciente aprobación legislativa en la Argentina. Mientras el tratado propone un arancel cero para el biocombustible, la normativa ambiental europea impediría que el producto sea computado para las metas de descarbonización de los países miembros, explicaron fuentes provinciales.

De concretarse, aseguran, ningún comprador en la UE optaría por el biodiésel argentino, ya que no le serviría para cumplir con sus cuotas legales de energías renovables, bloqueando el acceso de manera fáctica. La pretensión de la UE es aplicar el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC), que sostiene que ciertos cultivos destinados a biocombustibles podrían generar impactos ambientales indirectos.

Una task force público-privada

Con el impulso del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y la Ley 14.224, la provincia coordina un Grupo de Trabajo ad hoc para consolidar los fundamentos del reclamo en un Dossier Técnico-Jurídico. El objetivo es repetir el éxito obtenido en el año 2016, cuando la Argentina ya impuso su postura ante la UE en un panel similar de la OMC.

En aquella oportunidad, el organismo internacional falló en contra de las medidas proteccionistas europeas. El bloque comunitario había instrumentado una medida antidumping argumentando el diferencial de precios entre la soja y el aceite de soja, pero la decisión en contrario obligó a reabrir el mercado para la producción local tras demostrarse la inconsistencia de sus argumentos técnicos.

Las fuentes consultadas señalaron que la idea es que los gobernadores de las provincias que conforman la Región Centro, Maximiliano Pullaro de Santa Fe, Martín Llaryora de Córdoba, y Rogelio Frigerio de Entre Ríos, le pidan audiencia al Canciller Pablo Quirno, para poner al tanto de los fundamentos del pedido de presentación ante la OMC.

Dada la complejidad técnica y jurídica del caso, consideran que resulta imprescindible constituir lo que denominan «un task force público-privado, con articulación a nivel nacional y provincial», orientado a la recopilación, validación y sistematización de evidencia científica, económica y estadística para la defensa de la posición argentina en la OMC.

De la jornada en Expoagro, en el encuentro “Región Centro: el biodiésel como motor de futuro” participaron los ministros de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini; de Bioagroindustria de Córdoba, Sergio Busso; de Desarrollo Económico de Entre Ríos, Guillermo Bernaudo; y de Producción de Corrientes, Walter Chávez, junto a representantes de la cadena de valor de la soja y del biodiésel.

Acompañaron la presentación y respaldo a las decisiones el presidente de la Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio), Luis Zubizarreta, el director Ejecutivo de la Bolsa de Comercio de Rosario, Javier Servio, el presidente de Coninagro, Lucas Magnano, y el presidente de Carsfe, Bernardo Vignatti.

Puccini planteó que «la provincia impulsa una agenda de preocupación ante el análisis de la Unión Europea que, de prosperar, impediría a la Argentina exportar biodiésel. Eso significaría que dejarían de ingresar US$400 millones al país y requiere una defensa colectiva con las cámaras, el sector privado, los productores y las Bolsas de Comercio”.

«Acabamos de firmar un acuerdo con la Unión Europea que no debería estar en discusión -agregó el ministro santafesino-, pero luego aparece un informe que califica a la soja como insumo de alto riesgo. Ya se hicieron los esfuerzos técnicos: Cancillería trabajó con todas las cámaras, y Santa Fe fue una de las provincias que se anotó para tener voz.”

Fundamentos para la acción ante la OMC

Para las provincias, la Argentina cuenta con fundamentos jurídicos suficientes para solicitar la apertura de consultas ante la OMC, alegando deficiencias en la medida ILUC, tal el documento que se está consolidando entre los representantes públicos y privados del sector para presentar a la Cancillería.

En ese sentido se asegura que la eventual medida «carece de sustento científico objetivo y metodología transparente, opera como una restricción cuantitativa encubierta, es incompatible con los principios de no discriminación y previsibilidad y produce un efecto comercial equivalente a una prohibición de importación».

Actualmente, el acceso del biodiesel argentino al mercado europeo se encuentra restringido mediante un esquema dual. «Por un lado hay derechos compensatorios elevados, aplicados tras una revisión por presuntos subsidios, que constituyen una barrera significativa al comercio»; explican.

Por otro, restricciones regulatorias de carácter ambiental, derivadas de la clasificación de la soja y sus derivados como de alto riesgo de cambio indirecto del uso del suelo (ILUC) en el marco de la normativa europea sobre energías renovables, lo que «conduce a su exclusión progresiva del cómputo de energías renovables y genera un efecto práctico equivalente a una prohibición de importación».

Para las provincias, la clasificación ILUC constituye una medida no arancelaria de carácter regulatorio con efectos restrictivos sobre el comercio internacional, sujeta al escrutinio del GATT de 1994 y de las disciplinas OMC aplicables a medidas que afectan el acceso a los mercados. «Si bien se presenta como una regulación ambiental, su diseño y efectos -se aseguró- revelan una función restrictiva del comercio, configurando una barrera no arancelaria encubierta».

En mayo de 2013, la Argentina solicitó la apertura de consultas ante la OMC contra la Unión Europea por la imposición de derechos antidumping y compensatorios al biodiésel argentino. Tras el fracaso de las consultas, se constituyó un panel en enero de 2014.

En marzo de 2016, el panel concluyó que las metodologías utilizadas por la Unión Europea eran incompatibles con las disciplinas del Acuerdo Antidumping, fallo que fue sustancialmente confirmado por el Órgano de Apelación en octubre de 2016.

En 2017, la Unión Europea modificó su normativa, reabriendo el mercado europeo al biodiésel argentino. Este antecedente confirma que medidas europeas basadas en metodologías no compatibles con las normas OMC pueden ser exitosamente cuestionadas en el sistema multilateral de comercio.

, Ignacio Ortiz