El gobernador del Chubut, Ignacio Torres se reunió con autoridades de Pan American Energy e indicó que la compañía confirmó la incorporación de nuevos equipos de pulling y un perforador, que se sumarán a inversiones de otras operadoras, con el objetivo de recuperar los niveles de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federico Ponce; y, por parte de PAE el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; y el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
El mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.
Inversiones y recuperación de la actividad
Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.
Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia, describió un comunicado del gobierno provincial.
“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.
Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.
El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.
Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
El comunicado destacó que “desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos”.
Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge, se detalló.
Los ministros de Energía de América Latina y el Caribe coordinan acciones ante uno de los choques externos más severos de las últimas décadas. Coincidieron en que la crisis actual se enfrentará de mejor manera de forma colectiva y no solamente con reacciones y medidas nacionales, señaló la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en el marco de un Dialogo Ministerial, convocado por la entidad para avanzar colectivamente frente a los efectos de la crisis energética.
Un escenario global de alta fragilidad
La urgencia se ve subrayada por el panorama global expuesto por Keisuke Sadamori, director de mercados energéticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Según Sadamori, el conflicto (derivado de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán y la réplica de éste país) ha provocado daños significativos en más de 80 instalaciones estratégicas, incluyendo refinerías y plantas de gas natural licuado (GNL).
“Las pérdidas acumuladas de suministro de petróleo superaron los 300 millones de barriles en marzo y podrían alcanzar los 400 millones en abril”, advirtió el directivo de la AIE, señalando la volatilidad de los precios en ciertos centros de distribución. Este déficit global ejerce una presión directa sobre las economías latinoamericanas y caribeñas, que ya enfrentan alzas de hasta el 64 % en el precio del diésel, se destacó.
No solo esfuerzos aislados en la región
Frente a este diagnóstico, los representantes de los países de la región manifestaron una coincidencia en que una respuesta regional debiera contemplar tres pilares estratégicos:
Unidad ante la emergencia: Disposición para trabajar de manera conjunta y coordinada para profundizar la integración energética regional.
Hoja de ruta planificada: Política energética regional que disponga y facilite las respuestas frente a la crisis.
Transición energética: Los ministros resaltaron que la transición no es solo un objetivo ambiental, sino una herramienta de soberanía para disminuir la dependencia de combustibles importados.
Resiliencia y liderazgo renovable
A pesar del complejo entorno, el diálogo resaltó las ventajas competitivas de la región. Actualmente el 70 % de la generación eléctrica de América Latina y el Caribe proviene de fuentes renovables, la proporción más alta del mundo.
Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE, indicó que “desde el inicio del conflicto bélico el precio del petróleo ha aumentado casi un 50 % con un impacto en el precio de las gasolinas y diésel que se ha incrementado, en promedio, en un 15 % y 21 % respectivamente, generando fuertes presiones inflacionarias y mayor gasto fiscal como respuesta a este shock económico”.
Rebolledo señaló que “queda en evidencia que existe una disposición para trabajar coordinadamente en colaboración y avanzar en esa perspectiva como región frente a una de las crisis energéticas más grandes del último tiempo”. Enfatizó que “la situación actual exige acelerar la integración para robustecer la seguridad energética”.
América Latina y el Caribe debe evolucionar desde las respuestas reactivas hacia una arquitectura energética más sostenible, consolidándose como un bloque estratégico en medio de la mayor incertidumbre geopolítica energética que hoy vive el mundo, señaló la OLACDE.
Versión inglés: https://www.olade.org/en/noticias/olacde-seeks-regional-energy-bloc-to-shield-latin-america-from-global-shocks/
Eduardo Elsztain afirmó que el proyecto Casposo demando un trabajo de más de diez años para su rectivación
La compañía Austral Gold comunicó este martes la reapertura de la mina Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta, provincia de San Juan, retomando la producción del relevante proyecto minero de la región. Adquirida en 2016, la mina vuelve a operar luego de un período de cuidado y mantenimiento, tras una inversión superior a US$15 millones destinada a exploración y reacondicionamiento de planta.
El anuncio tuvo lugar durante un acto en el que participaron el gobernador Marcelo Orrego, el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, Eduardo Elsztain, presidente de la compañía, Stabro Kasaneva, CEO, y Rubén Femenía, gerente de Casposo. La mina cuenta con una vida útil estimada de entre 6 y 7 años y una producción proyectada cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente.
El modelo operativo de Casposo combina producción propia con el procesamiento de mineral de terceros, convirtiéndose en un hub regional. La compañía mantiene presencia en San Juan con una estrategia de inversión de largo plazo en articulación con actores locales.
En tanto, para 2026, Austral Gold proyecta exportaciones por aproximadamente US$60 millones, consolidando su aporte a la generación de divisas. Actualmente, la operación genera más de 300 empleos entre directos e indirectos, con un 99% de trabajadores sanjuaninos, y un impacto en la economía del departamento de Calingasta y sus proveedores locales.
Orrego dijo que “la minería tiene que ver con mejorar la vida de la comunidad. Argentina es un país rico en recursos humanos y minerales, pero la ganancia de un gobierno es que haya más empleo, más valor agregado, que la gente elija vivir acá«.
La visión a largo plazo como eje de la reapertura de Casposo
“Este es un proyecto en el que trabajamos durante más de diez años. Haber llegado hasta acá demuestra que la visión de largo plazo vale la pena”, señaló Elsztain, presidente de la compañía. “Además del impacto local, este proyecto va a generar exportaciones por alrededor de US$60 millones de solo en 2026, contribuyendo al desarrollo productivo del país”, agregó.
Femenía destacó que «la reapertura de Casposo es el resultado de años de trabajo, aprendizaje y compromiso de todo el equipo. Hoy no solo volvemos a producir, sino que lo hacemos con una visión clara: consolidar a Casposo como un centro de procesamiento que permita sostener el empleo y el desarrollo en la región.”
“La minería moderna exige cada vez más responsabilidad -agregó el directivo-. Este proyecto refleja ese enfoque, con estándares ambientales, de seguridad y de trabajo con la comunidad que son centrales para nuestra forma de operar”.
La reactivación de Casposo se da en un contexto internacional favorable para los metales tanto por el alza sostenida de precios como por la demanda global de minerales que son clave para el proceso de electrificación de distintas actividades como parte de la transición energética.
El proyecto propone restringir el Régimen de Zona Fría a la versión original, que incluía a la Patagónica, Malargüe (Mendoza) y la Puna.
El gobierno ingresó este martes en la Cámara de Diputados un proyecto de Ley para acotar el alcance del beneficio del Régimen de Zona Fría, un esquema de subsidios a hogares que viven en regiones de bajas temperaturas. El régimen se desmadró en 2021 a partir de una importante ampliación de los usuarios beneficiados, que pasaron de 800.000 a más de 4 millones por una modificación impulsada por el cristinismo en el Congreso. La operatoria del sistema de Zona Fría requiere hoy de subsidios del Tesoro Nacional por más de US$ 400 millones al año, una cifra que ahora el gobierno apunta a limar con un nuevo intento de acotar el restringir la cobertura del régimen en el Congreso.
En concreto, el proyecto presentado hoy prevé que los beneficios previstos en el régimen de Zona Fría —que prevé que los hogares alcanzadas reciben bonificaciones por entre un 30% y un 50% de sus facturas de gas— se aplique como tal únicamente en las provincias de la Patagonia, el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Puna, que eran las regiones incluidas en la versión original del esquema al momento de su creación en 2002.
El texto aclara, sin embargo, que el resto de los 3,2 millones de usuarios que hoy están alcanzados podrían seguir recibiendo algún tipo de beneficio porque el proyecto habilita al Ejecutivo a incluir “una bonificación adicional” para determinadas subzonas climáticas de las provincias que se incorporaron en 2021.
Además, el proyecto que presentó el Poder Ejecutivo incluye otros temas del sector energético como la eliminación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”, que estableció un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El texto también fija nuevas condiciones para cancelar obligaciones de las transportistas y distribuidoras con Cammesa. Además, propone prorrogar el Régimen de Promoción para las Energías Renovables de la Ley 27.191, que concluyó el 31 de diciembre de 2025, hasta 2045.
Qué dice el proyecto del gobierno
El inciso a) del artículo 1 del primer capítulo del proyecto oficial modifica el apartado 75 la Ley 25.565 de 2002, donde se enumeran las zonas de alcance del subsidios al consumo de gas por zona fría.
En rigor, el texto afirma que el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas (creado por la Ley 25.565 para financiar el esquema) financiará “las compensaciones a percibir por las empresas proveedoras por las ventas de gas natural y gas licuado de petróleo que efectúen a las distribuidoras y subdistribuidoras para los consumos de la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Mendoza) y de la región conocida como Puna, por la aplicación de una bonificación sobre el precio del gas natural y del gas propano indiluido por redes que comercialicen los productores de gas”, señala el texto.
El inciso b) aclara que el fondo fiduciario continuará financiando “una bonificación adicional por Zona Fría a la establecida por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)” para las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, de las zonas bio-ambientales que determinó la ley que amplió el régimen en 2021, que incluye a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.
Estas zonas se caracterizan por tener climas templados e importantes niveles de actividad económica. El texto no aclara cuál será la bonificación que fijará la Secretaría de Energía para los 3,2 millones de hogares incorporados por la Ley 27.637.
El mismo artículo también incluye dentro del Régimen de Zona Fría la financiación “a la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel y otros, en la Patagónica, Malargüe y la Puna”.
Recargo en las facturas
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas que solventa el Régimen de Zona Fría continuará siendo financiado por el recargo de 7,5% en las facturas finales aplicado sobre “el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, por cada metro cúbico (M³) de 9300 kilocalorías (Kc), que se aplicará a la totalidad de los metros cúbicos que se consuman y/o comercialicen para su consumo, por redes o ductos”. El texto aclara que queda excluido el gas destinados a la exportación o de GNL (para exportación y el importado).
El recargo en las facturas que reciben todos los hogares del país para financiar el esquema de subsidio podrá incrementarse o reducirse hasta un 50%, es decir, el gobierno podrá llevarlo hasta 11,25%. Además, el proyecto propone que el régimen tenga vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031.
Ampliación del Régimen de Zona Fría
La ampliación del Régimen de Zona Fría fue impulsada por el kirchnerismo en 2021, durante el gobierno de Alberto Fernández. Al incorporar hasta casi la mitad de los usuarios de gas de todo el país, la ampliación desvirtuó el espíritu original del esquema de subsidios por zonas frías, que tenía la intención de beneficiar el alto consumo de los hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas.
El Poder Ejecutivo había intentado a fin de 2025 eliminar la ampliación a través de un apartado incluido en el proyecto de Ley de Presupuesto, pero finalmente fuerechazado por la Cámara de Diputados en diciembre.
El proyecto que presentó el gobierno también propone la eliminación del decreto 929, que fijó un régimen de promoción para Vaca Muerta que permitió a las petroleras exportar libremente el 20% de la producción a partir de inversiones de US$ 250 millones. El decreto 929 fue impulsado por el gobierno de Cristina Fernández en 2013 para impulsar inversiones en el desarrollo no convencional de Chevron en sociedad con YPF.
Además, el proyecto del gobierno incluye una modificación a la ley 24.076 que regula el transporte y la distribución del gas natural. El punto 8 del proyecto sustituye el inciso c) del artículo 38 de la Ley 24.076 por el siguiente: “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El Ente deberá garantizar el traslado automático a las tarifas de los distribuidores del referido costo de adquisición que resulte de procesos competitivos conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional sobre las condiciones de contratación”.
Nicolás Ziperovich, CEO de SAI, advirtió sobre los desafíos que presentan las empresas de servicio en Vaca Muerta.
HOUSTON (enviada especial). “Vaca Muerta era como una Fórmula 1 con autos viejos. Ahora vemos mejoras, pero necesitamos que toda la operación funcione con precisión, rapidez y equipos altamente coordinados”, sostuvo Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio International (SAI), durante su participación en Bilateral Energy Summit, organizado por la Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC)
Ziperovich participó del panel “Desde el campo: Operadoras y empresas de servicios escalando en Vaca Muerta”, junto a Patricio Whitney, Managing Director de SLB, y Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, donde puso en relieve algunas de las tensiones que presenta la expansión de Vaca Muerta.
En efecto, los ejecutivos del sector coincidieron en que el shale argentino entró en una nueva etapa en la que el desafío ya no es solo geológico, sino operativo. En este contexto, afirmaron que, para escalar la producción, Vaca Muerta deberá mejorar la eficiencia en la perforación, la logística y la tecnología.
Uno de los ejes centrales que abordó el panel de expertos fue la necesidad de mejorar la eficiencia operativa. Desde el sector de servicios advirtieron que todavía existen desvíos significativos en la utilización de recursos: “En un equipo de perforación estaba el 20% del personal y eso no es eficiente”, señaló Ziperovich. “Había mucha gente que no sabía qué hacer y lo que necesitamos es lograr consistencia para que la operación sea de clase mundial, como la Fórmula 1”.
El desafío de las empresas de servicios
El CEO de SAI expuso que el crecimiento de la actividad empezó a tensionar la capacidad del ecosistema de servicios y, en este contexto, afirmó también que será necesario facilitar la llegada de nuevos jugadores y fortalecer a los proveedores locales. “Si traés empresas de servicios, hay que ayudarlas a entender los desafíos y encarrilarlas para que trabajen bien”, planteó.
Por otro lado, Ziperovich llamó la atención sobre la disponibilidad de equipos de perforación para Vaca Muerta, en un contexto de alta demanda internacional: “La Cuenca Pérmica está aumentando la actividad y va a ser difícil conseguir equipos para Argentina”, advirtió.
Por su parte, Iguacel coincidió en que es necesario acompañar a las nuevas empresas de servicios y sostuvo que el foco debe estar puesto en la ejecución y los resultados. En ese marco, destacó la importancia de incorporar innovación tecnológica, especialmente en el uso de la sísmica.
“Hay que saber usarla e interpretarla correctamente. Sabemos dónde están las formaciones, pero hay bloques cercanos a volcanes o acuíferos. Existen riesgos y por eso es clave entender la geología. Ese proceso puede llevar entre tres y cuatro años hasta definir dónde perforar y obtener recursos”, explicó.
Datos, tecnología e Inteligencia Artificial
Patricio Whitney, Managing Director de SLB, habló acerca de la importancia de generar datos para la IA y saber protegerlos.
Por su parte, Whitney afirmó que entre los principales retos de las empresas de servicios está mejorar la curva de aprendizaje y generar mayor innovación.“Estos son los desafíos que nos impulsan a mejorar. Estamos evaluando qué necesita Vaca Muerta y buscamos acelerar la curva de aprendizaje, porque de eso se trata”, aseguró.
En este punto, el Managing Director de SLB señaló que es necesario impulsar la innovación para lograr mayor consistencia y predictibilidad en las operaciones.
“Antes de pensar en Inteligencia Artificial, el primer paso es construir bases de datos confiables”, añadió. También advirtió que la ciberseguridad debe formar parte de la agenda del sector: “Si no protegés los datos, no podés coordinar bien la operación”, concluyó.
En línea con su estrategia de sustentabilidad y fortalecimiento de la cadena de valor, MetroGAS llevó adelante una jornada sobre negocios inclusivos de la que participaron más de 10 empresas de distintos rubros, con el objetivo de promover vínculos comerciales con unidades productivas del tercer sector.
Junto al Ministerio de Desarrollo Humano y Hábitat del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires y la organización CODE, la mayor distribuidora de gas natural del país fue sede de la “Jornada de cadenas de valor sostenible”, y del encuentro participaron representantes de Coca Cola, Renault, Grupo Arcor, Pampa Energía, Holcim, AySA y TGS, entre otras compañías.
La apertura estuvo a cargo de Pablo Ordoñez, socio fundador de CODE, y de Fernanda Reyes, subsecretaria de Desarrollo del Potencial Humano de GCBA, quien destacó la importancia de reunir en un mismo espacio al sector público, el sector privado y a las cooperativas que necesitan visibilizar su trabajo.
La jornada vinculó a los representantes en Sustentabilidad y Compras de las empresas participantes con referentes de unidades productivas con el objetivo de generar oportunidades comerciales con impacto social. Durante el encuentro, organizaciones y cooperativas presentaron sus productos y servicios, con foco en su potencial de integración en cadenas de valor.
En ese marco, MetroGAS compartió el caso desarrollado en 2025 junto con la Fundación Multipolar, una organización que genera oportunidades laborales para personas sin techo y que adaptó sus procesos para producir vallas y cajones de madera destinados a obras en vía pública de la compañía.
La experiencia permitió visibilizar los resultados tanto para MetroGAS como para la fundación, así como el modelo implementado para consolidar este tipo de vínculos. El proceso incluyó desafíos vinculados al financiamiento, las capacidades productivas y aspectos administrativos, lo que requirió ajustes en los procedimientos internos y un acompañamiento sostenido.
El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS, Hernán Chiesa, señaló que “El desarrollo de proveedores inclusivos exige una mirada de largo plazo. No se trata sólo de incorporar un actor a la cadena de valor, sino de generar condiciones para que pueda crecer y sostenerse en el tiempo. Eso implica también revisar nuestros propios procesos, en los que estuvieron involucradas distintas áreas de la compañía”.
Durante la jornada, la imprenta Rolta -integrante de la cooperativa de trabajo 3 de Agosto- presentó los productos que desarrolla junto a distintas empresas del sector privado. También participaron San Cayetano, unidad productiva del sector textil, y Herrería Atuel, una cooperativa que impulsa la reinserción laboral de personas que estuvieron privadas de su libertad a través de proyectos en el rubro metalúrgico.
Todas las unidades productivas que participaron forman parte de la Red de Valor Buenos Aires, un espacio que articula empresas y proveedores de impacto social, y busca facilitar su vinculación y escalabilidad.
Este tipo de encuentros fortalece la articulación entre el sector privado, el sector público y las cooperativas, con el objetivo de contribuir al desarrollo de las economías locales. Desde MetroGAS destacaron que el valor de estas iniciativas radica en su construcción colectiva y en su potencial de crecimiento a medida que más actores se suman.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Se trata de una inversión de u$s30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas.
Andreani, la plataforma dedicada a las soluciones logísticas, presentó una transformación tecnológica con la automatización integral e inteligente de su planta de Pacheco. Se trata de una inversión de US$30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas en todo el país.
El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico y alcanzar una capacidad de procesamiento de hasta 26.000 paquetes por hora, indicaron desde la empresa.
Planta de Pacheco
El hub Pacheco, con una superficie total de 70.000 m², representa un salto significativo en capacidad y eficiencia operativa, ya que permite procesar hasta 520.000 envíos diarios, optimizando de manera sustancial los tiempos de clasificación y despacho, según destacaron.
Junto a la Central Inteligente de Transferencias (Tigre), con una capacidad de procesamiento de 8.000 paquetes por hora, y las automatizaciones implementadas en las plantas del AMBA y Córdoba, Andreani alcanza una capacidad total de procesamiento de hasta 928.000 productos por día en su red operativa.
El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico
Incorporación de inteligencia logística
“En Andreani tenemos una decisión empresaria muy clara: sostener un modelo de inversión y desarrollo de capacidades con foco en nuestros clientes y con una mirada de largo plazo. Esta inversión incrementó de manera sustancial nuestra capacidad de procesamiento y prepara a la compañía para absorber mayores volúmenes”, destaca Oscar Andreani.
En términos de capacidad, la automatización instalada permite absorber picos de demanda, escalar las operaciones y garantizar eficiencia, velocidad y confiabilidad en la recepción y despacho de mercadería. Esta combinación de volumen, diversidad y capacidad operativa posiciona a la planta como un socio logístico preparado para acompañar distintas industrias clave de la economía local como indumentaria; alimentos y bebidas; salud y farmacéutica; tecnología; retail; e‑commerce; industria; energía y automotriz, entre otras. “La logística es un sector ultra competitivo, por eso la adopción de tecnología, automatización y hoy de inteligencia artificial no son una opción, sino una condición indispensable para ser competitivos”, destaca Carlos Cirimelo, CEO de Andreani.
Automatización
“En un contexto en donde la automatización ya es estándar; lo que aporta un valor agregado a nuestras operaciones es la inteligencia aplicada. La ventaja competitiva ya no está en automatizar, sino en hacer que la tecnología piense la operación”, explica Cirimelo.
El sistema del Hub Pacheco analiza datos operativos, anticipa necesidades y actúa según las prioridades del negocio, lo que permite reducir errores, mejorar la eficiencia y sostener la coherencia operativa en momentos críticos. En rigor, a través de un sistema de clasificación inteligente que analiza variables como tamaño, peso y destino, se minimizan los desvíos y las demoras asociadas. Esta evolución tecnológica también impacta directamente en el crecimiento de los comercios online. Al contar con una logística más eficiente y escalable, empresas, PyMEs y emprendedores pueden ampliar su oferta, gestionar picos de demanda —como Hot Sale o CyberMonday— y mejorar sus condiciones de venta.
Análisis de datos
A través del análisis de datos operativos y la toma de decisiones en tiempo real, la plataforma permite sostener la estabilidad del sistema incluso en momentos críticos. La planta de Pacheco cuenta además con un centro de almacenamiento dedicado al servicio de Fulfillment, una solución pensada para acompañar a pymes y emprendedores en todo su proceso de venta. Integrado con los servicios de Paquetería ecommerce y Llega Hoy, permite llegar rápidamente a compradores de todo el país.
Los productos se reciben y controlan en el warehouse de la planta, quedan disponibles para la venta y el cliente puede monitorear su stock online y en tiempo real. Una vez concretada la operación, Andreani se encarga del picking, el embalaje y la distribución a cualquier punto del país.
«Con esta inversión, la compañía reafirma su apuesta por la innovación, la tecnología y el desarrollo de soluciones logísticas que acompañen el crecimiento del país y generen un impacto positivo en toda la cadena de valor», concluyeron desde la firma.
Neuquén activó la Ronda 1/2026 para adjudicar quince áreas hidrocarburíferas administradas por Gas y Petróleo del Neuquén. El proceso introduce exigencias regulatorias superiores a las rondas previas, con el objetivo de filtrar operadores y asegurar compromisos de inversión verificables en ventanas geológicas con actividad limitada.
El pliego oficial fija un bono de acceso mínimo de quinientos mil dólares, incorpora regalías ofertables como variable competitiva y exige un plan de trabajo detallado con hitos técnicos, ambientales y de seguridad industrial. GyP mantendrá entre el diez y el veinte por ciento de participación, mientras los privados asumirán el financiamiento completo de la etapa exploratoria.
Las áreas incluidas son Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
Los bloques se ubican en zonas cercanas a desarrollos existentes, lo que reduce riesgo operativo y permite acelerar la curva de aprendizaje para nuevos operadores.
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El proceso incorpora requisitos ambientales obligatorios, criterios de seguridad industrial y compromisos para fortalecer proveedores locales, junto con aportes a infraestructura en caso de avanzar a explotación. Estas condiciones no estaban presentes en la misma escala en las rondas 2022 y 2023, donde el foco estuvo en ampliar superficie adjudicada más que en elevar estándares regulatorios.
Las propuestas deberán presentarse en dos sobres físicos, uno técnico y otro económico, en la sede central de Gas y Petróleo del Neuquén, en Neuquén capital. El Sobre A incluirá antecedentes, plan de trabajo y criterios ambientales; el Sobre B contendrá la oferta económica, regalías ofertables y el bono de acceso.
El período inicial de exploración será de hasta ocho años, dividido en dos etapas de cuatro años. En caso de descubrimientos comerciales, los operadores podrán solicitar una concesión de explotación por treinta y cinco años bajo el marco regulatorio provincial.
La provincia busca atraer compañías con capacidad técnica para operar en ventanas frontier y con músculo financiero para sostener compromisos plurianuales.
Las empresas interesadas podrán presentar propuestas hasta el diez de agosto, fecha de cierre establecida en el pliego oficial. La apertura de ofertas se realizará el diecinueve de agosto en Neuquén capital.
El gobierno provincial considera que el endurecimiento de condiciones permitirá seleccionar operadores con capacidad de ejecución y acelerar el desarrollo de las áreas licitadas bajo estándares regulatorios más exigentes.
Challenger Gold informó nuevos resultados de perforación en el proyecto Hualilán, ubicado en el departamento Ullum, provincia de San Juan. La compañía comunicó que los ensayos recientes muestran intersecciones de oro de alta ley en zonas previamente modelizadas dentro del programa de exploración en curso.
Los resultados provienen de perforaciones de relleno en los sectores Magnata, Sánchez y Norte, donde la empresa ejecuta un plan de pozos destinado a consolidar el modelo geológico. Challenger Gold indicó que los ensayos corresponden a aproximadamente el sesenta por ciento de las muestras previstas en la campaña actual.
En el sector Magnata, la compañía reportó leyes promedio superiores a las estimaciones del estudio de prefactibilidad. Los resultados incluyen intersecciones con valores destacados de oro y plata, que refuerzan la continuidad mineralizada dentro del bloque central del proyecto.
La empresa señaló que los nuevos datos permiten ajustar la interpretación estructural y confirmar zonas de mayor concentración de mineral. Estas perforaciones forman parte de un programa orientado a incrementar la confianza en los recursos y definir áreas con potencial de desarrollo operativo.
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El mineral extraído en las campañas de prueba se transporta a la planta de procesamiento de Austral Gold en Casposo, ubicada a 165 kilómetros del yacimiento. Este esquema permite evaluar recuperaciones metalúrgicas y validar parámetros técnicos del proyecto.
El estudio de prefactibilidad vigente proyecta producción de oro y plata a partir de un esquema de explotación subterránea. Los resultados de perforación comunicados por la empresa se integrarán al modelo de recursos para actualizar estimaciones y definir etapas posteriores del proyecto.
La información difundida corresponde exclusivamente al comunicado corporativo presentado por Challenger Gold ante el mercado australiano. Las autoridades mineras nacionales y provinciales no emitieron confirmaciones adicionales sobre los resultados informados por la compañía.
El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó en Houston que Vaca Muerta concentrará el mayor volumen de inversiones energéticas a nivel global durante los próximos años. La declaración se realizó en el marco de reuniones con proveedores y operadores internacionales vinculados al desarrollo de shale oil y shale gas.
Marín sostuvo que la productividad de los pozos y la escala alcanzada por el sistema no convencional permiten proyectar un nivel de actividad superior al de otras cuencas emergentes. La empresa presentó información técnica sobre costos operativos, eficiencia por lateral y desempeño de los equipos en las áreas de mayor desarrollo.
YPF expuso que la continuidad del crecimiento depende de la disponibilidad de infraestructura de transporte, especialmente en oleoductos y gasoductos que conectan la cuenca con los principales centros de consumo y exportación. La compañía destacó la necesidad de ampliar capacidad para sostener mayores volúmenes de producción.
La agenda en Houston incluyó reuniones con empresas de servicios, proveedores de tecnología y operadores con experiencia en cuencas no convencionales. El objetivo fue presentar oportunidades de inversión vinculadas a perforación, completación, midstream y logística, en un contexto de expansión de la actividad en la Cuenca Neuquina.
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La empresa señaló que el desarrollo de Vaca Muerta requiere previsibilidad regulatoria y estabilidad en los marcos operativos para sostener el ritmo de perforación. La disponibilidad de equipos, la eficiencia de los servicios y la reducción de tiempos de operación fueron identificados como factores determinantes para mantener competitividad.
YPF indicó que la ampliación de infraestructura permitirá incrementar exportaciones de petróleo y gas, con impacto directo en la balanza comercial. La compañía planteó que la capacidad de evacuar mayores volúmenes condiciona la evolución del sistema y define el ritmo de inversión en los próximos años.
Las definiciones presentadas en Houston forman parte de la estrategia corporativa de YPF para atraer capital y proveedores al desarrollo de Vaca Muerta. La empresa considera que la combinación de productividad, escala y proyectos de infraestructura posiciona a la cuenca como uno de los principales polos de inversión energética a nivel internacional.
La Cámara Argentina de Empresarios Mineros proyectó que las exportaciones del sector superarían los USD 9.000 millones en 2026, impulsadas por el aumento de capacidad instalada en litio y por la continuidad operativa de los proyectos de oro y plata.
La estimación se basa en información de producción, precios internacionales y cronogramas de ampliación en operaciones activas.
El litio aportaría el mayor crecimiento relativo debido al avance de proyectos en Catamarca, Jujuy y Salta, donde varias plantas atraviesan procesos de ampliación o ramp-up. La expansión de capacidad instalada permitiría incrementar volúmenes exportables en un contexto de precios internacionales moderados pero estables para el carbonato de litio grado batería.
El oro mantendría su participación como principal componente individual del complejo exportador, con operaciones en Santa Cruz y San Juan que sostienen niveles de producción constantes. La variación del aporte anual dependerá principalmente del precio internacional, dado que la estructura operativa de los yacimientos presenta estabilidad en volúmenes.
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La plata acompañaría el crecimiento con aportes provenientes de operaciones integradas con oro y de proyectos específicos en la Patagonia. La producción se mantiene estable y su contribución depende de la evolución del precio internacional y de la continuidad operativa de los yacimientos en explotación.
La proyección de CAEM no incorpora aún el impacto de los proyectos de cobre en etapa de construcción o preconstrucción, cuyo aporte se estima para los próximos años. La ausencia de producción de cobre en gran escala limita el crecimiento estructural del complejo exportador en el corto plazo, aunque condiciona expectativas de mediano plazo.
El régimen de inversiones mineras y la estabilidad fiscal continúan siendo factores determinantes para la ejecución de proyectos y para la previsibilidad de las exportaciones. La estructura normativa vigente sostiene la operación de yacimientos activos y permite planificar ampliaciones en litio, oro y plata bajo condiciones regulatorias conocidas.
El desempeño exportador proyectado para 2026 dependerá de la continuidad operativa de los yacimientos, de la evolución de los precios internacionales y del cumplimiento de los cronogramas de ampliación en litio. La combinación de volumen y precio define el potencial de alcanzar el nivel estimado por la cámara empresaria para el próximo año.
El Gobierno presentó lineamientos de política pública orientados a ampliar exportaciones mediante minería, petróleo y reformas regulatorias transversales. Las definiciones fueron expuestas por el ministro Sturzenegger en el marco de la agenda oficial de desregulación y modernización normativa impulsada por el Poder Ejecutivo.
El planteo incluye la revisión de marcos regulatorios vinculados a permisos, habilitaciones y procedimientos administrativos que afectan inversiones en sectores de alta intensidad de capital. El Gobierno sostiene que la simplificación normativa puede reducir costos operativos y acelerar la ejecución de proyectos en minería y energía.
En materia minera, la política oficial identifica al cobre y al litio como vectores centrales para incrementar exportaciones en los próximos años. El esquema contempla la adecuación de procesos administrativos, la revisión de plazos y la estandarización de criterios técnicos aplicables a proyectos en etapa de desarrollo y construcción.
En hidrocarburos, el Gobierno apunta a fortalecer la capacidad exportadora mediante la expansión de infraestructura asociada a petróleo y gas. Las definiciones incluyen referencias a oleoductos, gasoductos y proyectos de licuefacción, considerados elementos necesarios para sostener mayores volúmenes de producción y salida al exterior.
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La política pública también incorpora medidas de desregulación orientadas a reducir barreras administrativas en actividades productivas y comerciales. El enfoque oficial plantea que la eliminación de trámites redundantes y la digitalización de procesos puede mejorar la competitividad de sectores con alto componente exportador.
El Gobierno enmarca estas acciones dentro de una estrategia económica que prioriza el aumento del saldo comercial mediante sectores con capacidad de generar divisas. La articulación entre minería, hidrocarburos y reformas regulatorias se presenta como un mecanismo para ampliar la base exportadora y mejorar la previsibilidad operativa.
Las definiciones expuestas por el ministro integran la agenda oficial de transformación del Estado y delinean el marco regulatorio que orientará inversiones en sectores estratégicos.
El impacto de estas medidas dependerá de la ejecución administrativa, la respuesta del sector privado y la disponibilidad de infraestructura para sostener mayores volúmenes de producción y exportación.
El decreto 318 saldrá publicado en las próximas horas con las firmas de Javier Milei y Luis Caputo.
El presidente Javier Milei firmó este lunes el decreto 318 que designa al directorio del nuevo Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), el cual saldrá publicado en las próximas horas en el Boletín Oficial. La creación del organismo estaba prevista en la Ley de Bases de julio de 2024, pero su constitución se fue demorando y recién quedará operativo cuando asuman las nuevas autoridades. De este modo, desaparecerán en Enargas y el ENRE y deberá encararse un complejo proceso de fusión entre las dos estructuras.
La presidencia del nuevo ente quedará a cargo del doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del ENRE, quien ocupará el cargo por un período de 5 años. En la vicepresidencia designaron a Vicente Serra por 4 años, mientras que el directorio se completa con tres vocales. El economista Marcelo Alejandro Nachon, interventor actual de Enargas, será primer vocal por 3 años, la doctora Griselda Lambertini será segunda vocal por 2 años y el ingeniero Sergio Falzone tercer vocal por 1 año.
Los cinco especialistas surgieron de un proceso de selección que comenzó en octubre con una convocatoria abierta a integrar el directorio. El comité evaluador se oficializó el 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio del año pasado; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.
Esos tres especialistas seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a los cinco candidatos. El gobierno elevó entonces su propuesta al Congreso y como no surgieron objeciones ahora procederá a su oficialización.
Diferencias entre los nuevos directores
La semana pasada se generó la primera polémica entre los futuros miembros del organismo por la renovación de 73 contratos en el Enargas. EconoJournal reveló que Lamboglia había sugerido el 8 de abril en una reunión informal no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, peroNachon, interventor del Enargas avanzó igual con las renovaciones de los contratos que vencían recién el 30 de junio.
Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.
Esa decisión provocó roces entre los miembros que volvieron a reunirse el lunes de la semana pasada en el ENRE para intentar limar asperezas. Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor.
El Poder Ejecutivo nacional formalizó la designación del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reorganización del sistema energético argentino. La medida se oficializó a través del Decreto 318/2026, firmado por el presidente y el ministro de Economía, y marca un paso clave en la implementación de la Ley de Bases.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
El nuevo organismo surge de la unificación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), con el objetivo de centralizar la supervisión de ambos sectores bajo una misma estructura institucional.
Según lo dispuesto, el directorio del ENRGE estará encabezado por Néstor Marcelo Lamboglia como presidente, acompañado por Vicente Serra en la vicepresidencia. Además, se designó como vocales a Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone, con mandatos escalonados de entre uno y cinco años.
El proceso de selección se realizó mediante un concurso abierto de antecedentes, cuyos resultados fueron elevados por un comité evaluador a la Secretaría de Energía. Posteriormente, el Poder Ejecutivo remitió las propuestas al Congreso, aunque, según se detalla en el decreto, no se registró un pronunciamiento por parte de las cámaras legislativas dentro de los plazos establecidos, lo que habilitó al Ejecutivo a avanzar con las designaciones.
El ENRGE funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y tendrá a su cargo la regulación de los servicios públicos de gas y electricidad, en línea con las leyes vigentes en ambos sectores.
Desde el Gobierno destacaron que los funcionarios designados cuentan con antecedentes técnicos adecuados y no presentan incompatibilidades para ejercer los cargos. La conformación del directorio completa la etapa inicial de puesta en marcha del nuevo ente, considerado estratégico para la política energética oficial.
Hasta la fecha y tras la salida del Ing. Carlos Casares, interinamente la intervención del ENARGAS estuvo a cargo de Marcelo Nachón quien ahora es nombrado director del organismo.
La empresa de construcciones y servicios estará presente con su stand en la 11° edición de la Expo Internacional San Juan Minera 2026, que se realizará del 6 al 8 de mayo en el Estadio Bicentenario, en la provincia de San Juan. Por tanto, Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera.
Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa actualmente en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.
En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero, donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción en impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont. En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.
Acerca de Expo Internacional San Juan Minera
Esta exposición se ha consolidado como uno de los principales espacios de encuentro para la industria minera. Reúne a empresas, proveedores, representantes del ámbito público y privado, y actores internacionales, generando un entorno propicio para el intercambio, la innovación y la proyección del sector. El evento se desarrollará de 14 a 20 horas y contará con una amplia agenda de actividades orientadas a promover el crecimiento de la minería en Argentina y la región.
Acerca de Milicic Minería
Milicic Minería es una empresa sanjuanina, de capitales nacionales, que ha crecido a partir del desarrollo que ha tenido el grupo Milicic en importantes obras de infraestructura para el sector minero argentino. Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con más de 52 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil&gas, energía e infraestructura.
La Secretaría de Energía de la Nación dispuso que “durante mayo, los usuarios de gas natural y propano por red incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75 % de bonificación total sobre el bloque de consumo base subsidiado”. (Lo que exceda dicho consumo base se factura con tarifa plena).
Asimismo, Energía comunicó que “en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25 % en enero y terminará siendo 0 % en diciembre de este año”. Al respecto, se dispuso que en el trimestre mayo, junio, julio, la bonificación se reduce a 10,67 por ciento.
Acerca del gas, la cartera a cargo de María Tettamanti explicó que “frente a la situación internacional (bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán) que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 111/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables”.
Entre el jueves 30/4 y el lunes 4/5 los entes reguladores ENARGAS y ENRE oficializaron series de resoluciones fijando los aumentos del mes de mayo para las tarifas de transporte y de distribución de ambos servicios.
A través de las resoluciones ENARGAS 448 a 466/2026 se establecieron incrementos en los cuadros tarifarios por el suministro de gas por redes que resultan de la aplicación mensual del ajuste fijo por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) hasta noviembre de 2027; la actualización también mensual del precio del gas en el PIST, y por el ajuste mensual para el transporte en ductos y la distribución por redes domiciliarias, aplicando un índice que combina el IPIM y el IPC.
A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario de la categoría R2-3 (consumo mediano) de MetroGAS, el impacto final en factura será de 3,61 % a la suba comparado con un consumo similar facturado en abril.
Las resoluciones comprenden a las empresas TGS, TGN, Refinería del Norte, Compañía Entrerriana de Gas, Energía Argentina, Gasoducto Norandino, Transportadora de gas del Mercosur, Enel Generación Chile, Gas Link, GasAndes, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, Gas NEA, MetroGAS, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro y Naturgy BAN.
En lo que respecta a las tarifas de la electricidad, el ENRE oficializó las serie de resoluciones 225 a 241/2026 actualizando con una suba del 2,35 % las tarifas para las transportadoras Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, EPEN, DPEC, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Interandes, Transacue, y Yacylec.
Se trata de una actualización de las remuneraciones mensuales en base a un índice de precios mayorista y minorista combinado, también de los valores horarios y mensuales por el equipamiento técnico regulado, y la aplicación de la RQT (0,36 % mensual por 30 meses).
En lo que respecta a las distribuidoras del Area Metropolitana de Buenos Aires, la Resolución ENRE 243 autorizó a EDENOR un incremento de 4,10 % en mayo respecto a las tarifas de abril (3,82 % en el CPD, y 0,27 % por el Factor E, de Eficiencia) el Valor Agregado de Distribución (VAD) para esta empresa se fijó en $ 63,237.
En lo que respecta a EDESUR, , la Resolución 244 autorizó una suba de 3,91 % para mayo (3,75 % del CPD más 0,15 del Factor E, que considera la evolución de inversiones eléctricas en AT, MT, BT y Expansión del servicio, otras no eléctricas realizadas por la compañía). El VAD promedio en este caso fue establecido en $ 58,087.
En la órbita del ministerio de Economía, Energía considera que “el Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos, y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”.
Cabe referir que el Decreto 943/2025 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y creó el régimen de SEF, que en los hechos redujo el número de hogares de ingresos medios beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica y el gas.
El Artículo 9 del mencionado decreto estableció que las bonificaciones respecto de cada uno de los componentes (PEST, PAU y precio del gas propano indiluído por redes) se aplicarán para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.
Para “asegurar que los usuarios residenciales vulnerables accedan al consumo energético indispensable” el artículo 4 del precitado Decreto estableció los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh), para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y, b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh), para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.
El mismo Decreto determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF.
También que durante el año 2026 se aplicara, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 por ciento.
Asimismo, se estableció respecto de tal bonificación extraordinaria una reducción progresiva que se realiza conforme se estableció en un anexo del D-943.
Compañía Mega continúa con el proceso de puesta en marcha de su Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su planta de Bahía Blanca, en el marco de su plan de expansión y crecimiento.
La puesta en marcha de esta nueva infraestructura representa un paso clave en el incremento y fortalecimiento de sus activos operativos y en su posicionamiento estratégico dentro de la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.
Este hito se da en el marco de su 25° aniversario desde el inicio de sus operaciones. “Estamos orgullosos de iniciar las tareas de puesta en marcha de esta nueva inversión en nuestra planta de Bahía Blanca, que ascendió a aproximadamente USD 260 millones, y que nos va a permitir aumentar hasta un 50% la producción de líquidos de gas natural. Con este hito, seguimos consolidando nuestro rol de generadores de valor en la industria del gas y petróleo, al transformar el recurso natural que nos ofrece Vaca Muerta en productos comercializables y de exportación, acompañando el desarrollo energético del país”, señaló Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
La obra demandó una inversión de USD 260 millones y fue ejecutada bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA, empresa de industria nacional de YPF, con vasta trayectoria en la ejecución de proyectos de infraestructura de energía en el país. El Nuevo Tren de Fraccionamiento permitirá incrementar la capacidad de producción de la compañía en hasta un 50%, acompañando el crecimiento sostenido de la producción de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de sus líquidos asociados. En esta primera etapa, el aumento de producción será de aproximadamente un 20% de propano, butano y gasolina natural, con destino de exportación a distintos mercados internacionales.
En paralelo, Compañía Mega avanza en el desarrollo de una nueva etapa de crecimiento, presentada en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta nueva fase contempla inversiones adicionales por U$360 millones de dólares, destinadas a ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs), en línea con el crecimiento esperado de Vaca Muerta, principal motor de expansión del sistema energético argentino.
Neuquén avanza en la evaluación de arenas silíceas locales y promueve una instancia de coordinación federal para ordenar un mercado en expansión.
La discusión sobre la logística de la arena en Vaca Muerta volvió al centro del debate a partir de la propuesta del ministro Federico Sturzenegger, quien planteó la posibilidad de reducir costos mediante el uso de la hidrovía y una flexibilización del cabotaje. La idea apunta a trasladar arena desde Entre Ríos hasta el puerto de San Antonio Este y, desde allí, hacia los yacimientos. “¿Se imaginan cómo mejoraría la competitividad si la arena que va de Entre Ríos a Vaca Muerta pudiera salir por el río Paraná, entrar al puerto de San Antonio y de allí llegar por el río hasta Vaca Muerta?”, planteó el ministro, al sugerir un esquema logístico integrado por la hidrovía y transporte interior. Independientemente de los errores geográficos, puso en la mesa dos discusiones clave: la de los costos un insumo clave para la producción hidrocarburífera así como la intervención de un funcionario en los negocios privados. La necesidad de bajar costos logísticos y diversificar modos de transporte— es compartido por toda la industria. Sin embargo, la propuesta abrió cuestionamientos inmediatos desde Río Negro. El vicegobernador Pedro Pesatti señaló un punto crítico: el esquema no resuelve el tramo territorial más complejo. El puerto de San Antonio Este no tiene conexión fluvial directa con el sistema interior, lo que implica un traslado adicional de aproximadamente 180 kilómetros que, sin infraestructura adecuada, reintroduce el uso intensivo de camiones y diluye buena parte de la eficiencia buscada. En este contexto, desde la provincia se impulsa una alternativa más estructural: la construcción de un ramal ferroviario de entre 220 y 250 kilómetros que conecte el puerto con el nodo Choele Choel–Darwin. A diferencia del planteo fluvial aislado, esta opción permitiría integrar puerto, tren y producción en un esquema multimodal, con impacto no sólo en el shale sino también en economías regionales como la fruticultura.
Más allá del camino
Pero el debate excede lo estrictamente logístico. Las declaraciones de Sturzenegger también abrieron una discusión sobre el rol del Estado. En un gobierno que se define como liberal, la sugerencia de esquemas operativos concretos —como una ruta específica para abaratar costos en la industria— introduce una tensión evidente. En términos de consistencia doctrinaria, cabe preguntarse si corresponde que el Estado avance más allá de la regulación general para insinuar soluciones particulares de negocio. La cuestión no es menor: cuando un funcionario no sólo fija reglas sino que orienta alternativas específicas, se vuelve difusa la frontera entre política pública y direccionamiento económico. Incluso sin que exista un interés directo, ese tipo de intervenciones puede generar señales ambiguas al mercado o percepciones de cercanía con determinados actores. En paralelo a esta discusión, emerge otro proceso que podría alterar de manera más profunda la estructura de costos del sector: el desarrollo de arenas locales. Por primera vez, la actividad en Vaca Muerta comienza a incorporar arenas silíceas producidas en Neuquén, lo que marca un cambio respecto de la histórica dependencia de insumos provenientes de otras regiones. Dado que cada pozo requiere grandes volúmenes de arena —uno de los principales componentes del costo operativo—, la posibilidad de abastecimiento local abre un escenario distinto. Algunas operadoras ya avanzan en esa dirección: YPF realiza ensayos combinando material neuquino con arenas tradicionales, mientras que Vista Energy desarrolla un esquema más integrado, con producción propia y procesamiento cercano a sus áreas de operación. Aunque la escala aún es incipiente, el interés crece junto con los estudios de calidad y las nuevas exploraciones. En este proceso también participa Cormine, que avanza en la evaluación técnica de sus yacimientos, analizando propiedades clave como resistencia y morfología del grano. En definitiva, la discusión sobre la arena expone dos planos complementarios. Por un lado, el debate inmediato sobre cómo optimizar la logística —donde la propuesta fluvial aparece incompleta sin una solución multimodal robusta—. Por otro, una transformación más profunda vinculada al desarrollo de insumos locales, que podría reducir estructuralmente los costos y reconfigurar el mapa productivo. Entre ambas dimensiones se juega la competitividad futura de Vaca Muerta: no sólo en cómo se transporta la arena, sino en dónde y cómo se produce.
Roberto Cacciola reclamó un equilibrio entre el RIGI y la competitividad de los proveedores locales para garantizar la sostenibilidad social de la actividad.
El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, afirmó que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aceleró las decisiones de inversión de las compañías, pero reclamó que los proyectos beneficiados logren un equilibrio que contemple la competitividad de la industria nacional. La Mesa Federal Minera reunirá esta semana a los gobernadores de ocho provincias para coordinar el trabajo con las empresas y lograr una cadena de valor que genere empleo local.
“Que de afuera venga lo que sea imprescindible, pero que la industria nacional se fortalezca y para eso la mesa de gobernadores debe articular el trabajo con un coordinador del Gobierno nacional, que reúna a todos los actores”, afirmó Cacciola este lunes en un encuentro con la prensa por el Día de la Minería nacional. Ese encuentro está convocado para el jueves en la provincia de San Juan en ocasión de la Expo Internacional San Juan Minera que se realizará del miércoles al viernes de esta semana.
Para el directivo “la mesa federal es para mejorar la competitividad porque si no hace nada, se toma la letra del RIGI y que el 80% venga de afuera va a ser contraproducente para la actividad. Esto no es pedir modificar la ley sino que los gobernadores y las empresas trabajen en cómo hacer una industria más competitiva y que el gobierno facilite lo que se pueda abastecer localmente. Es tan malo el compre local indiscriminado como el que venga lo que quieran”.
Cacciola destacó la relevancia del RIGI al informar que ya existen 13 proyectos presentados y 7 aprobados bajo este esquema. Al respecto, el directivo consideró que “lo más lógico sería que el régimen no finalice el año próximo, sino que continúe para consolidar un proceso más ambicioso. Si el proceso se consolida, un RIGI más amplio que considere la ampliación de vida útil y cuestiones que tenemos a un costado por resolver. Esto debe continuar, acompañar procesos no invalida seguir reclamando lo que es justo», sostuvo.
El titular de la entidad empresaria hizo hincapié en que la sostenibilidad social de la minería depende del crecimiento de la cadena de valor doméstica. Al respecto, sostuvo que «la minería no va a ser aceptada si no hay un efecto de crecimiento que se vea en el país«, y remarcó el peso que tiene la industria en la generación de empleo. “Por cada puesto directo que hay en la mineria hay dos indirectos. Un proyecto en la primera etapa de producción demanda 800 empresas proveedoras y en operación 550 empresas proveedoras. Si van todos los proyectos adelante va a ser un generador de empleo importante”, aseguró.
El efecto precios y el crecimiento exportador de la minería
Cacciola comparó el volumen de divisas que genera el sector con el principal motor exportador de la economía nacional. «El campo va a exportar US$39.000 millones, la minería ya es un 20% de lo que es el campo con una posibilidad de proyección aun más interesante», detalló para graficar el peso estratégico de la actividad en la macroeconomía. Y este salto responde al crecimiento de la producción de litio en el país y el otro a una mejora sustancial del precio del oro y de la plata.
Las exportaciones del sector representan el 20% de lo generado por el campo y proyectó que podrían superar los US$10.000 millones en 2026.
En cuanto a las proyecciones para los próximos meses, el presidente de CAEM destacó el potencial de crecimiento si los mercados acompañan. «Si comparamos lo exportado en 2025 con US$6.056 millones de ingresos de divisas, tuvimos un 30% más que 2024, y los US$9.000 millones previstos para 2026 es una cifra muy conservadora porque si los precios se mantienen ese valor puede subir más de US$1.000 millones«, indicó al esperar al menos un alza del 49% interanual.
Sin embargo, el directivo planteó una señal de alerta sobre la realidad de la minería metalífera convencional. Cacciola advirtió que «si hoy se mantuvieran los valores más bajos de 2022 prácticamente todas las minas de oro y plata en la Argentina no estarían operando, lo cual sigue siendo un tema para atender» debido a la falta de nuevos proyectos que reemplacen a los actuales. La contracara positiva se encuentra en el sector del litio, que impulsa las estadísticas de producción.
«Litio es la realidad del crecimiento de la minería en la Argentina. De 35.000 toneladas en 2022 a 116.000 en 2025 y se produce a pesar de una contrapartida enorme con la caida de precios; en 2026 con precios que se recuperan las exportaciones estarán por encima de US$2.400 millones porque la situación cambió muchísimo», subrayó el dirigente al señalar que durante la caída de cotización internacional varios proyectos ralentizaron su construcción pero no la detuvieron.
Sobre los problemas de infraestructura, el representante de las empresas mineras confió en que la inversión privada y estatal acompañará el ritmo de los yacimientos. «La infraestructura va a tener que correr de la mano con el desarrollo de proyectos. Habrá demoras seguramente pero no hay otra alternativa porque además es necesaria para muchas actividades, lo que hace un desafio a encarar con inteligencia no pensando en la coyunutura actual sino en una minería para los próximos 100 años», aseguró sobre los cuellos de botella en transporte y energía.
Cacciola también valoró la estabilidad que brindan los mandatarios de las provincias con recursos minerales frente a eventuales giros políticos. «Lo que tiene una fuerza impresionante y es una barrera para cualquier cambio son los gobernadores; no veo un problema importante que cambie la posición de política de Estado vinculada a los gobiernos provinciales», afirmó. No obstante a nivel nacional entendió que “hay temas básicos que todo el mundo reconoce de equiibrio fiscal, evitar subsidios, abrirse a la inversión, que tendrá que considerar cualquier gobierno que asuma porque hubo un cambio cultural en el país , aunque no suficientemente profundo”.
Finalmente, sobre las exigencias de cupo laboral en las provincias, Cacciola dijo que «cuando se habla de niveles globales y porcentajes de empleo hay que atender las realidades de cada lugar, el 90/10 es aspiracional y posible en una parte del escenario de contratación, pero cuando vamos a técnicos y profesionales hay provincias que no los tiene«, explicó el directivo. «No sirve una declamación global para todos, hay que trabajar en cada uno de los sectores y qué hacer para que mejore la cantidad de personal de las comunidades», concluyó.
En agosto de 2024, la Argentina avanzó en la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sancionado dos meses antes por el Congreso Nacional. A partir de entonces, se registraron treinta y seis proyectos que, en conjunto, representan compromisos de inversión por US$ 80.000 millones de dólares, con la participación de cuarenta y cuatro empresas provenientes de diez países, de acuerdo con los relevamientos sistematizados por la consultora Globaris.
El régimen se estructuró sobre un esquema de incentivos de amplio alcance —fiscales, aduaneros, cambiarios y jurídicos— garantizados por un horizonte de treinta años, dirigido a sectores considerados estratégicos y con un umbral mínimo de inversión fijado en US$ 200 millones. En ese marco se aprobaron doce iniciativas que totalizaron US$ 18.000 millones, lo que equivale a una quinta parte del universo de proyectos presentados.
Para consolidar su implementación, el Gobierno nacional dispuso extender por un año adicional —hasta agosto de 2027— el plazo de adhesión al régimen, que contempla además exigencias de inversión mínima durante los dos primeros años. En términos de ejecución efectiva, el Banco Central de la República Argentina informó el ingreso de US$ 1.20 millones vinculados a proyectos bajo este esquema, con un saldo neto positivo de US$ 760 millones.
Cabe señalar que entre las iniciativas aún no formalmente aprobadas se encuentra el proyecto de Transportadora de Gas del Sur destinado a ampliar la capacidad del gasoducto Perito Moreno, cuya inversión asciende a US$ 560 millones y cuya aprobación fue recomendada por el comité evaluador.
Desde una perspectiva sectorial, la minería se erigió como el principal receptor de compromisos de capital, con US$ 45.000 millones, seguida de cerca por el segmento de gas y petróleo, que acumuló US$ 37.000 millones. No obstante, las recientes ampliaciones de beneficios orientadas a la exploración y producción hidrocarburífera permiten prever que este último sector podría superar al minero en el corto plazo.
En esa línea, el director ejecutivo de Vista Energy, Miguel Galuccio, anticipó ante inversores la inminente presentación de dos proyectos bajo el régimen, junto con una tercera iniciativa en asociación con YPF. Este último desarrollo, vinculado al proyecto LNG Argentina, podría alcanzar una magnitud cercana a los US$ 20.000 millones, posicionándose como uno de los emprendimientos más relevantes del esquema.
Por su parte, el secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, explicó que el RIGI fue concebido originalmente para impulsar proyectos de gas natural licuado (GNL) y cobre, aunque posteriormente amplió su alcance a otras actividades productivas.
Al desagregar por sectores, el litio emergió como el ámbito con mayor número de iniciativas presentadas —once en total—, de las cuales tres ya fueron aprobadas: dos correspondientes a Rio Tinto y una a Galan Lithium. Asimismo, el ministro de Economía, Luis Caputo, anticipó la próxima aprobación de un proyecto impulsado por la surcoreana Posco. En conjunto, estas iniciativas sumaron US$ 13.000 millones, y constituyeron además el único segmento con un proyecto rechazado por el comité evaluador, correspondiente a la firma china Ganfeng Lithium.
En segundo lugar se ubicaron los proyectos petroleros, con diez iniciativas presentadas y dos aprobadas, seguidos por el cobre, que, aunque con menor número de proyectos —cinco—, concentró un volumen de inversión particularmente elevado, estimado en US$ 30.000 millones. Fuera de estos núcleos principales, se registraron también proyectos aislados en los sectores portuario, siderúrgico y ferroviario.
Desde el punto de vista territorial, la provincia de San Juan concentró el mayor volumen de inversiones comprometidas, con cinco proyectos que totalizaron US$ 25.000 millones, de los cuales tres ya fueron aprobados —dos vinculados al oro y uno al cobre—. Le siguió Neuquén, epicentro del desarrollo de Vaca Muerta, con inversiones por US$ 23.000 millones. En un escalón inferior se ubicaron Río Negro, Salta, Catamarca, Buenos Aires y Jujuy, mientras que Mendoza, La Pampa y Santa Fe registraron montos inferiores a los US$ 1.000 millones.
Las empresas argentinas ocuparon un lugar predominante tanto en cantidad de proyectos como en volumen de inversión comprometido, con veintidós firmas locales involucradas. En varios casos, los emprendimientos presentaron estructuras consorciadas; tal fue el caso del oleoducto VMOS, que reunió a compañías nacionales como YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Pluspetrol y Tecpetrol, junto con actores internacionales como Chevron y Shell. En este entramado, Chevron se destacó como la única compañía estadounidense participante en proyectos bajo el régimen.
La composición internacional se completó con cinco empresas de origen chino —principalmente orientadas al litio—, cinco canadienses, tres británicas, tres suizas, dos australianas, una brasileña —Petrobras, a través del proyecto MEGA— y una firma surcoreana, lo que evidenció el alcance global del interés suscitado por el RIGI.
Preocupación chilena
El desempeño del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina comenzó a generar inquietud en el ámbito minero chileno, donde diversos actores percibieron un desplazamiento progresivo de los flujos de capital hacia el otro lado de la cordillera. En ese contexto, Manuel Viera Flores, al frente de la Cámara Minera de Chile, difundió un documento de tono crítico en el que advirtió que su país cedió terreno frente al renovado atractivo que ofrecieron las políticas impulsadas por Javier Milei.
El eje de su planteo residió en la ausencia de garantías de estabilidad fiscal de largo plazo en Chile, un factor que —según sostuvo— limitó severamente su competitividad frente al esquema argentino. A su juicio, la Argentina logró configurar, en un lapso relativamente breve, uno de los marcos fiscales más favorables de la región, capaz de seducir a grandes inversores internacionales.
Los datos comparativos reforzaron esa percepción: mientras Argentina aprobó en apenas dieciocho meses una docena de proyectos de gran envergadura por un monto cercano a los US$ 26.000 millones, en Chile las iniciativas equivalentes apenas alcanzaron cifras considerablemente menores en el mismo período. Esta divergencia no solo reflejó una diferencia de escala, sino también de ritmo y decisión política.
Viera Flores atribuyó este rezago a una prolongada inercia burocrática, contrastada con una estrategia argentina orientada a garantizar la libre disponibilidad de divisas y a consolidar reglas previsibles en el tiempo. Ese enfoque, señaló, resultó determinante para atraer a actores de peso global como BHP, Rio Tinto y Lundin Mining.
El cambio de tendencia se manifestó con particular nitidez en sectores estratégicos como el cobre y el litio. Proyectos de gran escala, como Vicuña —concebido para posicionarse entre los mayores emprendimientos cupríferos del mundo—, fueron interpretados en Chile como ejemplos de oportunidades que encontraron en Argentina un entorno más propicio para su concreción.
En términos agregados, el RIGI acumuló ya compromisos de inversión superiores a los US$ 33.000 millones, con una marcada concentración en el cobre. Este volumen, difícil de igualar por Chile en la última década, consolidó la percepción de un inminente adelantamiento relativo —un verdadero “sorpasso”— en la competencia regional por capitales.
Frente a este escenario, comenzaron a multiplicarse en Chile los llamados a una reforma estructural del marco regulatorio. El propio Viera Flores planteó la necesidad de diseñar un instrumento análogo al RIGI, sustentado en principios de estabilidad fiscal estricta y simplificación normativa, que garantizara a los inversores condiciones previsibles y duraderas.
En paralelo, el esquema argentino tendió a afirmarse como un nuevo parámetro de referencia en América del Sur, reposicionando al país como un destino central para el desarrollo de recursos estratégicos a escala global.
En agosto de 2024, la Argentina avanzó en la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sancionado dos meses antes por el Congreso Nacional. A partir de entonces, se registraron treinta y seis proyectos que, en conjunto, representan compromisos de inversión por US$ 80.000 millones de dólares, con la participación de cuarenta y cuatro empresas provenientes de diez países, de acuerdo con los relevamientos sistematizados por la consultora Globaris.
El régimen se estructuró sobre un esquema de incentivos de amplio alcance —fiscales, aduaneros, cambiarios y jurídicos— garantizados por un horizonte de treinta años, dirigido a sectores considerados estratégicos y con un umbral mínimo de inversión fijado en US$ 200 millones. En ese marco se aprobaron doce iniciativas que totalizaron US$ 18.000 millones, lo que equivale a una quinta parte del universo de proyectos presentados.
Para consolidar su implementación, el Gobierno nacional dispuso extender por un año adicional —hasta agosto de 2027— el plazo de adhesión al régimen, que contempla además exigencias de inversión mínima durante los dos primeros años. En términos de ejecución efectiva, el Banco Central de la República Argentina informó el ingreso de US$ 1.20 millones vinculados a proyectos bajo este esquema, con un saldo neto positivo de US$ 760 millones.
Cabe señalar que entre las iniciativas aún no formalmente aprobadas se encuentra el proyecto de Transportadora de Gas del Sur destinado a ampliar la capacidad del gasoducto Perito Moreno, cuya inversión asciende a US$ 560 millones y cuya aprobación fue recomendada por el comité evaluador.
Desde una perspectiva sectorial, la minería se erigió como el principal receptor de compromisos de capital, con US$ 45.000 millones, seguida de cerca por el segmento de gas y petróleo, que acumuló US$ 37.000 millones. No obstante, las recientes ampliaciones de beneficios orientadas a la exploración y producción hidrocarburífera permiten prever que este último sector podría superar al minero en el corto plazo.
En esa línea, el director ejecutivo de Vista Energy, Miguel Galuccio, anticipó ante inversores la inminente presentación de dos proyectos bajo el régimen, junto con una tercera iniciativa en asociación con YPF. Este último desarrollo, vinculado al proyecto LNG Argentina, podría alcanzar una magnitud cercana a los US$ 20.000 millones, posicionándose como uno de los emprendimientos más relevantes del esquema.
Por su parte, el secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, explicó que el RIGI fue concebido originalmente para impulsar proyectos de gas natural licuado (GNL) y cobre, aunque posteriormente amplió su alcance a otras actividades productivas.
Al desagregar por sectores, el litio emergió como el ámbito con mayor número de iniciativas presentadas —once en total—, de las cuales tres ya fueron aprobadas: dos correspondientes a Rio Tinto y una a Galan Lithium. Asimismo, el ministro de Economía, Luis Caputo, anticipó la próxima aprobación de un proyecto impulsado por la surcoreana Posco. En conjunto, estas iniciativas sumaron US$ 13.000 millones, y constituyeron además el único segmento con un proyecto rechazado por el comité evaluador, correspondiente a la firma china Ganfeng Lithium.
En segundo lugar se ubicaron los proyectos petroleros, con diez iniciativas presentadas y dos aprobadas, seguidos por el cobre, que, aunque con menor número de proyectos —cinco—, concentró un volumen de inversión particularmente elevado, estimado en US$ 30.000 millones. Fuera de estos núcleos principales, se registraron también proyectos aislados en los sectores portuario, siderúrgico y ferroviario.
Desde el punto de vista territorial, la provincia de San Juan concentró el mayor volumen de inversiones comprometidas, con cinco proyectos que totalizaron US$ 25.000 millones, de los cuales tres ya fueron aprobados —dos vinculados al oro y uno al cobre—. Le siguió Neuquén, epicentro del desarrollo de Vaca Muerta, con inversiones por US$ 23.000 millones. En un escalón inferior se ubicaron Río Negro, Salta, Catamarca, Buenos Aires y Jujuy, mientras que Mendoza, La Pampa y Santa Fe registraron montos inferiores a los US$ 1.000 millones.
Las empresas argentinas ocuparon un lugar predominante tanto en cantidad de proyectos como en volumen de inversión comprometido, con veintidós firmas locales involucradas. En varios casos, los emprendimientos presentaron estructuras consorciadas; tal fue el caso del oleoducto VMOS, que reunió a compañías nacionales como YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Pluspetrol y Tecpetrol, junto con actores internacionales como Chevron y Shell. En este entramado, Chevron se destacó como la única compañía estadounidense participante en proyectos bajo el régimen.
La composición internacional se completó con cinco empresas de origen chino —principalmente orientadas al litio—, cinco canadienses, tres británicas, tres suizas, dos australianas, una brasileña —Petrobras, a través del proyecto MEGA— y una firma surcoreana, lo que evidenció el alcance global del interés suscitado por el RIGI.
Preocupación chilena
El desempeño del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina comenzó a generar inquietud en el ámbito minero chileno, donde diversos actores percibieron un desplazamiento progresivo de los flujos de capital hacia el otro lado de la cordillera. En ese contexto, Manuel Viera Flores, al frente de la Cámara Minera de Chile, difundió un documento de tono crítico en el que advirtió que su país cedió terreno frente al renovado atractivo que ofrecieron las políticas impulsadas por Javier Milei.
El eje de su planteo residió en la ausencia de garantías de estabilidad fiscal de largo plazo en Chile, un factor que —según sostuvo— limitó severamente su competitividad frente al esquema argentino. A su juicio, la Argentina logró configurar, en un lapso relativamente breve, uno de los marcos fiscales más favorables de la región, capaz de seducir a grandes inversores internacionales.
Los datos comparativos reforzaron esa percepción: mientras Argentina aprobó en apenas dieciocho meses una docena de proyectos de gran envergadura por un monto cercano a los US$ 26.000 millones, en Chile las iniciativas equivalentes apenas alcanzaron cifras considerablemente menores en el mismo período. Esta divergencia no solo reflejó una diferencia de escala, sino también de ritmo y decisión política.
Viera Flores atribuyó este rezago a una prolongada inercia burocrática, contrastada con una estrategia argentina orientada a garantizar la libre disponibilidad de divisas y a consolidar reglas previsibles en el tiempo. Ese enfoque, señaló, resultó determinante para atraer a actores de peso global como BHP, Rio Tinto y Lundin Mining.
El cambio de tendencia se manifestó con particular nitidez en sectores estratégicos como el cobre y el litio. Proyectos de gran escala, como Vicuña —concebido para posicionarse entre los mayores emprendimientos cupríferos del mundo—, fueron interpretados en Chile como ejemplos de oportunidades que encontraron en Argentina un entorno más propicio para su concreción.
En términos agregados, el RIGI acumuló ya compromisos de inversión superiores a los US$ 33.000 millones, con una marcada concentración en el cobre. Este volumen, difícil de igualar por Chile en la última década, consolidó la percepción de un inminente adelantamiento relativo —un verdadero “sorpasso”— en la competencia regional por capitales.
Frente a este escenario, comenzaron a multiplicarse en Chile los llamados a una reforma estructural del marco regulatorio. El propio Viera Flores planteó la necesidad de diseñar un instrumento análogo al RIGI, sustentado en principios de estabilidad fiscal estricta y simplificación normativa, que garantizara a los inversores condiciones previsibles y duraderas.
En paralelo, el esquema argentino tendió a afirmarse como un nuevo parámetro de referencia en América del Sur, reposicionando al país como un destino central para el desarrollo de recursos estratégicos a escala global.
El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) abre una nueva inscripción a los cursos gratuitos de operador del Upstream y de seguridad operativa en yacimiento.
Esta nueva inscripción está abierta desde el 4/5 hasta el 20/5 ingresando a la web IVM – instituto de formación técnica Vaca Muerta. El principal requisito es contar con secundario completo o ciclo básico común aprobado y tener habilidades digitales básicas además de contar con conectividad para las actividades virtuales sincrónicas y asincrónicas.
Los cursos para anotarse son los de formación como operador de perforación, fractura, instrumentación, mantenimiento mecánico, mantenimiento eléctrico, producción, plantas de crudo y agua.
Cada capacitación tiene una duración de 4 meses, con clases presenciales que se dictarán de 14 a 18 o de 18 a 22 hs.; y las clases comienzan el 2/6. También estará disponible para inscribirse, el curso de seguridad operativa en yacimiento, que tiene una duración de un mes.
La cursada se realiza de forma presencial en la sede del IVM en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén, que está equipado con simuladores, laboratorios de química aplicada, de automatización, control de procesos, de telemetría y talleres de mantenimiento mecánico y eléctrico. En breve, se sumará la sede del Pozo Escuela, ubicado en Río Neuquén, para realizar las prácticas de campo de los cursos de operadores.
Se otorgarán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
Acerca del IVM
La nueva institución educativa, recientemente inaugurada, se propone ser un referente para la formación de futuros operadores y técnicos de Vaca Muerta, brindando la posibilidad de adquirir experiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.
Está conformado por las principales operadoras del sector: YPF, Pluspetrol, Chevron, PAE, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa, Phoenix y CGC; y las empresas de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, Oilfield & Production Services, DLS Archer, Contreras Hermanos, TSB, NOV, SLB, PECOM, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Calfrac Well Services, Wenlen, Huinoil, SIAM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, Pason DGS, y Marbar, y las alianzas estratégicas con Banco Santander, e International Health Services Argentina S.A.
Además, el IVM cuenta con el apoyo del gobierno de la provincia del Neuquén, del municipio de la ciudad de Neuquén, y de los Sindicatos de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y de Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.
En la convocatoria anterior se inscribieron más de 17.000 personas, lo que demuestra el interés que despertó esta iniciativa que impulsa la industria.
El acuerdo bilateral entre Argentina y Estados Unidos sobre minerales críticos incorporó al país como proveedor prioritario de litio, cobre y tierras raras dentro de las cadenas de suministro occidentales. Este marco habilita el acceso a financiamiento especializado de organismos como la DFC y el EXIM Bank, que pueden aportar capital, garantías y seguros para proyectos de gran escala.
La disponibilidad de estas herramientas reduce el costo financiero y mejora la viabilidad de iniciativas que requieren inversiones superiores a los tres mil millones de dólares, especialmente en cobre y litio.
La inclusión de Argentina en los programas estadounidenses de abastecimiento seguro responde a la necesidad de diversificar proveedores frente a la concentración global del refinado en Asia. Para el país, este alineamiento implica una mejora en las condiciones de acceso a mercado, ya que los compradores norteamericanos y europeos exigen trazabilidad, certificación y estabilidad regulatoria.
El acuerdo bilateral facilita el cumplimiento de estos requisitos y posiciona a los proyectos argentinos dentro de cadenas de valor que demandan minerales críticos para la transición energética y la industria tecnológica.
El acuerdo no modifica el riesgo país, que depende de variables macroeconómicas y fiscales, pero sí reduce el riesgo específico de los proyectos. La disponibilidad de financiamiento externo, la existencia de compradores ancla y la previsibilidad regulatoria sectorial disminuyen el riesgo operativo, comercial y financiero de las iniciativas mineras.
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Esta reducción del riesgo de proyecto es determinante para cerrar decisiones de inversión en sectores que requieren capital intensivo y plazos largos de ejecución.
Los proyectos de cobre en San Juan y Catamarca se encuentran entre los principales beneficiarios del nuevo marco. Iniciativas como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol requieren financiamiento de largo plazo y contratos de abastecimiento que Estados Unidos está dispuesto a respaldar en el marco de su estrategia para asegurar minerales críticos.
La disponibilidad de capital externo también reduce la incertidumbre sobre la ejecución de obras de infraestructura asociada, como líneas eléctricas, caminos mineros y ampliaciones portuarias, indispensables para la operación de proyectos de gran escala.
El acuerdo bilateral introduce además un impacto directo en la cadena de valor minera local. La demanda de trazabilidad, certificación ambiental y monitoreo exigida por los estándares estadounidenses impulsa la incorporación de proveedores nacionales en etapas intermedias del proceso productivo.
Servicios de ingeniería, logística especializada, laboratorios, sistemas de control y consultoría técnica encuentran nuevas oportunidades de integración en proyectos que requieren cumplir con normas internacionales para acceder a mercados occidentales.
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La articulación entre financiamiento externo, estabilidad fiscal del RIGI y estándares de abastecimiento de Estados Unidos crea condiciones para que Argentina avance hacia segmentos de mayor complejidad dentro de la cadena de valor. La posibilidad de incorporar etapas de procesamiento inicial, como concentrado de cobre o carbonato de litio grado batería, depende de la disponibilidad de capital y de la demanda de compradores que buscan reducir su exposición a cadenas controladas por Asia.
El acuerdo bilateral abre una ventana para que el país capture una porción mayor del valor agregado y reduzca su dependencia de exportaciones primarias.
El nuevo marco también modifica la competitividad regional. Chile enfrenta demoras regulatorias y discusiones tributarias que condicionan la ejecución de proyectos de cobre, mientras que Perú atraviesa un ciclo de inestabilidad política que limita la previsibilidad para inversiones de gran escala.
En este contexto, Argentina aparece como una alternativa con marcos fiscales definidos, acuerdos internacionales activos y proyectos avanzados en etapa de factibilidad. La percepción de menor riesgo de proyecto incrementa el interés de empresas globales por acelerar decisiones de inversión en el país.
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El impacto económico del acuerdo se proyecta en la balanza comercial y en la disponibilidad de divisas. Los proyectos de cobre tienen capacidad para generar entre dos mil y tres mil millones de dólares anuales cada uno una vez en operación, lo que permitiría duplicar las exportaciones mineras en la próxima década.
La combinación de financiamiento especializado, estabilidad fiscal y desarrollo de infraestructura constituye un elemento central para transformar recursos geológicos en flujos de exportación sostenidos.
El acuerdo con Estados Unidos en minerales críticos no se limita a la atracción de capital, sino que amplía el acceso a mercado, mejora las condiciones de financiamiento y fortalece la cadena de valor local. La integración en cadenas de suministro occidentales y la disponibilidad de instrumentos financieros de largo plazo configuran un escenario en el que los proyectos mineros argentinos incrementan su viabilidad económica y su inserción internacional.
Este proceso introduce un cambio estructural en las condiciones de inversión y en la capacidad del país para captar capital de largo plazo en sectores de alta demanda global.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) consolidó en las últimas semanas un volumen de proyectos aprobados que modifica el mapa regional de inversiones en minería y energía. Con catorce iniciativas validadas y más de veinte en evaluación, el esquema concentra la mayor parte del capital comprometido en proyectos de litio, cobre, midstream y gas natural licuado.
La distribución sectorial muestra que minería y energía explican más del ochenta por ciento del monto total, con iniciativas de gran escala que incluyen desarrollos de cobre en San Juan, litio en el norte del país y obras de infraestructura asociadas a la evacuación de hidrocarburos en la cuenca neuquina.
El avance del régimen generó una reacción inmediata en Chile, donde autoridades y referentes del sector minero expresaron preocupación por la velocidad de aprobación de proyectos en Argentina y por la posibilidad de que el país recupere competitividad en segmentos donde históricamente estuvo rezagado.
La comparación entre ambos marcos regulatorios expone una asimetría creciente: mientras Argentina ofrece estabilidad fiscal prolongada, reducción de incertidumbre y plazos acotados para la tramitación de proyectos, Chile enfrenta demoras ambientales, discusiones tributarias y un proceso regulatorio más rígido que condiciona la ejecución de inversiones de gran escala.
La dinámica regional se ve particularmente afectada en el segmento del cobre, donde Argentina avanza con proyectos de alta inversión como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol.
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La aceleración de estos desarrollos bajo el RIGI contrasta con la situación chilena, donde iniciativas binacionales o de frontera enfrentan demoras administrativas y mayores exigencias regulatorias. La posibilidad de que capitales globales reorienten parte de su cartera hacia el lado argentino de la cordillera introduce un elemento de competencia directa que no formaba parte del escenario regional en la última década.
El impacto político del RIGI se extiende más allá de la atracción de inversiones. El régimen se convirtió en un instrumento de reposicionamiento internacional para Argentina en un contexto de disputa por minerales críticos y de necesidad de ampliar la oferta global de cobre y litio.
La articulación entre provincias mineras, empresas globales y organismos nacionales configura un esquema que busca acelerar decisiones de inversión y reducir los tiempos de maduración de proyectos que, en condiciones tradicionales, requerían procesos más extensos.
La reacción chilena confirma que el régimen altera el equilibrio histórico de la región y obliga a revisar estrategias regulatorias y fiscales en países que hasta ahora concentraban la mayor parte del capital minero.
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La consolidación de proyectos bajo el RIGI también redefine la relación entre Nación y provincias. Las jurisdicciones con mayor potencial geológico se posicionan como actores centrales en la negociación de infraestructura, logística y servicios asociados a los nuevos desarrollos.
La coordinación entre niveles de gobierno se vuelve un factor determinante para sostener el ritmo de aprobación de proyectos y garantizar que los compromisos asumidos por las empresas puedan ejecutarse en plazos compatibles con la escala de inversión prevista.
El avance del régimen y la respuesta regional muestran que la competencia por inversiones en minería y energía dejó de ser un proceso exclusivamente técnico para convertirse en un componente central de la política económica y de la estrategia internacional del país.
La combinación de estabilidad fiscal, reducción de incertidumbre y aceleración administrativa configura un escenario en el que Argentina busca recuperar terreno en sectores estratégicos y reposicionarse frente a países que históricamente dominaron la agenda de minerales críticos en la región.
La delegación argentina inició su participación en la Offshore Technology Conference en Houston con una agenda diseñada para reforzar el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y mostrar la consolidación de su infraestructura de evacuación. La misión integra a autoridades de Neuquén, directivos de YPF, representantes empresariales y organismos de promoción, con actividades institucionales en el Petroleum Club y paneles técnicos en el NRG Center.
El objetivo es presentar la evolución de la producción, la ampliación de la capacidad de transporte y la maduración de proyectos vinculados a crudo y gas natural licuado en un contexto global de alta demanda y restricciones de oferta.
Neuquén utiliza el espacio para exponer la continuidad del crecimiento de la cuenca y la expansión del sistema de oleoductos, que permite sostener mayores volúmenes de exportación. La provincia destaca la ejecución de obras de midstream, la ampliación de Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur, elementos centrales para garantizar capacidad de evacuación en los próximos años.
La presencia institucional busca transmitir previsibilidad regulatoria y estabilidad operativa en un escenario en el que la infraestructura define la competitividad de las cuencas no convencionales.
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YPF presenta su estrategia de eficiencia operativa y la evolución de los costos por pozo, con curvas de aprendizaje que acercan a Vaca Muerta a estándares de productividad comparables con otras regiones maduras. La compañía expone la consolidación de técnicas de completación, la reducción de tiempos de perforación y la integración logística que permite sostener ritmos de actividad elevados.
La agenda técnica incluye paneles sobre productividad por etapa de fractura, optimización de diseños y comparación de indicadores con cuencas como Permian y Eagle Ford.
La misión incorpora reuniones con proveedores internacionales, empresas de ingeniería y potenciales socios financieros interesados en proyectos de infraestructura. La discusión se concentra en terminales de exportación, ampliación de capacidad de transporte y servicios especializados para operaciones de gran escala.
La presencia argentina en Houston apunta a fortalecer vínculos con actores clave de la cadena global de hidrocarburos y a posicionar a la cuenca como un proveedor confiable en un mercado que enfrenta tensiones geopolíticas y variaciones en la oferta.
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La agenda también incluye actividades orientadas a promover proyectos de exportación de GNL, con presentaciones sobre iniciativas en etapa de planificación y sobre la necesidad de contratos de largo plazo que permitan financiar obras de gran magnitud. La articulación entre sector público y privado se presenta como un elemento central para avanzar en esquemas de comercialización que aseguren continuidad de inversiones y previsibilidad en la operación.
La participación en la conferencia se inscribe en una estrategia más amplia de inserción internacional de Vaca Muerta, en la que la infraestructura, la capacidad de cumplimiento de contratos y la estabilidad operativa se presentan como factores determinantes para atraer inversiones.
La delegación argentina busca consolidar una narrativa basada en ejecución, crecimiento sostenido y disponibilidad de proyectos que permitan ampliar la oferta exportable en un escenario global marcado por la competencia entre cuencas y la necesidad de diversificar fuentes de suministro.
El Gobierno de Neuquén aprobó la cesión de las participaciones que Pluspetrol mantenía en Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas. Los decretos provinciales autorizaron la transferencia del 50% de cada área a YPF, que pasa a ser titular y operador único del Hub Sur.
La operación se enmarca en un intercambio de activos acordado entre ambas compañías y no implicó desembolsos inmediatos. La provincia evaluó la capacidad técnica y económica de YPF para operar en forma exclusiva y consideró que la reorganización mejora la eficiencia del desarrollo gasífero.
Las tres áreas se ubican en la ventana de gas seco y gas húmedo de Vaca Muerta. Meseta Buena Esperanza tiene una superficie de 303 kilómetros cuadrados, Aguada Villanueva abarca 281 kilómetros cuadrados y Las Tacanas, reencuadrada como Lote Bajo Evaluación, cubre 411 kilómetros cuadrados.
La consolidación del control operativo permite unificar criterios de perforación, ordenar infraestructura y acelerar decisiones en un nodo donde la fragmentación accionaria generaba demoras en la planificación.
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El Ministerio de Energía de Neuquén señaló que la reorganización favorece la optimización del desarrollo gasífero y contribuye a sostener la oferta en un contexto de mayor demanda estacional. La provincia busca asegurar volumen para abastecer el mercado interno, sostener exportaciones a Chile y fortalecer la base de recursos destinada a futuros proyectos de gas natural licuado. La concentración operativa en manos de YPF facilita la coordinación de pads, ductos internos y obras complementarias necesarias para incrementar capacidad de evacuación.
La operación también reconfigura el mapa de operadores en la cuenca. Pluspetrol reduce presencia en áreas gasíferas y queda habilitada a participar en otros bloques bajo esquemas flexibles.
YPF avanza en la estrategia de ordenar su portafolio y concentrar recursos en nodos donde puede integrar desarrollo, infraestructura y comercialización. La provincia respalda este esquema para acelerar inversiones y dar previsibilidad a la cadena de servicios.
Para el sistema energético nacional, el control total del Hub Sur refuerza la disponibilidad de gas en una zona clave para la expansión de la oferta. La consolidación operativa permite reducir tiempos de ejecución, mejorar la eficiencia en la utilización de equipos y sostener la curva de producción en un segmento central para la transición energética.
La reorganización del nodo gasífero se alinea con los objetivos de ampliar capacidad de transporte, estabilizar abastecimiento invernal y preparar recursos para proyectos de exportación de mayor escala.
Los datos internacionales muestran un deterioro acelerado en el bienestar y el compromiso de los mandos medios. El 40% de la fuerza laboral global declara sentir estrés la mayor parte del día y el engagement gerencial cayó de 30% a 27% en un año, la mayor caída interanual registrada. El descenso no es uniforme: las managers mujeres perdieron siete puntos en bienestar y los managers menores de 35 años perdieron cinco puntos en engagement.
La combinación de carga operativa, presión por resultados y falta de formación formal en liderazgo configura un escenario donde el agotamiento se vuelve estructural.
El desgaste no se expresa de manera directa. Los mandos medios tienden a ocultarlo detrás de comportamientos que aparentan normalidad. En diagnósticos organizacionales se identifican patrones que funcionan como indicadores tempranos de agotamiento.
El primero es el del líder que asume responsabilidades adicionales y sostiene tareas que deberían estar distribuidas en el equipo.
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El segundo es el del líder que reduce participación, demora respuestas y pierde iniciativa, aun cuando mantiene presencia física o virtual. El tercero es el del líder que opera en modo reactivo permanente, sin espacio para planificación ni análisis. El cuarto es el del líder que evita conflictos y suaviza decisiones para no tensionar el clima laboral.
Estos comportamientos tienen efectos directos sobre el funcionamiento de las organizaciones. La sobrecarga del líder que intenta sostener todo genera cuellos de botella y reduce la capacidad de delegación. La desconexión emocional del líder que se vuelve menos visible afecta la coordinación interna y la calidad de las decisiones.
La reacción permanente del líder saturado incrementa errores y disminuye la capacidad de anticipación. La evitación del conflicto del líder complaciente normaliza bajo desempeño y posterga decisiones críticas. En todos los casos, el agotamiento individual se convierte en un problema sistémico.
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La falta de formación formal agrava el fenómeno. Menos de la mitad de los mandos medios recibió entrenamiento específico para liderar equipos. La mayoría aprendió por imitación o por supervivencia en contextos de alta presión.
En sectores donde la operación es continua y la responsabilidad es elevada, la improvisación bajo estrés incrementa el riesgo de fallas operativas, rotación de talento y deterioro del clima laboral. La evidencia internacional muestra que el agotamiento gerencial correlaciona con aumentos significativos en la rotación y con una caída en la calidad de la supervisión.
Para Argentina, el fenómeno tiene implicancias directas. Las empresas operan en entornos de alta volatilidad, con exigencias regulatorias, presión por resultados y estructuras jerárquicas que concentran decisiones en mandos medios. La combinación de inflación, rotación de talento joven y reorganización de equipos híbridos incrementa la carga emocional y operativa de los líderes intermedios.
En sectores críticos —energía, industria, logística, salud— el agotamiento gerencial afecta seguridad, continuidad operativa y retención de perfiles técnicos.
El agotamiento de mandos medios no es un problema individual. Es un indicador de tensión organizacional que anticipa fallas en coordinación, productividad y toma de decisiones. La identificación temprana de estos patrones permite intervenir antes de que el desgaste afecte la operación y la capacidad de sostener equipos en contextos de alta demanda.
La petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció una inversión de 9,8 millones de dólares destinada a mejorar la terminal de importación de crudo y combustibles en el puerto chileno de Arica, un punto estratégico para la provisión energética de Bolivia.
Oscar Guzmán, gerente general de YPFB Transporte, informó durante la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas 2026 en Santa Cruz que esta inversión forma parte de un plan mayor que contempla un desembolso total de 50 millones de dólares para fortalecer la infraestructura y la logística de importación.
Los fondos se aplicarán en el proyecto denominado “Reversa Ossa 2”, que incluye la conexión mediante oleoducto entre Arica y la localidad boliviana de Charaña, con el objetivo de agilizar y hacer más eficiente el transporte de combustibles desde el puerto hasta Bolivia.
Guzmán destacó que este proyecto representa “un gran desafío” debido a que la operación se realiza en territorio extranjero, reflejando la importancia de la colaboración transfronteriza pese a las complejas relaciones diplomáticas entre Bolivia y Chile, que no cuentan con embajadores desde 1962.
El anuncio se produce en un contexto en el que Bolivia busca mejorar la calidad y el abastecimiento de sus combustibles, tras denunciar recientemente una “mafia internacional” que opera en Chile, Argentina y Paraguay, dedicada al robo, adulteración y sabotaje de gasolina y diésel, lo que causó pérdidas económicas estimadas en 150 millones de dólares.
A pesar de las tensiones históricas y la ausencia de relaciones diplomáticas plenas, ambos países mantienen consulados generales y actualmente experimentan un acercamiento con los gobiernos de Rodrigo Paz y José Antonio Kast, que promueven proyectos de cooperación bilateral, incluyendo iniciativas para facilitar la importación de combustibles.
El Gobierno de la Provincia de Santa Cruz, bajo la conducción de Claudio Vidal, continúa ejecutando acciones estratégicas para garantizar la estabilidad de los servicios públicos. A través de Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE), se llevaron a cabo en la sede central los actos de apertura de sobres correspondientes a la Licitación Pública N°08/SP/2026 y la Licitación Pública N°09/SP/2026.
Estos llamados a licitación para la “Contratación de Generación de Energía” cumplen con todos los pasos legales de transparencia, habiendo sido publicados oportunamente en el Boletín Oficial y medios de comunicación. El objetivo central es asegurar el suministro eléctrico específico para los distritos de Puerto San Julián, Gobernador Gregores y El Chaltén.
Proceso de apertura y empresas oferentes
El proceso licitatorio se desarrolló en dos jornadas clave, supervisadas por autoridades de SPSE y representantes de las firmas participantes:
Jornada de Martes: Se registró la presentación de un oferente, la firma Industrias Juan F. Secco S.A., cuya documentación fue recibida para su posterior análisis técnico. El acto contó con la supervisión del Ing. Ariel Audisio (Gerente Provincial de Energía) y la Tec. Sup. Romina Espinoza (Subgerente Provincial de Compras y Suministros), entre otros directivos.
Jornada de Miércoles: Se presentaron dos oferentes adicionales: la firma Agreko Argentina SRL y la firma Hidromec SA. En esta instancia, la transparencia del procedimiento fue avalada por Juan Cruz Báez y Andrés Nemirosky, representantes de la Gerencia Provincial de Energía. Y el acompañamiento del área de Compras y Suministro.
Evaluación técnica y administrativa
Tras la apertura de sobres, las propuestas iniciaron su recorrido por los procesos administrativos y técnicos internos de SPSE. La comisión evaluadora será la encargada de analizar la factibilidad de las ofertas dentro de los marcos normativos de la empresa estatal, garantizando que cumplan con los requisitos para la infraestructura eléctrica de la provincia.
Desde el Gobierno Provincial destacaron que esta licitación es una pieza clave para asegurar que las localidades del interior cuenten con el respaldo energético necesario para acompañar su desarrollo social e industrial. Con esta medida, se reafirma el compromiso de la gestión actual con la mejora de los servicios básicos y la inversión en infraestructura en todo el territorio santacruceño.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó una recorrida en el área de producción de los yacimientos Manantiales Behr, en Comodoro Rivadavia, en el marco de una inversión provincial destinada a la perforación de nuevos pozos de agua.
La obra permitirá no solo incrementar el caudal disponible para la actividad hidrocarburífera, sino también fortalecer el sistema de abastecimiento de agua para la población de la zona sur de la provincia.
Acompañaron al mandatario el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación, Hernán Tórtola; el presidente de la Sociedad Cooperativa Popular Ltda. (SPCL), Franco Domizzi; el gerente de Recursos Hídricos de la entidad, Adolfo Carrizo; el ingeniero Gerardo Couto; y subsecretario de Servicios Públicos (DGSP), Ezequiel Suazo.
La iniciativa contempla una inversión total de $3.444.218.425 y prevé la perforación de tres nuevos pozos en el yacimiento Manantiales Behr, junto con el mantenimiento y la recuperación de otros seis en El Trébol-Escalante.
Estas acciones se enmarcan en un plan de trabajo que busca incrementar el caudal de producción hídrica e integrar nuevas fuentes provenientes de yacimientos no concesionados, con el objetivo de mejorar el abastecimiento en Comodoro Rivadavia.
Al respecto, Torres destacó: “Después de una década, volvimos a perforar pozos que permiten llevar agua al equivalente a 5 mil familias en Comodoro Rivadavia. Esto forma parte de un plan hídrico para garantizar un recurso tan esencial como el agua en el sur de la provincia”.
El proyecto marca la reactivación de obras de perforación tras diez años sin intervenciones de este tipo en la zona, y apunta a recuperar la capacidad operativa de los pozos existentes, muchos de los cuales habían quedado fuera de servicio.
Además, se prevé una segunda etapa orientada a la rehabilitación de infraestructura y a la incorporación de nuevas fuentes de captación, con el objetivo de dar respuesta a la demanda creciente y a los problemas históricos de abastecimiento.
El plan se ejecuta con un plazo estimado de seis meses y combina nuevas perforaciones con tareas de mantenimiento, lo que permitirá mejorar de manera progresiva el sistema hídrico en la región.
La Legislatura de Río Negro aprobó por amplia mayoría la ratificación del acuerdo firmado por el gobernador Alberto Weretilneck con Southern Energy y San Matías Pipeline. La ley consolida reglas claras para una inversión estratégica que confirma el rumbo de Río Negro como puerta de salida del gas de Vaca Muerta al mundo, garantizando la generación de nuevos puestos laborales y más desarrollo.
De este modo, se ratifica el Acta Acuerdo firmada el 14 de abril pasado entre la Provincia, Southern Energy S.A. (SESA) y San Matías Pipeline S.A., orientada a establecer un régimen fiscal y de estabilidad regulatoria para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado en el Golfo San Matías.
La decisión, acompañada por una amplia mayoría en la Legislatura (41 votos a favor y 3 en contra), consolida un nuevo avance en el camino que viene construyendo Río Negro para convertirse en un actor estratégico de la exportación energética argentina, con infraestructura, trabajo local, cuidado ambiental y nuevas oportunidades de desarrollo para las comunidades.
El gobernador Alberto Weretilneck destacó el respaldo legislativo y remarcó que este proyecto “ratifica el rumbo que elegimos para Río Negro: transformar nuestros recursos en empleo, desarrollo y obras para nuestra gente, con reglas claras y defendiendo los intereses de la provincia en cada decisión”.
Un paso clave para consolidar a Río Negro como exportador de GNL
El Proyecto FLNG prevé la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Además, contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 471 kilómetros y 36 pulgadas, que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina.
La Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, destacó el acompañamiento legislativo que permitió avanzar con una herramienta clave para dar previsibilidad a una inversión de escala internacional.
“Queremos agradecer a los legisladores que acompañaron esta decisión y que entienden el cambio de perfil productivo al que estamos asistiendo en Río Negro. Este no es un proyecto aislado: es parte de un rumbo que venimos construyendo con planificación, reglas claras y defensa de los intereses de todos los rionegrinos”, afirmó Confini.
RÍO NEGRO ES LA PUERTA DE SALIDA DEL GNL ARGENTINO AL MUNDO
La @LegislaturaRN ratificó por amplia mayoría el acuerdo con Southern Energy y San Matías Pipeline para avanzar con el proyecto de GNL en el Golfo San Matías.
A su vez, remarcó que el acompañamiento no fue unánime, pero valoró especialmente a quienes respaldaron el proyecto “con una mirada estratégica sobre lo que ya está pasado en la provincia”.
“Agradecemos a quienes confían en esta etapa de transformación. Río Negro está asumiendo un rol central en el desarrollo energético nacional, y el Gobierno Provincial tiene la responsabilidad de cuidar que ese proceso se traduzca en empleo, infraestructura, ingresos y oportunidades reales para nuestra gente”, sostuvo.
Previsibilidad para invertir y beneficios para Río Negro
El acuerdo busca brindar certeza jurídica, fiscal y regulatoria para el desarrollo del Proyecto FLNG, una condición clave para una inversión de gran escala vinculada a la producción, transporte, licuefacción y exportación de gas natural.
El proyecto podría generar para Río Negro más de USD 490 millones en 20 años, entre cánones, regalías, tasas, aporte comunitario y un aporte variable asociado al precio internacional del GNL.
Entre esos beneficios se incluye un aporte comunitario fijo de USD 36 millones, destinado a seguridad, salud e inversiones comunitarias. Además, la norma dispone que el 5% de esa contribución sea asignado al Municipio de San Antonio Oeste para obras de infraestructura y equipamiento.
Southern Energy está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El consorcio proyecta una inversión superior a los USD 15.000 millones para operar durante 20 años un esquema de exportación basado en dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.
Este avance se suma a otros hitos recientes del desarrollo del GNL en la provincia, como el primer contrato de venta con la empresa estatal alemana SEFE, que prevé exportaciones por 2 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías a partir de fines de 2027.
El acuerdo incorpora compromisos ambientales, entre ellos la adhesión de Southern Energy al Programa de Monitoreo de la zona costera de influencia del Golfo San Matías, con el objetivo de garantizar seguimiento, fiscalización y cuidado de los recursos naturales.
“La Provincia está presente para ordenar, regular y defender. Nuestro rol es garantizar que las inversiones lleguen, pero también que dejen beneficios concretos en Río Negro: más trabajo para rionegrinos, más actividad para nuestras empresas, más infraestructura y más futuro para las próximas generaciones”, agregó Confini.
La Provincia del Neuquén dio un nuevo paso en el desarrollo de Vaca Muerta con el lanzamiento de la licitación pública nacional e internacional para 15 áreas hidrocarburíferas, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). El anuncio fue realizado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, ante referentes del sector energético, en un escenario clave para mostrar el potencial de la provincia y generar nuevas oportunidades de inversión.
Se trata de la Ronda 1/2026, una convocatoria que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético, con un esquema claro, competitivo y con reglas de juego previsibles. Las áreas incluidas –Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este– se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.
Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10% y el 20%.
Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto. El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.
Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación.
Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP: https://www.gypnqn.com.ar/
Con este proceso, Neuquén busca seguir consolidando un modelo de desarrollo energético sostenido, con participación público-privada, generando empleo, inversiones y oportunidades para toda la provincia.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la bonificación extraordinaria que reciben los usuarios subsidiados de gas natural y propano por red sea del 25% durante mayo, lo que se suma al 50% general que reciben todos los beneficiados del SEF.
Frente a la situación internacional, que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 11/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables.
De esta manera, durante mayo, los beneficiarios de gas natural y propano por red, incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75% de bonificación total sobre el bloque de consumo subsidiado.
Por su parte, en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25% en enero y terminará siendo 0% en diciembre de este año.
“El Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”, afirmaron.
La controversia en torno a la explotación de recursos hidrocarburíferos en el Atlántico Sur adquirió un nuevo relieve tras la denuncia formal presentada por el Gobierno de Tierra del Fuego contra Navitas Petroleum Limited Partnership ante la Autoridad de Valores de Israel. En el centro del conflicto se encuentra el proyecto “Sea Lion”, emplazado al norte de las Islas Malvinas, cuya ejecución —según sostiene la presentación— se desarrolla al margen de la autorización de la República Argentina y en una zona cuya disputa de soberanía transcurre favorablemente a la Argentina en el seno de las Naciones Unidas.
El escrito acusa a la compañía de incurrir en posibles violaciones a la normativa del mercado de capitales al proporcionar a sus inversores información incompleta o deliberadamente atenuada respecto de los riesgos jurídicos, diplomáticos y geopolíticos inherentes al emprendimiento. En particular, se señala que directivos de la firma habrían minimizado la posición oficial argentina, pese a que la Cancillería rechazó formalmente la decisión final de inversión anunciada en conjunto con Rockhopper Exploration, calificando dichas actividades como ilegales y recordando que cualquier operación hidrocarburífera sin autorización en el área constituye un acto ilícito conforme al derecho nacional e internacional.
La denuncia solicita a la autoridad regulatoria israelí que investigue si la empresa omitió comunicar hechos sustanciales al mercado, entre ellos el rechazo oficial del Estado argentino, la existencia de sanciones aplicadas y las declaraciones del presidente de la Nación del 2 de abril de 2026, en las que se anunciaron medidas diplomáticas frente a lo que se consideran actividades ilegítimas sobre recursos naturales argentinos.
Desde Tierra del Fuego
Desde el Ejecutivo fueguino se enfatiza que el caso trasciende el plano estrictamente empresarial, al involucrar la defensa de los derechos soberanos de la Argentina sobre las Islas Malvinas, las Georgias del Sur, las Sandwich del Sur y los espacios marítimos correspondientes, todos ellos integrantes del territorio provincial según la legislación vigente. En ese sentido, el secretario de Malvinas, Antártida, Islas del Atlántico Sur y Relaciones Internacionales, Andrés Dachary, expresó que la empresa no sólo incurre en una operatoria ilegal, sino que debe rendir cuentas ante sus inversores acerca de si ha informado con claridad los riesgos jurídicos, penales, financieros y diplomáticos derivados de avanzar sobre recursos naturales argentinos sin autorización.
Asimismo, la presentación subraya que las actividades de Navitas se desarrollan en abierta contradicción con el proceso de descolonización impulsado por las Naciones Unidas, en particular con las resoluciones 2065 de 1965 y 31/49 de 1975 de la Asamblea General, que reconocen la existencia de la disputa de soberanía entre Argentina y el Reino Unido y exhortan a ambas partes a abstenerse de adoptar medidas unilaterales mientras continúen las negociaciones.
En este marco, las autoridades provinciales reiteraron su determinación de recurrir a todas las herramientas institucionales, jurídicas y diplomáticas disponibles para impedir la explotación ilegal de recursos naturales en la región. “La ilegalidad —se advierte— no puede ser presentada ante los mercados como una oportunidad de inversión”, sintetizando así una posición que combina defensa soberana con exigencia de transparencia financiera.
Amigos son los amigos
La posición de Israel frente a la cuestión de las Islas Malvinas no se explica por afinidades retóricas, sino por cálculo estratégico: evita contradecir a Estados Unidos, su principal sostén político y militar, cuya postura histórica ha oscilado entre el reconocimiento de la administración británica y una neutralidad funcional que nunca incomoda al Reino Unido.
Al mismo tiempo preserva su relación con Londres, socio relevante en comercio, defensa y tecnología, cuyo costo de fricción superaría cualquier ganancia simbólica de alinearse con Argentina. Del mismo modo, evita convalidar de manera enfática el principio de integridad territorial en disputas coloniales, porque ese mismo argumento podría ser reactivado en su contra en escenarios como Cisjordania, donde su propia posición internacional es objeto de controversia.
Riesgo Navitas
Para Navitas, el riesgo empresario alto, pero está calculado en términos operativos y financieros gracias al paraguas británico y por eso la empresa avanza. Discursivamente, Navitas dice actuar en función de la lógica empresarial y no de alineamientos diplomáticos. No obstante, para Navitas, la contraparte operativa es el Reino Unido, no Argentina.
Vínculos
La relación entre Navitas Petroleum y el Estado de Israel se inscribe en un esquema de fuerte regulación sin propiedad directa: la empresa depende de decisiones estatales para acceder al negocio —licencias de exploración, concesiones offshore y marcos fiscales— y su actividad está condicionada por la política energética nacional, que fija criterios sobre desarrollo de recursos, niveles de exportación y destinos del gas, como ocurrió en el caso del yacimiento Leviatán.
A esto se suma que gran parte de su financiamiento proviene de fondos de pensión y entidades financieras israelíes, cuyo funcionamiento es supervisado por organismos públicos, lo que integra a la compañía en un ecosistema económico regulado por el Estado aunque formalmente privado.
Al mismo tiempo, ese vínculo incorpora una dimensión política y estratégica: sin ser accionista relevante ni intervenir en la gestión cotidiana, el Estado puede incidir mediante señales regulatorias, orientación de política exterior o consideraciones de seguridad nacional que afectan indirectamente las decisiones empresariales, especialmente en contextos sensibles. Esa influencia opera como marco general y podría operar como control operativo. Es decir, a pesar de que Navitas conserva autonomía para definir sus inversiones internacionales —incluidas aquellas en aguas bajo control británico en las Islas Malvinas— el Estado de Israel, podría influir definitivamente en la empresa.
Cabe recordar también que, en foros internacionales, particularmente en la ONU y en relación a Malvinas, Israel junto con un mínimo grupo de países, mantuvo a lo largo de las décadas, una posición alineada con Gran Bretaña, evitando confrontar en el asunto.
Desde esa lógica, la inversión no aparece como “ilegal”, sino como jurídicamente habilitada por quien ejerce el control efectivo del territorio. Para Navitas, la tensión entre soberanía reclamada y soberanía ejercida es poco importante.
HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó este domingo de la Bilateral Energy Summit, el encuentro previo a la Offshore Technology Conference(OTC) que se realiza en Estados Unidos, donde presentó por primera vez el detalle de las 15 nuevas áreas hidrocarburíferasque la provincia de Neuquén licitará a través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
«Queremos que el mundo nos mire, por eso estas licitaciones son muy importantes para que lleguen otras empresas . Creemos que la llegada de Continental Resources va a permitir desembarcar a nuevas compañías de servicios y también vamos a a ser más eficientes porque estamos trabajando y colaborando con la industria para que esto suceda», sostuvo el mandatario neuquino durante el panel que encabezó en Texas, Estados Unidos.
Con el objetivo de atraer a las empresas americanas que participan en el desarrollo del Permian, Figueroa señaló que los recursos de Vaca Muerta sixtuplican la capacidad de consumo de la Argentina por los próximos 20 años, pero también destacó el potencial de otras formaciones como Quintuco o Los Molles: «El camino que se ha trazado es el correcto. Se ha armado un sistema resiliente y estamos convencidos de que vamos a crecer mucho», agregó.
Bajo este contexto oficializó la convocatoria denominada Ronda 1/2026 que apunta a atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. Se trata de una licitación de carácter nacional e internacional que permitirá a empresas privadas asociarse con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantiene la titularidad de las áreas, pero comparte el desarrollo con operadores e inversores.
Las 15 áreas en licitación
Estas son las 15 nuevas áreas que licitará Neuquén en Vaca Muerta.
Estos bloques están distribuidos en la zona norte y centro de la provincia y combinan áreas con distinto grado de madurez exploratoria, lo que permite ampliar el espectro de interesados, desde grandes operadores con experiencia en shale hasta compañías de perfil más exploratorio.
Según el pliego oficial, las áreas incluidas en esta primera ronda son:
Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
Esquema regulatorio
El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contempla un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.
Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto y las ofertas se conocerán el 19 de ese mismo mes.
Uno de los ejes centrales del esquema es el compromiso mínimo de inversión, que será clave en la evaluación de las ofertas, junto con variables como regalías, bono de acceso y plan de trabajos exploratorios para dar impulso a otros bloques con menor actividad.
Milicic compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros.
Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera, según precisaron desde la empresa.
«Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
Presencia en distintos puntos del país
Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa en la actualidad en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.
En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero,donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción e impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont.
Proyectos
En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.
DESDE HOUSTON.- Una misión argentina desembarcó este domingo 3 de mayo en la ciudad de Houston para participar de la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 con el objetivo de posicionar al país como un socio capaz de convertirse en un proveedor protagónico en el mercado mundial.
La antesala del evento –reconocido como la mayor feria tecnológica del offshore– fue el Bilateral Energy Summit organizado por la Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) cuya meta fue mostrar nuevas oportunidades de inversión en Vaca Muerta, presentando a la formación neuquina ya no como un potencial sino como una realidad ineludible.
En efecto, en aquel evento se probó que Argentina ya no llega a Houston a contar lo que podría hacer sino a mostrar lo que está haciendo. Vaca Muerta se presenta en la OTC 2026 no como una promesa, sino como una realidad lista para conectarse con el mercado internacional.
Bilateral Energy Summit: la tradicional antesala de la OTC
El programa comenzó con la Bilateral Energy Summit, la tradicional cumbre que se realiza en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reúne a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.
Allí se dieron lugar representantes de compañías como Continental Resources o San Antonio junto con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, entre otros.
«El momento de invertir es ahora» y «Argentina y Texas son socios complementarios» fueron dos de los ejes principales del evento que funciona como antesala de la OTC. Con más de 400 participantes y la presencia de figuras como Ariel Masut (ATCC) y Diego Sucalesca (PromArgentina), el debate inició en la creación de una asociación estratégica entre la Cuenca Neuquina y Permian, el gigante de Texas.
Referentes de compañías como Pluspetrol, TotalEnergies, Geopark y Quintana Energy se enfocaron en los planes y desafíos de la Cuenca Neuquina. Mientras que operadores locales y las empresas de servicios, representadas por figuras como Javier Iguacel (Bentia Energy) y Nicolás Ziperovich (San Antonio Internacional), profundizaron acerca de cómo captar la tecnología y el capital necesarios para dar el siguiente salto productivo.
Una de las grandes novedades de esta edición de la OTC es que por primera vez Argentina como país liderará uno de los paneles centrales del evento. Bajo el nombre “Argentina como socio energético confiable: el papel de Vaca Muerta en el mercado energético mundial”, el martes disertarán Horacio Marín, el gobernador Figueroa, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, Marcelo Gioffré (VP Supply Chain PAE) y Mauricio Uribe, presidente de FECENE.
El evento se enmarcará en mostrar la confiabilidad de los proyectos argentinos a través de la escala y la calidad del recursos. Además, tanto el gobierno de Neuquén como los representantes de las operadoras, intentarán remarcar el progreso obtenido en la cuenca neuquina a través de la productividad y la competitividad lograda en los últimos años, junto con los avances en las infraestructura y los grandes proyectos exportadores.
Con esta hoja de ruta integrada, Argentina cerrará su primera jornada en la OTC enviando un mensaje contundente: el país tiene el recurso, está construyendo la infraestructura y busca socios estratégicos para alimentar la demanda energética global.
Energy Trade Mission: la agenda de la misión de la ATCC
En paralelo, la Energy Trade Mission organizada por la ATCC estructurará una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios para la comitiva de empresarios que llegaron a Houston.
La misión incluirá una visita a la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica. Además, recorrerán instalaciones de empresas como Halliburton, Precision Drilling y Oliden Technology, entre otras.
ExxonMobil ganó 4.183 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, que refleja una caída del 45,8% interanual. La facturación fue de 85.138 millones de dólares en los tres primeros meses del año.
En tanto la producción global de Exxon se situó en 4,594 millones de barriles diarios (bpd), es decir, un aumento del 0,94% i.a. A principios de abril, Exxon ya advirtió que la guerra con Irán afectaría a sus resultados. La empresa perdió casi 4.000 millones de dólares en estas operaciones debido a lo que describió como un “efecto de sincronización” de calendario. El valor de los envíos de productos que cubrió no se contabilizó en el trimestre debido a que su entrega no se completó.
Sin embargo, el impacto es temporal y las coberturas generarán una ganancia neta en los trimestres siguientes, una vez que se entreguen los productos, informó Exxon.
También sufrió una pérdida de 700 millones de dólares en coberturas cerradas que no se compensaron con entregas físicas debido a la interrupción en Oriente Medio.
Petrobras produjo en el primer trimestre del año un promedio diario récord de 3,23 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente, el 16,2% más frente al mismo periodo de 2025, Respecto del trimestre anterior el incremento fue del 3,7%.
Petrobras atribuyó el aumento a la expansión de sus operaciones en el presal, donde obtuvo una producción récord de 4,01 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día en los primeros tres meses de 2026, un 7% más frente al mismo período del año anterior. En términos de producción propia, Petrobras consiguió en el presal 2,66 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día, un alza del 8% en el mismo comparativo.
El desempeño récord se explicó, en gran medida, por el aumento de la capacidad productiva en campos clave del presal como Búzios y Mero.
Las plataformas superaron por primera vez el millón de barriles diarios en una jornada, mientras que en el campo de Mero la producción sobrepasó los 700.000 barriles en un solo día, tras la entrada en operación de un nuevo pozo conectado a la plataforma Alexandre de Gusmão.
La transacción le permitirá superar los 50.000 kbbl/d operados, alcanzando una escala relevante y fortaleciendo su posicionamiento entre los principales productores de crudo de Argentina.
PECOM (en conjunto con su relacionada San Benito Upstream) anunció la firma de un acuerdo con Pluspetrol S.A. para la adquisición de su participación en las concesiones de explotación de hidrocarburos correspondientes a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa (conjuntamente, el “Bloque El Corcobo”), que totalizan un volumen de producción cercano a los 18.000 kbbl/día.
Con esta incorporación, y una vez completada la transacción, PECOM superará los 50.000 kbbl/d operados. En este sentido, Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló: “Estoy muy orgulloso. Estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a PECOM entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.
El Bloque está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), un campo en el que PECOM cuenta con amplia experiencia técnica y operativa. Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos.
La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de PECOM en el segmento upstream, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.
Gastón Díaz, socio de Australis Capital; y Nicolás Gandini, director de EconoJournal
El desarrollo de Vaca Muerta y de otros sectores estratégicos como la minería y la agroindustria vuelve a poner en primer plano una limitación estructural de la economía argentina que es elacceso al crédito. En ese contexto, fondos de crédito privado como Australis Capital buscan posicionarse como un puente entre el sistema financiero y el entramado de pequeñas y medianas empresas que sostienen la cadena de valor.
Australis Capital es un fondo cuyo objetivo es financiar pymes vinculadas a la economía real, como la energía, minería, agroindustria e infraestructura, bajo la premisa de que existe una brecha significativa de financiamiento en la Argentina, en la que los bancos no siempre ofrecen productos adecuados en términos de plazo y estructura. La firma apunta a cubrir ese espacio con créditos de entre dos y cinco años, diseñados a medida de cada empresa, y tickets que van de US$1 millón a US$15 millones.
En una edición especial de Dínamo, Gastón Díaz, socio de Australis, planteó que el problema de fondo es la baja penetración del crédito en el país. “La Argentina tiene un problema estructural de acceso al crédito. La penetración del crédito al sector privado está entre el 10% y el 15%. El promedio en América Latina es del 60% y hay países que alcanzan el 80%”, señaló.
Las Pymes y la dificultad de acceso al crédito
Según Díaz, esta limitación impacta especialmente en las pymes, que suelen acceder a financiamiento bancario de corto plazo o a instrumentos del mercado de capitales con vencimientos que rara vez superan los 24 o 30 meses. “Ese es un problema para proyectos que requieren inversión y maduración en el tiempo. La dificultad está en cómo calzar financiamiento de largo plazo con proyectos también de largo plazo”, explicó.
Este desafío se vuelve más evidente en el contexto de expansión de Vaca Muerta. Con niveles de producción en aumento y obras de infraestructura en marcha, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o la expansión de Oldelval, las empresas operadoras demandan a sus proveedores un crecimiento acelerado y que puedan estar a la altura.
“Cuando el operador te dice ‘necesito que me perfores el doble el año que viene’, la pyme tiene que dar un salto que no puede financiar solo con su flujo actual. Necesita capital”, aseveró Díaz en una edición especial de Dínamo.
Frente a este escenario, Australis propone esquemas de financiamiento de mediano y largo plazo que contemplen las particularidades de cada empresa. “Los bancos miran principalmente los últimos tres estados financieros, que reflejan el pasado, pero no necesariamente lo que viene. Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos como quién es el dueño, cuáles son sus clientes, proveedores, cómo opera la empresa. Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló el socio de la compañía.
Según explicó, el diseño de esos instrumentos busca adaptarse al ciclo productivo de las pymes. “Si una empresa necesita importar maquinaria y recién va a generar flujo dentro de seis o 12 meses, no tiene sentido exigirle repago de capital desde el primer mes. Hay que armar esquemas que funcionen con la realidad del negocio”, agregó.
Barrera cultural: pensar en endeudamiento a largo plazo
«Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos (…) Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló Díaz.
Díaz subrayó que también existe una barrera cultural asociada al financiamiento. “En la Argentina hay una lógica muy marcada de corto plazo y en muchos casos cierto temor al endeudamiento. La deuda es una mala palabra. Este es un proceso que tenemos que transitar como país. Empezar a pensar en el largo plazo”, sostuvo.
En esa línea, mencionó que iniciativas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) pueden actuar como catalizadores. “El RIGI obliga a pensar en el largo plazo y está atrayendo capital que se compromete por muchos años. Para que eso funcione, necesitamos que las pymes, que forman parte de la economía real, puedan acompañar ese proceso”, indicó.
Díaz también comparó la situación local con otros mercados de la región. “Estamos varios pasos atrás. En países como México hay una multiplicidad de oferta de crédito. Acá no estamos en ese nivel y eso explica por qué las pymes están poco apalancadas. En otras economías, los activos de las empresas se aprovechan mucho más desde el punto de vista financiero”, explicó.
Australis incluye una estrategia federal. La empresa busca acercarse a los territorios en los que se desarrollan los proyectos productivos, en contraste con la concentración histórica del sistema financiero en el Área Metropolitana de Buenos Aires. “El desafío es ir a donde están las pymes. El día a día muchas veces les impide salir a buscar financiamiento. Por eso creemos que el valor está en recorrer, conocer a los dueños y entender en detalle cada negocio”, señaló.
La firma ya inició contactos con empresas en distintas provincias y prioriza sectores como energía -con foco en Neuquén y Santa Cruz-, minería (incluido el litio en el norte), renovables y economías regionales. “Las grandes empresas hoy captan la mayor parte del mercado de capitales. Nuestro rol es ir a buscar a las pymes y evaluar el potencial de sus proyectos”, explicó Díaz.
En términos de impacto, el socio de Australis destacó el efecto multiplicador que pueden tener estas actividades sobre el empleo. “En economías como la australiana, el ratio es de cuatro empleos indirectos por cada empleo directo. Hay un derrame importante en toda la cadena de valor: construcción, insumos, servicios. Pero para aprovecharlo necesitamos proveedores que estén a la altura, y eso implica financiar su crecimiento”, concluyó.
Mientras el gobierno comienza con la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) el resto de las piezas del tablero se ubica en un escenario como mínimo dicotómico. Por un lado, el subsidio a las garrafasrepresenta apenas un tercio de su valor, y por el otro, el gobierno protegió a las tarifas de gas en el segmento residencial evitando que recayera en ellas el impacto del mercado internacional del petróleo.
«Hay una decisión de política de estabilizar la tarifa de gas para el segmento residencial incluido los sectores de grandes ingresos de la provincia de Buenos Aires y en paralelo, una desregulación de mercado de GLP que te va a dar un aumento en la garrafa significativo. Es como contradictorio», sostuvo Nicolás Arceo, director de la Consultora Economía y Energía en el capítulo N°5 de Dínamo -Charlas de energía, el podcast de EconoJournal.
El panel, que contó además con la participación de Juan José Carbajales, titular de la Consultora Paspartú; Gustavo Pérego, director de la Consultora Abeceb, Nadia Sager, asesora integral energética y la conducción de Nicolás Gandini, estuvo dedicado a analizar el impacto de las decisiones del gobierno de Javier Milei sobre las tarifas energéticas.
Desregulación del mercado de GLP y su impacto en el subdidio a las garrafas
En enero de 2025 el gobierno implementó la desregulación del mercado de GLP. Para ello, eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de gas licuado de petróleo por empresa y al mismo tiempo, los precios de referencia para venta al consumidor. En la práctica esto se tradujo en un aumento significativo del costo de la garrafa, que impacta directamente en buena parte de los sectores de menores ingresos que se abastecen de gas únicamente de ese modo.
«El aumento del consumo en invierno se explica en buena medida a través de la demanda residencial. En menor medida, por las usinas mientras que la industria mantiene un consumo relativamente estable a lo largo del año», explicó Arceo.
«En un mecanismo de mercado se esperaría que el segmento residencial absorbiera el sobrecosto de invierno porque es el que aumenta la demanda. Sin embargo, el gobierno lo que hizo fue trasladar ese sobrecosto al segmento industrial y de usinas, protegiendo tarifas residenciales», continuó.
Y aquí es dónde se produce la paradoja. Arceo explicó que mientas esto ocurre, la desregulación del mercado de GLP se tradujo en el incremento del costo de la garrafaque consume gran parte de los sectores de menores ingresos. «Entonces, para algunos hay mercado y para parte de los que no hay mercado son justamente los sectores de altos ingresos de la Argentina», agregó Arceo.
«El 45% de la población usa garrafas. Involucra el polo urbano, Mesopotamia, Patagonia, Tierra del Fuego. Es crítico. Para muchos de ellos, es su medio de calefacción único. Ahí lo que tenés es que liberaste los precios de toda la cadena de importación y exportación y a la vez el subsidio está fijo, frenado desde mediados de 2023 cuando el precio se cuadruplicó», sostuvo por su parte Juan José Carbajales.
«El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reglamentó una garrafa en verano y dos en invierno de eso, el 50%. Pero al mismo tiempo, sacó dos criterios que estaban antes que eran: cantidad de usuarios por familia ni tuvo en cuenta el tema geográfico. Entonces, te queda una garrafa en invierno. ¿Cuál va a ser el efecto de eso? No van a ser las familias las que paguen esto: van a ser las provincias. Las provincias están haciendo la segmentación que no hicieron antes», agregó.
«Creo que hay que rescatar el hecho de que quieren alinear precios«, sostuvo por su parte Pérego, ex Subsecretario de Integración de Políticas Productivas durante la gestión de Cambiemos. «Ahora, al final del día, todos los gobiernos en Argentina eligieron la parte residencial como el eje. Y eso es voto. Entonces, de alguna manera, siempre se repite esta condición. Y como se venía con una escalada en la inflación, tiene al menos lógica política la decisión adoptada, más teniendo el escenario global que tenemos», explicó.
Las disparidades de la política tarifaria de gas
El Gobierno decidió evitar que las tarifas de gas residencial sufrieran el impacto del mercado internacional de petróleo.
El escenario actual –inminencia del invierno, suba de precios internacionales del petróleo por el conflicto bélico en Medio Oriente, depreciación del subsidio– se suma al impacto de la Ley de Zona Fría (N° 27.637) que establece descuentos de hasta el 50% para los hogares en áreas de bajas temperaturas del país en sus tarifas de gas natural. La normativa, que estará en vigencia hasta 2031, encuentra en la práctica asimetrías marcadas.
«En este momento, la Ley de zona fría permite que en la zona patagónica, por ejemplo, una estancia de altos ingresos pague el gas a un 50%», ejemplicó Arceo.
Para Juan José Carbajales la complejidad del escenario se explica por la falta de una toma de postura clara de parte del Gobierno en materia de tarifas. «Hay una decisión de fondo del gobierno que viene de la Ley de Bases –Ley 27.742-. Acá hay un trade off entre dogmatismo y pragmatismo», indicó.
«Si el Gobierno hubiera sido consistente con la ley de Bases tendría que haber ido a fondo en uno de los dos sentidos o en los dos: esto pasa a los privados, corro al estado y traspaso los precios internacionales a las tarifas», agregó Carbajales.
La decisión gubernamental fue evitar el traslado del costo del petróleo a las tarifas seguramente impulsado por el objetivo de evitar su impacto en el número de inflación que lejos estuvo de sus espectativas originales. Esto se evidenció en la decisión del gobierno de no avanzar con el agregador privado para que sean las industrias las que cubran el costo del gas importado y reducir al máximo los montos de los subsidios que paga el Estado.
Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del país.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, anunció la firma de un acuerdo con la petrolera de capitales nacionales Pluspetrol para la adquisición de su participación del 57% en el bloque El Corcobo, que incluye cuatro áreas convencionales ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa.
El bloque totaliza un volumen de producción de alrededor de 18.000 barriles diarios de petróleo por día (kbbl/día). Una vez completada la transacción, Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del sector en el país, según afirmó la compañía del grupo Pérez Companc en un comunicado.
En los hechos, Pecom, en conjunto con su subsidiaria relacionada San Benito Upstream, adquirió las concesiones de explotación de hidrocarburos a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, que conforman El Corcobo.
Pecom ya había adquirido en febrero el histórico yacimiento convencional Manantiales Behr en Chubut, donde sumó a su operación 25.000 barriles diarios de producción de petróleo pesado en el país.
Por su parte, Pluspetrol confirmó el acuerdo de la venta del 100% de su participación en las cuatro áreas convencionalesa través de un hecho relevante publicado este jueves ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Bloque de áreas convencionales
El Bloque El Corcobo está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), “un campo en el que Pecom cuenta con amplia experiencia técnica y operativa”, afirma el comunicado de la petrolera grupo Pérez Companc. “Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos”, agrega el comunicado.
Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló que “estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a Pecom entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.
La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de Pecom en el segmento upstream en el país, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.
“Informe todos los gastos efectuados con las tarjetas corporativas de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) Detalle destino de las erogaciones efectuadas y el valor de cada una”. La solicitud fue enviada al jefe de Gabinete, Manuel Adorni, por los legisladores de Unión por la Patria como parte de las preguntas previas a su exposición del miércoles. El funcionario podría haber eludido la respuesta, pero decidió adjuntar a su informe de gestión un documento de 58 páginas con todo el detalle de los gastos realizados con las tarjetas corporativas de la compañía estatal entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, algo que no suele ser habitual en estos casos.
Pregunta incluida en el informe de gestión presentado el miércoles.
Lo que hizo Adorni fue replicar la contestación que había realizado el Ministerio de Economía hace pocas semanas como parte de un pedido de acceso a la información pública sobre el mismo tema. El período detallado no es casual. Coincide prácticamente con los meses en los que Demian Reidel estuvo al frente de Nucleoeléctrica antes de ser despedido el pasado 9 de febrero.
La salida del físico experto en finanzas –con quien el presidente Javier Milei dijo en mayo de 2024 que iba a escribir un libro que podía llegar a posicionarlos para la obtención del premio Nobel de Economía– estuvo marcada por denuncias sobre supuesta corrupción y malversación de fondos públicos. Por eso los legisladores preguntaron puntualmente sobre el uso de las tarjetas corporativas de NA-SA, la firma encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país.
El documento que adjuntó la Jefatura de Gabinete no permite conocer puntualmente los gastos que hizo Reidel con la tarjeta de NA-SA porque si bien se detallan todos los consumos realizados por los funcionarios de la empresa, no se identifica qué compró cada uno. Además, fuentes cercanas a NA-SA aseguraron que el informe incluye datos de 103 tarjetas de 11 directivos –entre directores y gerente general- y 92 técnicos.
Otra dificultad estaba dada por el formato en que se presentó la información. No se facilitó un Excel, sino un PDF donde los datos aparecen en un orden aleatorio y en formato imagen, lo que impide copiarlos o editarlos. A través del programa Gemini de inteligencia artificial, EconoJournal transformó ese archivo en un documento de Excel para poder ofrecer cifras agregadas e identificar algunas tendencias en el patrón de esos consumos.
El informe incluye en total 3861 consumos por un monto global de 443.229.614 pesos. Al tipo de cambio actual, de 1415 pesos, que no es el mismo de cuando se realizaron muchos de esos gastos, la cifra equivale a unos 313 mil dólares, gastados a lo largo de 11 meses y 12 días.
Adorni puso a Reidel de nuevo en escena.
El detalle de los gastos
Las erogaciones más significativas corresponden a gastos en hoteles de 5 estrellas de máximo nivel como Ritz-Carlton Georgetown, The St. Regis Singapore, W South Beach de Miami, InterContinental San Francisco, SO/ Vienna y Meliá Vienna. Todas esas son cadenas y marcas de primer nivel que operan bajo estándares internacionales de alta gama, como los utilizados por guías especializadas como Forbes Travel Guide. Por lo tanto, podría suponerse que allí se hospedaron directores de NA-SA y no los técnicos, aunque la información no lo aclara. El listado también incluye gastos en otros hoteles 5 estrellas que se ubican un escalón por debajo, como The Westin, Embassy Suites, Grand Mercure Rio Copacabana y Loews Hotels. Además, hay numerosos gastos en restaurantes, cafeterías, supermercados y servicios de transporte, ya sea alquiler de auto, Uber e incluso Metro.
El directorio de Nucleoeléctrica comandado por Reidel en abril de 2025.
Entre las erogaciones también se pueden ver conceptos específicos referidos a la actividad nuclear, vinculados con instituciones del sector como World Nuclear Association, Zachry Nuclear Engineering, Nuclear Energy Institute, Canadian Nuclear Association y la Asociación Brasileña para el Desarrollo de las Actividades Nucleares.
En enero y febrero aparecen también numerosos gastos en la ciudad costera de Angra dos Reis, cercana a Río de Janeiro, pero desde Nucleoeléctrica se encargaron de aclarar que eso se debe a que un grupo de unos veinte técnicos viajaron allí para colaborar con la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, conocida como Central nuclear de Angra, que se encuentra en la playa de Itaorna.
En los resúmenes de las tarjetas corporativas sobresalen también gastos menores en tiendas de ropa como Adidas, Reebok, El Corte Inglés, la cadena de descuentos Primark e incluso entradas al Park Guell y Castell de Montjuic en la ciudad de Barcelona, pero lo más llamativo son los gastos en locales duty free, en su mayoría ubicados en los aeropuertos.
Los gastos en locales duty free
EconoJournal relevó 46 operaciones en locales duty free por 7,8 millones de pesos a lo largo de todo el período informado. Como los empleados de NASA disponen un monto diario de viáticos por día, se supone que cada uno gasta ese dinero como prefiere, pero hay un dato que llama la atención.
De las 46 compras realizadas en esos locales, 34 de ellas –el 74%- fueron en un lapso de apenas 25 días, entre el 18 de enero y el 11 de febrero de 2026. Es más, el sábado 7 de febrero, dos días antes de que el gobierno despidiera a Demian Reidel de Nucleoeléctrica, figuran once compras en comercios duty free por un monto total de 1493 dólares. El domingo 8 hay una operación más por 65,8 dólares, mientras que el miércoles 11 de febrero, dos días después del despido de Reidel, hubo otras siete compras por 1751 dólares.
De hecho, ese 11 de febrero se realizaron las tres compras más onerosas realizadas en locales duty free durante todo el período analizado: una por 586,3 dólares, otra por 382 dólares y la tercera por 349,5 dólares. Por lo tanto, de los 7,8 millones gastados en locales duty free entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, 4,7 millones –el 60%- corresponden a gastos realizados en la misma semana en la que echaron a Reidel. No está claro quien realizó esos gastos porque en la información que proporcionó el gobierno al Congreso no se identifica a ningún empleado de Nucleoeléctrica.
Adelantos de efectivo
Al observar las operaciones con las tarjetas corporativas, también sobresale la cantidad de adelantos en efectivo que realizan sus titulares. En el período analizado hay 502 operaciones de adelantos por 60,3 millones de pesos. Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica señalaron a EconoJournal que cuando los trabajadores viajan disponen de una tarjeta corporativa para realizar sus gastos, pero si prefieren disponer de efectivo pueden hacer retiros. De hecho, muchas de esas extracciones son en dólares en el exterior, pero luego el banco las convierte a pesos.
Al igual que en el caso de los gastos en los locales duty free, lo que se puede observar es una aceleración de retiros de efectivos hacia el final de la gestión de Reidel. Entre el 1 de marzo y el 31 de diciembre de 2025 hay 196 retiros por 35,5 millones de pesos y en los 43 días de 2026 relevados los retiros suman 306 retiros por un total de 24,7 millones de pesos.
La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham Argentina) y la U.S. Chamber of Commerce firmaron este jueves un documento para consolidar una agenda de cooperación en minerales críticos. El vicepresidente senior para las Americas de la Chamber of Commerce, Neil Herrington, consideró que los proyectos mineros en la Argentina deberían recibir apoyo financiero y económico federal estadounidense.
La declaración conjunta firmada por la Cámara de Comercio estadounidense y su representación en la Argentina busca traducir en acción el acuerdo bilateral sobre minerales críticos rubricado por los gobiernos de la Argentina y EE.UU. en febrero de este año, para avanzar en inversión concreta, alianzas tecnológicas y desarrollo productivo.
El objetivo es avanzar hacia un modelo de articulación público- privada que permita transformar el potencial de la Argentina en realidad a través de cuatro línea de trabajo: el financiamiento de proyectos, el desarrollo de infraestructura, la transferencia tecnológica y el agregado de valor en origen.
El CEO de AmCham Argentina, Alejandro Díaz,
Del evento también participaron la presidente de AmCham Argentina, Mariana Schoua, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Nación, y Fernando Brun, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero.
Respaldo al financiamiento de EE.UU. para proyectos de minerales críticos en Argentina
El gobierno de los EE.UU. destinará fondos federales para acelerar el financiamiento de proyectos mineros prioritarios en países aliados, con hasta US$ 100.000 millones comprometidos. La Corporación Financiera de Desarrollo (DFC) y el EximBank oficiarán como vehículos para el financiamiento.
El financiamiento será para proyectos en países que acuerden participar en la zona comercial preferencial para minerales críticos y tierras raras impulsada por EE.UU. La administración de Donald Trump esta evaluando y conversando con otros gobiernos distintos instrumentos para dar garantías a las inversiones dentro de esa área comercial internacional, como el establecimiento de precios mínimos.
Herrington
«Argentina se ha convertido en un aliado muy importante y debe recibir tratamiento preferencial«, dijo el representante de la Cámara en rueda de prensa ante una consulta de EconoJournal.
instrumentos como DFC y EXIM —con hasta US$100 mil millones comprometidos para cadenas de suministro aliadas—, posicionando a la Argentina como un beneficiario estratégico y promoviendo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para atraer inversión estadounidense. Además, se busca impulsar el desarrollo de capacidades locales de procesamiento, especialmente en litio y cobre, a través de transferencia tecnológica y alianzas industriales, junto con la mejora de la infraestructura mediante esquemas público-privados.
El análisis de CIPE, Fundación Libertad e Invecq subraya la necesidad de modernizar el control fiscal para capturar de forma adecuada la renta minera del litio.
El Center for International Private Enterprise (CIPE) junto a la Fundación Libertad y la consultora Invecq analizaron las oportunidades y obstáculos que enfrenta la minería de litio en la Argentina, un recurso que representa el 21% de las reservas mundiales. El informe advierte que su participación en la producción global aún es limitada: actualmente representa el 5,2% del mercado, posicionándose como el cuarto productor, detrás de Australia, Chile y China.
El diagnóstico técnico señala que el aprovechamiento de este potencial geológico depende de una modernización fiscal que establezca precios de transferencia específicos contra la subfacturación, junto al fortalecimiento de la Mesa del Litio para armonizar criterios entre Nación y provincias, para reducir la fragmentación normativa.
También contempla la adhesión a los estándares internacionales de transparencia de la EITI, el impulso de programas de formación técnica para integrar el empleo local y la priorización de corredores logísticos en el NOA bajo esquemas de inversión público-privada que mejoren la competitividad operativa del sector.
Zona gris en la regulación
El documento señala una carencia fundamental al indicar que «el sector del litio opera bajo las leyes mineras generales, lo que deja una ‘zona gris’ legal respecto a regulaciones específicas que podrían fomentar inversiones de mayor valor agregado». Esta falta de especificidad técnica en la legislación vigente impide que se desarrollen mecanismos de control más precisos para un mineral con dinámicas de mercado muy distintas a la minería tradicional.
La fragmentación administrativa entre las jurisdicciones locales y el Gobierno nacional aparece como uno de los principales frenos a la competitividad. El análisis destaca que «la falta de criterios uniformes entre las provincias y la Nación en temas de regalías, fideicomisos y participación estatal genera incertidumbre y puede actuar como una barrera para la llegada de inversiones de largo plazo», un factor que eleva el riesgo percibido por los operadores internacionales.
En cuanto a la fiscalización de las rentas, el informe pone el foco en las vulnerabilidades del sistema de exportaciones. Textualmente, advierte sobre las «deficiencias en el régimen de precios de transferencia y el control de las exportaciones, lo que facilita maniobras de subfacturación». Esta situación no solo erosiona la recaudación fiscal, sino que también afecta la transparencia y la reputación del sector ante los organismos de crédito y los mercados externos.
La consolidación de proyectos en la Puna demanda una mejora urgente en la logística regional. El déficit en transporte y energía eleva los costos operativos y la viabilidad económica.
El informe fue elaborado de manera conjunta por el Centro Internacional para la Empresa Privada (CIPE por su sigla en inglés), una organización afiliada a la Cámara de Comercio de los Estados Unidos que promueve la transparencia y la gobernanza en más de 100 países; la Fundación Libertad, un centro de pensamiento con sede en Rosario que trabaja desde hace 38 años en la difusión de políticas de desarrollo institucional y económico en la región; y la consultora Invecq, especializada en análisis macroeconómico y estrategia de negocios.
Los grises legales y la infraetructura como limitantes
Javier Bongiovanni, Economista Senior de Fundación Libertad, afirmó sobre el trabajo que «no basta con tener una de las mayores reservas de la región; el éxito del litio depende de la capacidad para ser un socio confiable en el mundo. El informe demuestra que la transparencia y la coordinación entre Nación y provincias son las únicas herramientas capaces de atraer inversiones de alto valor que generen empleo calificado y transferencia tecnológica.»
El concepto de calidad del capital resulta central en este diagnóstico técnico. El trabajo diferencia las corrientes de inversión y subraya que «el capital constructivo busca valor a largo plazo y sostenibilidad, mientras que el capital corrosivo aprovecha los vacíos legales para obtener beneficios rápidos». La consolidación de reglas claras aparece, entonces, como el único filtro eficiente para evitar la degradación del entorno de negocios minero.
La infraestructura logística en la región del NOA representa otro condicionante crítico para el escalamiento de la producción. Según el relevamiento, «el déficit de infraestructura en transporte y energía en las zonas de salares encarece los costos operativos», limitando la viabilidad económica de yacimientos que, aun siendo técnicamente aptos, quedan marginados por la falta de conectividad ferroviaria o acceso a redes eléctricas de alta tensión.
Respecto a la transparencia internacional, la Argentina muestra avances pero aún restan pasos formales por completar. El informe recomienda enfáticamente «avanzar en la adhesión plena a la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI)», como un mecanismo para estandarizar el reporte de pagos y beneficios, alineando la producción local con las exigencias de los mercados de la Unión Europea y los Estados Unidos.
La Mesa del Litio, integrada por Jujuy, Salta y Catamarca, es evaluada como una herramienta de coordinación con potencial, aunque todavía insuficiente. El texto señala la necesidad de «fortalecer institucionalmente la Mesa del Litio para coordinar políticas productivas y sociales», buscando que las decisiones de las provincias no colisionen con la estrategia de inserción internacional que diseña la Cancillería y la Secretaría de Minería.
Empleo de calidad, sostenibilidad y financiamiento público-privado
Dana Barringer, de CIPE, destacó que «a diferencia de los capitales corrosivos, que buscan rentabilidad a corto plazo y benefician al país inversor, el capital constructivo contribuye al desarrollo económico del país receptor en el largo plazo”. Esto se refleja en «la generación de empleo de calidad, la operación bajo modelos en los que priman la transparencia y la rendición de cuentas, la transferencia de conocimiento y tecnología, y el pago adecuado de impuestos y regalías, entre otros beneficios.»
El acceso a los mercados de Europa y Estados Unidos demanda certificaciones de sostenibilidad y trazabilidad, para lo cual se recomienda la adhesión plena a la iniciativa EITI.
En el plano de los recursos humanos, el diagnóstico identifica una brecha entre la demanda industrial y la oferta educativa en las provincias mineras. El trabajo afirma que existe un «déficit de perfiles calificados para cubrir oficios críticos en las plantas de procesamiento», lo que obliga a las empresas a incurrir en costos adicionales de capacitación o a buscar personal fuera de las comunidades de influencia directa del proyecto.
La sostenibilidad social y el vínculo con las comunidades locales también forman parte de la ecuación de riesgo. El documento sostiene que se requiere «formalizar criterios mínimos para la participación estatal provincial en los proyectos», de modo que el beneficio para los erarios públicos locales sea previsible y no dependa de negociaciones puntuales que puedan interpretarse como discrecionales por parte del inversor.
Para mitigar el déficit de inversión pública, el informe propone el uso de nuevos instrumentos financieros. Sugiere, por ejemplo, «financiar infraestructura estratégica mediante esquemas de inversión público-privada (PPP)», permitiendo que las operadoras mineras adelanten capital para obras de conectividad que luego resulten compensadas mediante créditos fiscales o cánones, optimizando los tiempos de construcción de los proyectos.
Hacia adelante, el éxito de la Argentina en el mercado del litio dependerá de su capacidad para ofrecer un entorno previsible. Como conclusión, el informe recalca que «la transparencia y la estabilidad de las reglas de juego son los principales atractivos para la inversión responsable», marcando que el país tiene ante sí el desafío de transformar su riqueza geológica en un motor de desarrollo económico genuino y trazable.
Miguel Galuccio presentó los resultados del primer trimestre de Vista y anunció que apelará al RIGI para adelantar inversiones.
Vista Energy anunció este jueves que aplicará al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con dos de sus activos estratégicos en Vaca Muerta. El anuncio fue realizado por su presidente y CEO, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados del primer trimestre, en la cual destacó que la documentación para los bloques Águila Mora y Bandurria Norte se presentará formalmente hacia el final del segundo trimestre.
Esta decisión busca traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según explicó Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.
El panorama inversor para la empresa se completa con la expectativa sobre el bloque Bajo del Toro. Galuccio mencionó que, tras cerrar la operación con Equinor, evaluarán si dicha área también califica para el RIGI, aunque aclaró que la solicitud debería ser canalizada a través de YPF, operador del bloque.
La operadora revisó al alza sus metas operativas para el cierre de 2026. Gracias a una productividad por pozo superior a la esperada y un escenario de precios internacionales al alza, Vista elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste implica sumar más de un millón de barriles adicionales en el año, con un claro destino al mercado exportador.
Los números del primer trimestre
Los números que respaldan este escenario son parte del balance del periodo, donde la compañía alcanzó una producción total de 134.741 boe/d, lo que representa un salto interanual del 67%. Este crecimiento se explica por la exitosa integración del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y por una agresiva campaña de perforación que mantiene un ritmo constante en sus áreas operadas.
En términos financieros, los ingresos de la firma treparon a US$ 694,3 millones, marcando un incremento del 58% respecto al mismo período del año anterior. El EBITDA ajustado, por su parte, se situó en US$ 450,8 millones, con un margen del 65%. Estos resultados demuestran la capacidad de la operadora para compensar las fluctuaciones de precios mediante eficiencia operativa y una estructura de costos ajustada.
El costo de extracción (lifting cost) se redujo a US$ 4,3 por barril, un 8% menos que el año previo, mientras que los gastos comerciales registraron un ahorro del 41%. Estas métricas reflejan la madurez en la operación de sus principales yacimientos y la optimización de la infraestructura logística necesaria para evacuar el crudo desde la Cuenca Neuquina.
El perfil exportador de la compañía también se consolidó, con ventas externas que representaron el 64% de los ingresos totales, sumando US$ 431 millones. Este flujo de divisas se sostiene sobre una inversión de US$ 391,2 millones ejecutada en el trimestre, la cual se destinó a la perforación de 19 pozos y la conexión de 23 nuevas unidades, además de obras clave para el soporte de las operaciones en campo.
Camuzzi Gas Inversora S.A. y Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para el desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una potencial participación accionaria en LNG del Plata, proyecto actualmente controlado 100% por Camuzzi.
LNG del Plata está estratégicamente ubicado en el Puerto de La Plata, provincia de Buenos Aires, y cuenta con acceso a la infraestructura de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. El proyecto tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un proveedor competitivo y confiable de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales, apalancando sus abundantes recursos gasíferos. Se prevé que, una vez operativo, alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).
En el marco del MoU, Vitol podrá adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto, mediante un acuerdo de offtake de largo plazo. Asimismo, evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi.
“Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”, señaló Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.
Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, afirmó: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable para nuestros clientes. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico”.
El desarrollo del proyecto se encuentra sujeto al cumplimiento de diversas condiciones, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.
Dow (NYSE: DOW) anunció el nombramiento de Luciano Oostdijk como director de operaciones del complejo industrial de Bahía Blanca, el mayor complejo petroquímico de la compañía en América Latina. En su nueva función, Oostdijk tendrá como objetivo continuar garantizando operaciones seguras, confiables y eficientes, asegurando la competitividad del complejo en un contexto clave para la industria.
Con más de 20 años de experiencia, Oostdijk ingresó a Dow en 2005 y ocupó posiciones de liderazgo en Argentina y Brasil. Es ingeniero mecánico industrial egresado de la Universidad Nacional del Sur, donde también se desempeñó como docente durante más de una década. Además, mantiene un fuerte vínculo con la comunidad de Ingeniero White, acompañando iniciativas locales y proyectos de fortalecimiento institucional junto a actores clave de la ciudad.
“Liderar la operación de Dow más grande de América Latina en esta etapa es para mí un enorme orgullo y una gran responsabilidad. Asumo este rol junto a un equipo altamente comprometido, en una planta que cumple un papel estratégico tanto para Dow como para la industria en general”, señaló Oostdijk.
El complejo de Dow en Bahía Blanca está compuesto por plantas de etileno y polietileno, y sostiene una cadena de valor integrada con más del 90% de proveedores locales, generando más de 1.200 empleos directos e indirectos. Su operación tiene un fuerte impacto en la actividad industrial y logística de la región.
Oostdijk sucede a Paula Woolbert, quien asumirá la dirección del complejo industrial de Seadrift (Estados Unidos), uno de los activos estratégicos de Dow a nivel global. Este nombramiento se enmarca en la estrategia de la compañía de fortalecer sus operaciones clave, potenciar el talento local y consolidar su presencia industrial de largo plazo en Argentina.
La UTE Victor Contreras – SICIM realizó la mejor oferta y resultó adjudicatario en la licitación convocada por San Matías Pipeline para la construcción del gasoducto dedicado que transportará gas producido en Vaca Muerta (NQN) hasta la costa atlántica de Río Negro para su conversión en Gas Natural Licuado y exportación a terceros mercados. El tendido del ducto arrancará a mitad de este año.
Asimismo, San Matías Pipeline recibió la mejor oferta para la instalación de una planta compresora relacionada con el mismo proyecto por parte de la compañía Oilfield Production Services (OPS).
Las empresas que participaron de la licitación para la construcción del gasoducto dedicado fueron Victor Contreras – SICIM; Techint – SACDE; Contreras – Bonatti – Pumpco; OPS; y BTU.
La obra del tendido de los tres tramos del ducto fue adjudicada a la UTE Victor Contreras – SICIM, presentó una oferta de U$S 530 millones y las mejores condiciones de los cinco oferentes. En segundo lugar se ubicó la propuesta económica de la UTE Techint-Sacde.
El ganador “ofreció una mayor flexibilidad en el pago al no solicitar anticipo, aseguró que la obra cumplirá con el uso para el cual fue diseñada (“fit for purpose”) y ofreció una mejor garantía de reaseguro de cumplimiento de contrato, puntos clave en un proyecto de esta escala en la que la estructura de costos es muy ajustada”, indicaron fuentes empresarias.
Para la construcción de la planta compresora participaron las empresas: OPS, SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La obra fue adjudicada a la neuquina OPS, cuya oferta fue la más competitiva, de U$S 95 millones, presentando las mejores condiciones en términos de garantías y forma de pago.
San Matías Pipeline está conformada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, es decir las mismas empresas asociadas en Souther Energy, la impulsora del proyecto.
La decisión de adjudicación de ambas obras fue por unanimidad y los contratos ya fueron firmados.
“La licitación se realizó a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y la trazabilidad del proceso, asegurando que las etapas de evaluación técnica, económica y financiera representen el mejor interés para el proyecto. La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público”, destacaron las fuentes empresarias.
En el proceso licitatorio se establecieron cuatro renglones. Los primeros tres corresponden a la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y de 36 pulgadas de diámetro para el transporte de gas natural desde Tratayén, Neuquén, hasta el Golfo San Matías, Río Negro, con una capacidad de transporte de 27 MMm3/día.
El cuarto renglón corresponde a la construcción de la planta compresora intermedia que será instalada en el kilómetro 80 de la traza, en Río Negro, de 46.000 HP de potencia.
El inicio de la construcción del gasoducto esta prevista para mitad de año y su finalización se proyecta para el segundo semestre de 2028, fecha para cuando está prevista la llegada a´puerto del segundo barco procesador de GNL, denominado MK2.
Desde la primavera de 2027 el primer barco procesador, Hilli Episeyo, comenzará a procesar gas natural transportado por el Gasoducto San Martín desde Tierra del Fuego. Southern Energy iniciará sus exportaciones, y tiene ya un contrato de abastecimiento firmado con la europea SEFE, por 2 millones de toneladas anuales de GNL.
El gobierno nacional decidió aplicar un aumento de 0,5 % en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Impuesto al Dióxido de Carborno (CO2) a partir del 1 de mayo, en tanto que resolvió diferir parcialmente, al menos hasta junio próximo, “los incrementos impositivos remanentes derivados de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”.
La decisión impositiva fue adoptada a través del decreto 302/2026, ya oficializado, procurando no seguir perdiendo ingresos por estos gravámenes en un momento de merma general de la recaudación fiscal. Pero a su vez, explicó el nuevo diferimiento parcial de ajustes pendientes en estos impuestos “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”.
Así las cosas, el decreto 302/2026 estableció para el ICL un incremento de monto fijo de $ 10,398 para el litro de nafta sin plomo hasta 92 RON (Súper), nafta sin plomo de más de 92 RON (Premium), y nafta virgen. Sobre estos mismo productos se aplica un aumento del Impuesto al Dióxido de Carbono de $ 0,637.
Para el gasoil se determinó un incremento de $ 9, 269 para el ICL, y de $ 1,056 para el Impuesto al Dióxido de Carbono.
A su vez, se determinó un incremento adicional de $ 5,019 para el gasoil en zonas geográficas del país con tratamiento diferencial. Se refiere al consumo en el área conformada por las Provincias del NEUQUÉN, de LA PAMPA, de RÍO NEGRO, del CHUBUT, de SANTA CRUZ, de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, el Partido de Patagones de la Provincia de BUENOS AIRES y el Departamento de Malargüe de la Provincia de MENDOZA.
Cabe referir que el ministerio de Economía había diferido el ajuste de éstos impuestos para el mes de abril en procura de una menor inflación, inducida entre otras cosas por el fuerte aumento de la cotización internacional del petróleo y del gas, precios que son tomados como referencia para el mercado interno de estos insumos energéticos.
Tal decisión vino a coincidir con el anuncio de YPF de posponer por 45 días nuevos incrementos de los precios de sus combustibles, criterio que también fue adoptado por otras importantes petroleras refinadoras y comercializadoras.
El período de vigencia de dicha decisión vence a mediados de mayo, y las empresas, empezando por YPF, de mayoría accionaria estatal y principal operadora del mercado local, esperan luego recuperar los ingresos postergados por dicha pausa.
En tanto, y en el contexto del conflicto bélico de Estados Unidos e Israel contra Irán, que afecta a Oriente Medio, el barril de crudo Brent ronda los U$S 119 dólares, y el GNL los U$S 19 el Millón de BTU.
La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.
La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.
Sin interés industrial
La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.
El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.
Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.
Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.
Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.
El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.
Tampoco respondieron las distribuidoras
La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.
En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.
El final de una campaña
Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.
Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.
El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.
El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria
Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.
En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.
Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.
La transición hacia un nuevo mercado
El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.
Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.
La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.
Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.
Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.
Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.
Los precios del gas local
En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.
Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.
La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.
La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.
A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.
Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.
La UTE conformada por SICIM y Víctor Contreras integró las garantías financieras requeridas y quedó al frente del proceso para ejecutar la obra civil del gasoducto que conectará Vaca Muerta con la planta de licuefacción prevista en el Golfo San Matías.
La oferta obtuvo el mejor puntaje técnico‑económico y desplazó a los otros consorcios participantes. La obra supera los USD 500 millones y constituye el componente central del proyecto.
El comité evaluador confirmó que la UTE cumplió con los requisitos de solvencia y presentó los avales bancarios correspondientes. La provisión de caños ya fue adjudicada a Welspun por unos USD 200 millones, lo que completa la estructura principal del CAPEX.
La combinación de obra civil y suministro de cañerías define el núcleo operativo del gasoducto.
La competencia incluyó a Techint–SACDE y a Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos. La oferta de SICIM–Víctor Contreras se posicionó por encima de ambas y avanzó hacia la adjudicación. El resultado ordena la competencia en un segmento donde la capacidad técnica, la solvencia financiera y la experiencia en ductos de gran escala son determinantes.
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SICIM es un contratista EPC de origen italiano con más de seis décadas de actividad en gasoductos de gran diámetro y proyectos de exportación.
Opera en múltiples regiones y cuenta con certificaciones internacionales que respaldan su capacidad de ejecución y su solvencia. La empresa acumula más de 20.000 km de ductos construidos en Europa, África, Medio Oriente y América.
Víctor Contreras es una empresa argentina con más de cincuenta años de trayectoria en obras de transporte de gas, plantas compresoras y proyectos asociados a Vaca Muerta.
Posee parque de maquinaria propio, base operativa en Neuquén y experiencia directa en obras troncales para YPF, ENARSA, TGS y TGN. Su presencia aporta conocimiento territorial, logística instalada y capacidad de ejecución local.
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La UTE combina alcance global y experiencia local, un factor relevante para obras con plazos ajustados y exigencias operativas elevadas. La integración de garantías confirma la capacidad financiera del consorcio para asumir un contrato de esta escala.
El proyecto requiere que el gasoducto esté operativo antes de la llegada del segundo buque licuefactor, prevista para mediados de 2028. El primer buque está programado para septiembre de 2027.
La obra civil es el tramo crítico para cumplir el cronograma y habilitar la capacidad de exportación. La coordinación entre ingeniería, logística y financiamiento será determinante durante la ejecución.
La definición de la UTE que lidera la licitación establece el esquema operativo del proyecto y condiciona la planificación de la infraestructura asociada. La etapa final del proceso dependerá de la adjudicación formal y de la firma del contrato, que habilitarán el inicio del cronograma de obra.
La capacidad de ejecución y la gestión de riesgos serán claves para evaluar el desempeño del proyecto y su impacto en la salida exportadora de Vaca Muerta.
YPF sigue de cerca la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que establece un piso de USD 600 millones para proyectos de petróleo y gas. La compañía no figura en los proyectos aprobados hasta el momento, pero su CEO anticipó que la empresa trabaja en iniciativas que podrían encuadrarse en la ventana operativa prevista para mayo y junio.
El marco regulatorio vigente habilita inversiones de gran escala en energía, infraestructura y desarrollos orientados a exportación. En ese rango se encuentran proyectos como la planta de licuefacción de GNL, el gasoducto de alimentación y los desarrollos shale de alto volumen en Vaca Muerta, iniciativas que por su magnitud y orientación exportadora se ajustan a los parámetros del régimen.
El RIGI ofrece estabilidad fiscal, amortización acelerada e importaciones sin aranceles para proyectos de gran tamaño. Estos incentivos reducen el costo de capital y mejoran la competitividad de inversiones orientadas a mercados externos. La ventana mayo–junio coincide con la etapa de consolidación técnica y financiera de las iniciativas de mayor escala dentro del sector energético.
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La reorganización interna de YPF hacia una arquitectura exportadora integrada acompaña este proceso. La empresa articula upstream, midstream e infraestructura logística para sostener un esquema de producción y exportación continua, condición necesaria para inversiones multibillonarias y cronogramas de ejecución extendidos.
El movimiento impacta en toda la cadena de valor. Los proveedores de ingeniería, metalmecánica, construcción, caños, válvulas, compresión y servicios especializados se preparan para un ciclo de demanda asociado a obras de gran escala. La definición de los proyectos que ingresarán al régimen será determinante para el mapa operativo de 2026–2030.
La expectativa del sector se concentra en la actividad prevista para mayo y junio. La combinación de incentivos fiscales, escala exportadora y madurez técnica posiciona a YPF para avanzar en inversiones que pueden modificar la capacidad energética del país y ampliar la oferta para mercados internacionales.
La minería argentina entró en una etapa donde la infraestructura dejó de ser un componente accesorio y pasó a ser la variable que determina el ritmo de los proyectos.
Esta fue la conclusión dominante en la mesa minera de Expo EFI, donde los principales operadores del país —Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet/Eramine), Néstor Aris (AbraSilver), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources)— expusieron un diagnóstico común: la falta de rutas, trenes y redes de energía de escala ya condiciona la ejecución de inversiones y obliga a las empresas a asumir costos que, en otros países, recaen en la infraestructura pública.
El planteo fue directo: la Argentina está llegando tarde a la adecuación de su infraestructura frente a proyectos que avanzan con cronogramas exigentes. En cobre, la magnitud de Vicuña, Josemaría o Altar requiere energía firme, caminos aptos para equipos sobredimensionados y, en algunos casos, mineroductos hacia el Pacífico.
En litio, la logística química es el cuello de botella: Ortiz detalló que por cada tonelada de producto final se necesitan entre cuatro y cinco toneladas de insumos, lo que saturará las rutas del NOA si no se integran corredores ferroviarios y portuarios. En minería no metalífera, Soneyro expuso un déficit estructural: el transporte supera el valor del producto y limita el consumo interno de áridos, un insumo básico para cualquier obra.
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El impacto operativo es inmediato. La falta de infraestructura eleva el CAPEX por obras complementarias que deben financiar las propias empresas y aumenta el OPEX por logística extendida, demoras y restricciones de transporte.
Este diferencial de costos reduce competitividad frente a países con infraestructura consolidada y puede postergar decisiones de inversión en un contexto global donde la ventana para minerales críticos —litio y cobre— se concentra entre 2026 y 2030. La comparación presentada por Soneyro sintetiza la brecha: Australia y Estados Unidos superan los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes; Argentina no llega a cinco.
La discusión también incorporó la dimensión de “infraestructura del conocimiento”. Ramiro planteó que los proyectos automatizados requieren competencias técnicas que hoy no están disponibles en escala.
La propuesta de crear centros de capacitación regionales apunta a evitar que la minería dependa de mano de obra importada o de rotación permanente entre provincias, un fenómeno que ya se observa en los proyectos de altura. La falta de capacidades técnicas no es un problema abstracto: impacta en seguridad, productividad y continuidad operativa.
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Poodts, desde el cobre, fue explícito: sin trenes, la logística de largo plazo es inviable. La industria necesita definiciones sobre el Belgrano Cargas y el San Martín para planificar la movilización de volúmenes masivos. Ortiz, desde el litio, agregó que la infraestructura sigue siendo responsabilidad pública, pero que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es indispensable para que los privados puedan asumir parte del financiamiento.
Aris, desde el oro y la plata, describió un escenario donde el mantenimiento de caminos quedó desproporcionadamente en manos del sector privado, un esquema que no es sostenible cuando los proyectos pasan de exploración a producción.
Frente a este escenario, los expositores plantearon mecanismos de articulación público‑privada para adelantar obras a cambio de regalías o beneficios fiscales. No se trata de reemplazar al Estado, sino de evitar que la saturación logística frene inversiones en un momento donde la minería se convirtió en un vector de divisas y empleo.
La propuesta incluye corredores viales específicos para minería, nodos ferroviarios, ampliaciones de líneas de alta tensión, infraestructura portuaria para cargas especiales y centros de formación técnica.
La sostenibilidad del crecimiento minero dependerá de la capacidad de coordinar entre Nación y provincias la priorización de obras de alto impacto y de ejecutar soluciones en tiempo y forma. La infraestructura dejó de ser un soporte y pasó a ser la variable crítica del desarrollo. El sector ya lo advirtió en público, con nombres propios y diagnósticos precisos.
La respuesta institucional definirá si la Argentina captura o pierde la ventana de inversiones que se abre en los próximos años.
La reglamentación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) mediante el Decreto 242/2026 habilita un esquema fiscal orientado a proyectos productivos de escala media en sectores intensivos en capital.
La norma fija montos mínimos segmentados desde USD 150.000 para microempresas hasta USD 9 millones para medianas tramo 2, con beneficios de amortización acelerada en Ganancias y devolución anticipada del IVA a los tres períodos fiscales mensuales.
El régimen incluye bienes de capital, obras productivas, sistemas de riego, bienes de eficiencia energética, mallas antigranizo y semovientes de genética superior, y excluye activos financieros, bienes de cambio y automóviles.
El monto mínimo se computa en dólares según el tipo de cambio comprador del Banco Nación del día hábil anterior a la factura y puede integrarse con inversiones realizadas dentro de un plazo de dos años. Los bienes deben permanecer al menos dos años en el patrimonio y los beneficiarios deben contar con Certificado MiPyME vigente.
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El RIMI se convierte en una herramienta para empresas de servicios, logística, mantenimiento, metalmecánica y proveedores vinculados a energía, minería y agro, que requieren capitalización rápida para acompañar proyectos de mayor escala.
Su diseño replica mecanismos del RIGI pero adaptados a montos menores, lo que permite acelerar la renovación de equipos y mejorar el flujo de caja en cadenas donde la inversión inicial suele ser una barrera de entrada.
La oportunidad se concentra en territorios con demanda inmediata de capacidad instalada, como Vaca Muerta, la expansión de infraestructura energética y los nuevos desarrollos mineros.
La efectividad del régimen dependerá de la coordinación con provincias y municipios para evitar que tributos locales neutralicen los beneficios nacionales y de la capacidad administrativa para procesar solicitudes sin demoras.
La propuesta del ministro Federico Sturzenegger de utilizar barcazas para transportar arena desde Entre Ríos hacia Vaca Muerta por el río Negro generó la primera respuesta institucional desde la provincia.
El vicegobernador Pedro Pesatti señaló que “cuesta imaginar la viabilidad” del esquema y planteó que la alternativa realista para reducir costos logísticos es un ramal ferroviario entre San Antonio y el nodo Choele Choel–Darwin.
El planteo provincial se apoya en dos elementos técnicos: la distancia entre la desembocadura del río Negro y el puerto de San Antonio, y la falta de infraestructura fluvial para sostener un flujo continuo de barcazas con carga pesada.
La propuesta ferroviaria, en cambio, se enmarca en un corredor de 220 a 250 kilómetros que permitiría conectar la costa atlántica con el Alto Valle y, desde allí, con la traza existente hacia Vaca Muerta.
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El debate expone un punto estructural: la logística de arena sigue siendo uno de los componentes de mayor peso en el costo operativo de la fractura hidráulica. La discusión entre alternativas fluviales y ferroviarias se superpone con los modelos intermodales que el sector analiza para reducir tiempos, congestión vial y costos por tonelada transportada.
La reacción de Río Negro también incorpora un elemento regional. El ramal propuesto permitiría integrar cargas energéticas con la producción frutícola del Valle, ampliando la capacidad exportadora y mejorando la competitividad logística de la región.
La provincia busca posicionar esta opción como una solución de doble impacto: abastecimiento para Vaca Muerta y salida para economías regionales.
La iniciativa de Sturzenegger se inscribe en su agenda de desregulación y modernización logística, mientras que la respuesta provincial reintroduce la discusión sobre infraestructura ferroviaria como alternativa de escala. La definición del esquema final tendrá impacto directo en proveedores de transporte, ingeniería, servicios de movimiento de cargas y operadores intermodales que participan del abastecimiento de insumos críticos para Vaca Muerta.
El fallo del Juzgado de la Segunda Circunscripción Judicial de San Juan que dejó sin efecto la medida de la jueza riojana María Greta Decker marcó un punto de inflexión en el conflicto interprovincial por el proyecto Vicuña. La resolución restableció la operatividad plena del emprendimiento y estableció que ningún tercero —público o privado— puede interferir en las actividades, salvo las autoridades competentes de San Juan.
Con esta decisión, la provincia blindó el avance de un distrito minero que proyecta USD 18.000 millones en inversiones en la próxima década y que integra a BHP y Lundin Mining en una de las iniciativas de cobre más relevantes de Sudamérica.
El conflicto se había originado cuando la Justicia riojana ordenó la suspensión parcial de actividades y bloqueó el tránsito de maquinaria por el corredor Guandacol–Santa Elena–Zapallar–Las Cuevas–La Ciénaga, argumentando afectación territorial. La respuesta judicial sanjuanina reencuadró el caso en la Ley 18.004 y en la Constitución Nacional, que reconocen la jurisdicción provincial sobre los recursos del subsuelo.
El gobernador Marcelo Orrego fue explícito al fijar posición: “Los recursos que están en el subsuelo sanjuanino son de los sanjuaninos y los vamos a defender con la ley en la mano”. El mensaje buscó cerrar la discusión jurídica y evitar que el conflicto escale a un litigio prolongado que afecte la ingeniería del proyecto.
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Vicuña es un distrito de escala excepcional: integra los proyectos Josemaría, Filo del Sol y Los Helados, con cronograma de construcción previsto para 2027 y una vida útil que, en algunos casos, supera los 70 años. La ingeniería del complejo requiere energía firme, caminos de altura, campamentos permanentes y un esquema logístico que incluye la posibilidad de mineroductos hacia el Pacífico.
La validación judicial permite avanzar con la ingeniería de detalle y con la programación de obras tempranas, en un contexto donde la ventana global para el cobre se estrecha y la competencia con Chile y Perú se intensifica.
El fallo también tiene efectos políticos. San Juan buscó evitar que la medida riojana se convierta en un precedente que habilite intervenciones cruzadas entre provincias sobre proyectos de frontera. La resolución ordena el conflicto dentro del marco legal vigente y refuerza la autonomía provincial en materia de recursos naturales.
En paralelo, el Congreso comenzó a trabajar en iniciativas impulsadas por la diputada Nancy Picón y Carlos Jaime Quiroga para fortalecer el marco normativo y evitar futuros conflictos interjurisdiccionales. El objetivo es dotar de previsibilidad a proyectos estratégicos y reducir la exposición a litigios que puedan frenar inversiones de largo plazo.
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Desde el punto de vista económico, la continuidad de Vicuña implica sostener un flujo de inversiones que supera los USD 7.000 millones en su primera etapa y que moviliza picos de empleo superiores a los 10.000 trabajadores.
La demanda de proveedores locales, la ampliación de líneas eléctricas y las obras viales asociadas exceden la capacidad presupuestaria provincial, lo que reabre la discusión sobre esquemas de financiamiento mixto. El fallo despeja el proyecto, pero no resuelve los cuellos de botella logísticos que atraviesan toda la minería andina: energía, rutas, pasos fronterizos y capacidad portuaria.
La provincia llega a la Expo San Juan Minera —que se realizará del 6 al 8 de mayo— con un mensaje claro: el proyecto no está frenado, no enfrenta riesgo operativo y cuenta con respaldo judicial y político.
Para las empresas, la decisión reduce incertidumbre regulatoria y habilita la continuidad de inversiones en exploración avanzada. Para la provincia, ordena el conflicto con La Rioja y evita que la disputa territorial se convierta en un factor de riesgo para el mayor proyecto minero del país.
La minería argentina enfrenta un escenario donde institucionalidad, infraestructura y financiamiento deben avanzar en paralelo. La Justicia sanjuanina resolvió uno de esos frentes. Los otros —energía, logística y coordinación interprovincial— siguen abiertos y definirán la velocidad real del desarrollo.
La terminal de Puerto Rosales realizó por primera vez la carga simultánea de dos buques de gran porte con crudo Medanito proveniente de la Cuenca Neuquina. Las embarcaciones TP Promise y Monique Glory completaron despachos cercanos a las 190.000 toneladas con destino a Estados Unidos, principal comprador del crudo liviano argentino.
La operación utilizó dos posiciones de amarre en paralelo y redujo tiempos de espera, lo que permitió aumentar la rotación de buques y mejorar la eficiencia del sistema exportador.
La terminal, abastecida por el sistema de oleoductos de Oldelval, sostiene volúmenes mensuales superiores a las 380.000 toneladas y avanza con obras para incorporar una tercera posición de carga.
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El incremento de capacidad responde al crecimiento de la producción neuquina y a la necesidad de evitar cuellos de botella en la etapa de salida al mar, en un contexto de mayor participación del Medanito en la canasta exportadora.
La simultaneidad de cargas refuerza el rol de Rosales como nodo operativo del esquema logístico de Vaca Muerta y anticipa los requerimientos de infraestructura para la próxima etapa: terminales con mayor flexibilidad, tiempos de giro más cortos y capacidad para absorber picos de producción.
La expansión se integra a proyectos complementarios como la ampliación de Oldelval, el desarrollo de Punta Colorada y las iniciativas de terminales marítimas asociadas al VM Oil Sur.
El Gobierno de Chubut confirmó que Pecom ejecutará USD 190 millones en los próximos 18 meses como parte del traspaso del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos convencionales más relevantes del país.
La cifra forma parte del expediente oficial de transferencia desde YPF y se orienta a reactivar equipos, ampliar recuperación terciaria y sostener producción en campos maduros.
El plan operativo incluye la puesta en marcha de dos equipos de workover y un perforador que permanecían inactivos, junto con la incorporación de una segunda planta de polímeros en El Trébol, que ya inició la inyección para mejorar la recuperación terciaria.
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Desde la toma de control, la empresa registró un incremento inicial de 10–12% en la producción y proyecta alcanzar un 20% adicional en 2026, con el objetivo de duplicar la extracción en Campamento Central en el mediano plazo.
El ministro Federico Ponce enmarcó la inversión en un proceso de transición operativa tras la reducción de CAPEX de YPF en la cuenca, que pasó de USD 1.200 millones a USD 200 millones en la última década.
La provincia evalúa nuevas licitaciones para áreas marginales y analiza incentivos como la reducción de regalías y la eliminación de aranceles a insumos para recuperación terciaria.
La reactivación de equipos y la expansión del esquema de polímeros generan demanda inmediata para pymes locales de servicios, mantenimiento, transporte y logística.
El movimiento también se articula con la exploración no convencional que impulsa PAE en la cuenca, en un contexto de precios internacionales del crudo que, según Ponce, se mantendrán en niveles elevados durante los próximos meses.
Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación.
En Vaca Muerta, donde la aceleración de la actividad en no convencional redefine los estándares operativos, también cambia la lógica de contratación de servicios. Las operadoras demandan cada vez más eficiencia, coordinación y capacidad de respuesta, lo que empuja a los proveedores a ampliar su alcance. En ese escenario, la articulación entre Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi muestra cómo dos compañías pueden converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad.
Ambas firmas comparten una dirección estratégica común orientada a la prestación de soluciones completas. “Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, explica Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.
El cambio de enfoque fue progresivo. Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi, en tanto, construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación. La evolución de la demanda llevó a ampliar esas capacidades.
“El salto se dio cuando dejamos de decir ‘brindo un servicio’ para pasar a ‘te brindamos una solución’”, resume el ingeniero Juan Cruz López. Ese giro implicó no solo sumar nuevas unidades de negocio, sino también repensar la forma de operar.
“Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, sostiene Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.
Complementariedad operativa
En la práctica, la interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados.
“Las dos empresas tienen la misma idea: brindar un servicio de excelencia. Muchas veces el cliente, cuando le falla otro proveedor, sabe que puede confiar en nuestras soluciones”, señala López.
Uno de los desafíos iniciales fue integrar carteras de clientes que, en muchos casos, no coincidían. “No era automático. Los clientes de Brava y los de Peduzzi no se cruzaban. El trabajo fue justamente lograr esa integración y poder ofrecer soluciones más completas”, explica.
Hoy, ese proceso se traduce en la posibilidad de centralizar servicios. “La idea es que el cliente encuentre todo en un solo lugar, con una sola gestión y un único punto de contacto”, agrega.
La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta
Escala y adaptación al no convencional
El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta también obligó a adaptarse. “En los últimos dos años el negocio cambió mucho. Pasamos de tener una fuerte presencia en convencional a operar en un 90% en no convencional”, detalla López.
Esa transición requirió inversiones en equipamiento y en capital humano. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.
“Es un flujo de trabajo difícil de dimensionar. Necesitás un equipo de management y mandos medios que acompañe ese ritmo”, sostiene el ejecutivo.
En paralelo, se reforzó la estructura profesional. “Invertimos en tener los mejores camiones, la mejor maquinaria y un equipo con mucha experiencia. El nivel de respuesta que tenemos hoy es algo que incluso a nosotros nos sorprende”, afirma.
La operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.
Servicios especializados y nuevas demandas
La ampliación de servicios también incluyó la incorporación de soluciones más específicas que refuerzan la lógica de integración. Entre ellas, el control de sólidos y los servicios de hot oil, clave para operaciones de mantenimiento y optimización en los yacimientos.
“Son servicios muy específicos que forman parte de la estrategia de integración, porque nos permiten aportar valor concreto dentro de la operación”, explica López.
A esto se suma el desarrollo de soluciones vinculadas al GNC, en línea con una agenda cada vez más presente en la industria: la eficiencia energética y la reducción de emisiones. “Estamos trabajando en medición de huella de carbono y en el diseño de parques solares para compensarla. También incorporamos equipamiento que reduce la huella. Es un diferencial que cada vez más clientes empiezan a demandar”, afirma el directivo.
La incorporación de estas unidades no responde únicamente a diversificación, sino a una lógica de complementariedad. La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta.
Un diferencial local
En un contexto donde crece la presencia de empresas internacionales, el conocimiento del territorio aparece como una ventaja competitiva. “Ser una empresa con fuerte arraigo local nos da un diferencial. Conocemos Vaca Muerta, las localidades y cómo se opera en cada lugar”, asegura López.
Esa cercanía también se refleja en la relación con los clientes y en la capacidad de adaptación. “Somos muy dinámicos. Interpretamos rápido lo que necesita el cliente y nos reinventamos. Eso fue clave en nuestro crecimiento”, agrega.
Con la actividad en expansión y mayores exigencias operativas, la integración de servicios gana peso dentro del esquema productivo. En ese proceso, Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi avanzan en una lógica de complementariedad que busca responder a un mercado donde la eficiencia ya no depende solo de cada servicio, sino de cómo se articulan entre sí.
Una innovadora “máquina del tiempo computacional” que combina modelos predictivos con inteligencia artificial anticipa que para el año 2050 la energía eólica y la solar podrían representar aproximadamente el 26% y el 21% respectivamente de la generación eléctrica global. Este escenario contribuiría a mantener el calentamiento global por debajo de los 2 °C respecto a niveles preindustriales, aunque sin llegar al objetivo más ambicioso de 1,5 °C.
El estudio, liderado por Avi Jakhmola de la Universidad Tecnológica de Chalmers en Suecia y publicado en la revista Nature Energy, introduce un enfoque novedoso para proyectar la expansión de las energías renovables. A diferencia de los modelos tradicionales que parten de supuestos económicos o trayectorias ideales, este modelo llamado Prolong se fundamenta en el análisis empírico del crecimiento histórico de la energía eólica y solar en más de 200 países durante las últimas décadas.
Jessica Jewell, investigadora de Chalmers y coautora, explicó que “los modelos existentes son muy buenos para identificar qué se necesitaría para lograr los objetivos climáticos, pero no pueden decirnos qué desarrollos son los más probables”. Su modelo busca precisamente llenar esa laguna.
El análisis revela que el crecimiento de las energías renovables no es lineal ni constante, sino que se produce en ciclos: largos períodos de avance estable interrumpidos por “pulsos” de aceleración vinculados a cambios en políticas públicas, incentivos o inversiones en infraestructura. Jakhmola advirtió que “existe una brecha considerable entre los objetivos que suelen fijar los países y lo que finalmente ocurre en la realidad” y que ignorar este patrón puede llevar a evaluaciones erróneas sobre la velocidad de adopción tecnológica.
Para capturar esta dinámica, el equipo utilizó técnicas avanzadas de simulación, generando más de 13.000 escenarios posibles que combinan experiencias nacionales reales para proyectar la evolución global. Según la proyección central, la energía eólica terrestre alcanzaría un 13,4% de participación en la generación eléctrica global para 2030 y un 25,6% en 2050. La solar fotovoltaica llegaría al 12,3% en 2030 y al 20,8% en 2050.
Estos porcentajes superan las previsiones basadas en las políticas actuales, pero quedan por debajo de las trayectorias necesarias para cumplir con la meta de limitar el calentamiento a 1,5 °C, según el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC). En cuanto a los compromisos internacionales, la meta de la COP28 de triplicar la capacidad renovable global para 2030 se sitúa cerca del percentil 95 de las proyecciones, lo que indica que es posible, aunque sumamente desafiante.
Para lograrlo, el crecimiento de la energía eólica debería acelerarse entre 1,4 y 3 veces en las principales economías, mientras que la solar tendría que multiplicarse entre dos y cinco veces según la región. El modelo también indica que en el escenario base, alrededor del 75% del crecimiento eólico y más del 66% del solar entre 2023 y 2050 se concentrarían en Europa, Asia oriental y América del Norte.
Los escenarios compatibles con el objetivo de 1,5 °C demandarían una expansión anual sin precedentes, similar a iniciativas excepcionales como el plan REPowerEU en la Unión Europea o el reciente auge solar en China. Los autores destacan que el futuro de las renovables no solo depende de su competitividad económica, sino también de factores políticos, sociales e institucionales, como la disponibilidad de tierras, la aceptación local, la capacidad de las redes eléctricas y la estabilidad regulatoria.
Aunque el modelo no puede prever eventos disruptivos como crisis geopolíticas o cambios tecnológicos radicales, permite reducir la distancia entre los objetivos climáticos declarados y las trayectorias más plausibles basadas en la experiencia histórica. Jakhmola concluyó: “Cuando aplicamos el modelo a datos reales, podemos estimar cuál es el resultado más probable para el futuro, teniendo en cuenta todo lo observado hasta ahora y los escenarios virtuales analizados”.
El pasado jueves, a partir de denuncias anónimas, la Municipalidad de Comodoro Rivadavia, a través de la Subsecretaría de Ambiente, dependiente de la cartera de Ordenamiento Territorial, intervino ante un derrame detectado en cercanías del barrio Laprida. El incidente, localizado en la batería “Don Alberto”, fue inspeccionado tras la alerta por la presencia de fluidos a escasos 100 metros de la zona residencial, por lo que se dispusieron medidas inmediatas para resguardar la seguridad de los vecinos y prevenir daños en el suelo.
Al respecto, la subsecretaria de Ambiente, Jordana Mrla explicó que “el operativo inicial consistió en una inspección técnica exhaustiva para cuantificar la magnitud del daño, bajo los parámetros de la Ordenanza de incidentes ambientales. Durante este procedimiento, se detectó que el yacimiento se encuentra en un estado de abandono alarmante, con piletas API colmadas y sin personal operativo de la empresa, que se hiciera cargo de la contingencia”.
Ante esta situación de desatención por parte de la empresa Petrolera Patagonia, “el Municipio ha procedido a emitir las notificaciones legales pertinentes exigiendo una solución inmediata. Asimismo, se ha informado oficialmente a las autoridades provinciales sobre el estado de la instalación, dado que el derrame superó el perímetro de la batería y requiere una intervención técnica profunda que la operadora aún no ha iniciado”, explicó la funcionaria.
Al referirse específicamente al proceso de recuperación del área, Mrla detalló que “el accionar municipal no admite soluciones superficiales como el tapado de la zona. Por el contrario, la normativa exige un protocolo de saneamiento integral, que comienza con la succión de los fluidos estancados y continúa con la remoción del suelo contaminado. Este material debe ser sometido a un proceso de biorremediación mediante el armado de biopilas y muestreos constantes que certifiquen la descontaminación total antes de su disposición final”, cerró la subsecretaria.
Las empresas Chevron y Pampa Energía comprometieron fondos millonarios en dólares para sostener y ampliar el alcance de las becas en 2026. El Plan Provincial Redistribuir Oportunidades “Becas Dr. Gregorio Álvarez” continúa creciendo y fortalece su esquema de financiamiento con aportes clave del sector privado.
El gobernador Rolando Figueroa y la ministra de Educación, Soledad Martínez encabezaron el acto en la Casa de Neuquén en Buenos Aires, donde fueron convocados los CEO de Chevron, Ricardo Seeber y de Pampa Energía, Gustavo Mariani.
La compañía Chevron se suma por primera vez al plan de becas con un aporte de 250 mil dólares, mientras que Pampa Energía refuerza su compromiso con la educación neuquina con otro aporte de 550 mil dólares, para sumarse como aliados del programa.
Estos montos se suman a otras contribuciones ya oficializadas de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que comprometió 3.300 millones de pesos para 2026, destinados a garantizar la permanencia y el egreso educativo en toda la provincia. En tanto, el BPN es por segundo año consecutivo el principal aportante al programa con 4000 millones de pesos.
El acuerdo contó con la participación de autoridades provinciales y referentes del sector energético.
Pampa Energía, había comprometido previamente alrededor de 500 mil dólares para el plan, consolidándose como “aliado plata” del programa y ratificando su continuidad en 2026. En tanto, la empresa Chevron que mantiene fuerte presencia en Vaca Muerta continúa con su estrategia de inversión en educación, en línea con otras operadoras relevantes que participan del programa neuquino.
El plan de becas Gregorio Álvarez es considerado único en América Latina por su esquema mixto de financiamiento, que combina recursos públicos con aportes de empresas e instituciones. Actualmente, alcanza a más de 20 mil beneficiarios en distintos niveles educativos.
Durante la reunión, Martínez destacó la modalidad público-privado del financiamiento. Recordó además que “el programa de becas está monitoreado por BID, que también nos está acompañando en herramientas técnicas para la evaluación de los requisitos formales de los aspirantes”.
El objetivo central es promover la permanencia, la reinserción y el egreso educativo, además de fortalecer la formación técnica y profesional en la provincia, en línea con las demandas del desarrollo productivo.
En esa línea, el aporte del sector energético, Neuquén se consolida como un pilar clave para garantizar oportunidades educativas en todo el territorio.
El Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y otras empresas de distribución de gas natural de todo el país que se reflejarán en las boletas a partir de mayo. La medida llega en medio de recortes de suministro de GNC en estaciones de servicio por las bajas temperaturas.
La medida se implementó a través de la Resolución 463/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Marcelo Nachón.
La normativa establece nuevos cuadros tarifarios para Metrogas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), en línea con los criterios definidos por la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, en un contexto de emergencia energética vigente desde 2023.
En el caso de los usuarios residenciales sin subsidios, el cargo fijo mensual para la categoría más baja (R1) se ubica en $3976,22 en la Ciudad de Buenos Aires y en $4591,88 en la provincia. En los niveles de mayor consumo (R4), alcanza $94.995,74 en Capital Federal y $51.624,44 en territorio bonaerense.
En cuanto al consumo, se fijó un valor de $281,33 por metro cúbico para la mayoría de los usuarios residenciales, mientras que en las categorías más altas asciende a $426,68 en la Ciudad y a $387,12 en la provincia.
La resolución también dispone que la facturación deberá incorporar el Precio Anual Uniforme (PAU), definido por la Secretaría de Energía, que determina el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
En materia de asistencia, se mantendrá el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), por el cual las bonificaciones se aplicarán únicamente sobre el precio del gas establecido por el PAU y estarán dirigidas a usuarios residenciales vulnerables.
Así, el aumento estimado para mayo se ubicaría en torno al 1% al 3%, aunque el impacto final en las facturas dependerá de múltiples variables. Entre ellas, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), los costos de distribución, el tipo de cambio aplicado al Precio Anual Uniforme (PAU) y el nivel de subsidios que reciba cada usuario.
Pese a que YPF había decidido estabilizar el precio en surtidor por 45 días ante el aumento del petróleo por la guerra en Medio Oriente, lo que trajo relativo alivio a los conductores, el Gobierno decidió implementar parcialmente la suba del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono que había postergado en abril, que impactará sobre el valor de la nafta y el gasoil a partir del 1° de mayo.
La medida se implementó a través del Decreto 302/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
Las ventas de combustibles en marzo alcanzaron los 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, lo que implicó una caída del 1,8% frente al mismo mes de 2025. Con este resultado, el sector cerró el primer trimestre del año con un descenso acumulado del 1,1% en comparación con igual período del año pasado.
El desempeño mensual dejó en evidencia una contracción más marcada en el segmento de naftas, que retrocedió un 2,4%, mientras que el gasoil mostró una baja más moderada del 1,1%. Dentro de cada categoría, los productos de menor costo fueron los más afectados: la nafta súper cayó 4,1% y el gasoil común se desplomó 5,8%. En contrapartida, las versiones premium lograron sostener una dinámica positiva. La nafta de mayor octanaje creció 2,7% interanual, mientras que el gasoil premium avanzó 6,4%, aunque estos incrementos no alcanzaron para revertir la tendencia general a la baja.
De cuánto es el aumento de impuestos a los combustibles
En el caso de las naftas, el ajuste será de $10,398 en el impuesto a los combustibles líquidos y de $0,637 en el impuesto al dióxido de carbono. Para el gasoil, las subas serán de $9,269, con un adicional diferencial de $5,019, y de $1,056 en el tributo ambiental.
Al mismo tiempo, el decreto dispone que los incrementos remanentes de los impuestos, correspondientes a actualizaciones de 2024 y 2025, se postergan hasta el 1° de junio de 2026, en una extensión del esquema de diferimientos que el Ejecutivo viene aplicando.
La actualización de estos tributos está prevista en la Ley 23.966 y se calcula en base a la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), elaborado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El grupo Techint sufrió un nuevo revés en el sector energético luego de perder la licitación para construir un gasoducto estratégico vinculado al desarrollo de Vaca Muerta y la exportación de gas natural licuado (GNL).
La obra fue adjudicada a la unión transitoria conformada por la empresa argentina Víctor Contreras y la firma italiana SICIM, que se impusieron sobre la oferta presentada por Techint y SACDE.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto contempla la construcción de un gasoducto de unos 470 kilómetros que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, en Río Negro, para abastecer un esquema de exportación de GNL impulsado por Southern Energy.
La inversión total prevista ronda los USD 1.300 millones y el ducto será clave para transportar cerca de 27 millones de metros cúbicos diarios de gas destinados a exportación.
Además del golpe por perder la construcción del gasoducto, Techint también quedó fuera del negocio de provisión de caños para la obra, en otro proceso licitatorio previo que había generado fuertes tensiones en el sector energético.
El nuevo revés se produce en medio de un contexto de fricción entre el Gobierno y sectores empresarios vinculados al grupo encabezado por Paolo Rocca, tras polémicas recientes relacionadas con contratos e importaciones para proyectos energéticos.
Por otra parte, la empresa Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para desarrollar la planta compresora necesaria para el funcionamiento del sistema.
De esta manera, Techint quedó relegada en uno de los proyectos energéticos más importantes vinculados al futuro exportador de Vaca Muerta, en una obra considerada estratégica para ampliar la capacidad de transporte y comercialización de gas argentino hacia mercados internacionales.
La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.
La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.
Sin interés industrial
La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.
El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.
Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.
Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.
Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.
El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.
Tampoco respondieron las distribuidoras
La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.
En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.
El final de una campaña
Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.
Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.
El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.
El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria
Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.
En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.
Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.
La transición hacia un nuevo mercado
El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.
Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.
La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.
Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.
Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.
Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.
Los precios del gas local
En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.
Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.
La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.
La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.
A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.
Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.
Neuquén busca que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.
La provincia de Neuquén presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad. La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.
El nuevo mecanismo forma parte del Programa de Monitoreo y Mitigación del Sector Hidrocarburífero que Neuquén comenzó a delinear en 2024 y que tómó más fuerza con la Resolución 285/25. El objetivo ahora es culminar en 2027 un inventario de gases efecto invernadero consolidado y apunta, de esta forma, a que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.
Una prueba piloto
El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.
Para resolver esto, la provincia tomó como referencia el OGMP 2.0 (Oil & Gas Methane Partnership 2.0), el estándar internacional más riguroso para medición, reporte y verificación (MRV) de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos.
“Estamos alineando a Neuquén y Vaca Muerta con los estándares más altos de reporte porque nos planteamos un camino gradual a 2030 que implica que, cuando haya un salto de producción significativo, podamos contar con mayores exigencias metodológicas, sobre todo en el metano”, afirmó el funcionario de la cartera de Ambiente.
Cómo se implementará
Neuquén presentó el cronograma de implementación de las mediciones de gases.
La provincia tomará como punto de partida cinco niveles de reporte diferente, desde el más global -que toma como referencia los activos o bloques de cada compañía para obtener un cálculo genérico-, hasta las mediciones in situ que permiten obtener un mayor nivel de exactitud de las emisiones de cada una.
“En el caso del metano, la Agencia Internacional de Energía (IEA) señaló que las emisiones informadas por los países tienen una subestimación del 80% sobre los valores reales. En Neuquén el metano es el gas predominante y tener una política certera, requiere avanzar en mayores controles metodológicos”, agregó Nogueira.
Para alcanzar estos cinco factores, primero Neuquén separó a las operadoras en grandes y pequeñas, dependiendo si su producción es mayor o menor a los 9.000 barriles de petróleo equivalentes al año. El primer grupo incluye a todas las operadoras de Vaca Muerta que son las que tendrán mayores exigencias.
En este sentido, el plan determina qué tipo de factor de medición deberá aplicar cada una anualmente hasta llegar al 2030 donde sumarán a las exigencias la fiscalización a través de mediciones con terceros independientes y auditorías propias de la Secretaría de Ambiente.
“El recorrido es distinto en cuanto a exigencias y es un poco más flexible de acuerdo a la perspectiva de producción que tiene cada actividad. En el no convencional la curva de emisiones va a hacia arriba, pero en el convencional, la realidad es diferente”, explicó.
Este primer reporte que ya comenzó a elaborarse en 2025 será presentado en septiembre de este año y permitirá contar por primera vez con una estimación de las emisiones generadas en el sector hidrocarburífero de Neuquén. En este sentido, el subsecretario de Cambio Climático, indicó que este año se incluirá solo a las compañías del upstream porque allí se generan el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero, sin embargo, el plan incluye sumar al midstream y al downstream.
“El objetivo es para 2027 tener un inventario de gases efecto invernadero consolidado, con robustez metodológica para trazar una meta sobre los valores de intensidad de esos gases. Lo importante es que estamos alineando nuestros procedimientos con estándares de la Unión Europea y que lo estamos encarando con tiempo y diálogo”, señaló Nogueira.
La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.
La iniciativa convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.
El presidente de la ATCC, Ariel Masut, destacó al respecto que “venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”.
La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y negocios.
El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro que reunirá a autoridades gubernamentales, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales. El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global.
La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán talleres de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.
Asimismo, se abordará como tema la integración de Inteligencia Artificial y las soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.
El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.
Texas como plataforma de negocios
Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC, consideró que “Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”.
El Estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional, destacó la entidad empresaria.
En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector.
Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara (https://argentinatexas.org/)
Tal como adelantó EconoJournal, la UTE conformada por la italiana Sicim y la firma local Víctor Contreras se adjudicó la construcción del primer gasoducto dedicado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La decisión fue tomada por unanimidad por San Matías Pipeline, la sociedad integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA).
La oferta presentada por Sicim-Víctor Contreras resultó la más competitiva no sólo en términos de precio, sino también por condiciones contractuales que resultaron determinantes para los accionistas del proyecto, según destacaron fuentes cercanas a la iniciativa a este medio.
En concreto, el consorcio ofreció mayor flexibilidad financiera al no requerir anticipo, garantizó que la obra cumplirá con los estándares de diseño previstos (“fit for purpose”) y presentó mejores garantías de reaseguro de cumplimiento de contrato. De esta manera, Techint y Sacde, que están encargadas de construir el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), quedaron fuera de este proyecto.
En paralelo, la compañía Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para llevar adelante la construcción de la planta compresora asociada al sistema.
Cómo fue el proceso de licitación del gasoducto de GNL
El proceso licitatorio se llevó adelante a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y trazabilidad de todas las etapas, desde la evaluación técnica hasta la económica y financiera, según destacaron.
La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público. En total, participaron cinco oferentes para el gasoducto: Víctor Contreras-Sicim; Techint-SACDE; Contreras-Bonatti-Pumpco; OPS; y BTU.
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro.
El ducto tendrá una capacidad de transporte de hasta 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y será clave para abastecer las unidades flotantes de licuefacción previstas en la costa atlántica.
La licitación se estructuró en cuatro renglones: tres correspondientes al tendido del ducto, que fueron adjudicados a la UTE Sicim-Víctor Contreras, y un cuarto vinculado a la construcción de una planta compresora intermedia de 46.000 HP, que será instalada a la altura del kilómetro 80 de la traza, en Río Negro.
Para la construcción de la planta compresora, que fue adjudicada a OPS, también compitieron SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La compañía presentó la oferta más conveniente en términos de garantías y esquema de pagos, consolidándose como la opción más competitiva para ese segmento de la obra.
El impacto de la obra sobre Vaca Muerta
La adjudicación del gasoducto representa un paso clave para el desarrollo del esquema exportador de Southern Energy, que prevé la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.
A su vez, la iniciativa es determinante dentro del esquema de Southern Energy debido a que garantizará el abastecimiento para las plantas y facilitará las exportaciones de gas deVaca Muerta hacia Europa y otros mercados globales.
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, afirmó, respecto de los precios de los combustibles líquidos y la pausa por 45 días por parte de YPF en los incrementos en las bocas de expendio como consecuenca de la fuerte suba internacional del petróleo, que “nosotros no tomamos ninguna medida regulatoria, no participamos en esa decisión, a diferencia de los gobiernos anteriores, no frenamos exportaciones, no controlamos precios”.
Otras importantes operadoras en el mercado local adoptaron el mismo criterio que la petrolera de mayoría accionaria estatal puso en práctica el 1 de abril. YPF tiene más del 55 % de participación en el mercado interno de las naftas y gasoils.
Tettamanti aseveró que “Eso fue una autorregulación a la que llegaron de común acuerdo las empresas privadas, los refinadores con los productores de crudo, donde, evaluando desde el impacto que eso tiene en la demanda de los combustibles que venden y la situación de cada empresa, resolvieron hacer ese acuerdo”.
De fuentes empresarias trascendió la realización de reuniones y consultas con funcionarios de Energía -dependiente del ministerio de Economía- para analizar la incidencia de la fuerte suba internacional del crudo y del gas en el contexto del conflicto en Oriente Medio. De hecho, el barril de crudo promedia (29/4) los 110 dólares y el GNL los 20 dólares el MBTU.
Tales cotizaciones, tomadas como referencia en el mercado local, complican la situación inflacionaria que el gobierno procura contener. Por ello, además, decidió postergar por treinta días la actualización de los impuestos que gravan a los combustibles.
No obstante, Tettamanti afirmó en declaraciones periodísticas que replicó la S.E. que “cuando el Estado empieza a intervenir en los precios genera mucha incertidumbre, eso es pérdida de confianza, la pérdida de confianza es pérdida de crédito, pérdida de inversiones, pérdida de producción, pérdida de puestos de trabajo. Es una cadena de malas noticias”. “El gobierno no intervino, estamos dejando que los mercados se autorregulen”, insistió.
Habrá que ver si a mediados de mayo se continúa con la suspensión de los aumentos en las naftas y gasoils, o si las empresas operadoras activan una recomposición de ingresos. También habrá que ver que ocurre con el conflicto generado por los bombardeos de Estado Unidos e Israel sobre Irán, y el cierre de la circulación de buques tanque por el Estrecho de Ormuz.
La compañía argentina, referente en la provisión de componentes para instrumentación industrial y conducción de fluidos con más de 80 años de trayectoria, presentará en la Expo San Juan Minera una aplicación móvil que transformará la asistencia técnica en el terreno. La herramienta busca estandarizar la eficiencia y reducir las fallas en proyectos críticos de los sectores petrolero y minero.
La aplicación desarrollada por Casucci Automatización S.A. es una herramienta que asiste para seleccionar la conexión más adecuada en la instrumentación industrial. Ya no se trata solo de la calidad en la fabricación de los componentes o la resistencia química o mecánica de un tubo de instrumentación; el nuevo paradigma exige que el componente físico esté respaldado por una capa de inteligencia de datos que garantice su correcto desempeño desde el primer momento de su elección.
Bajo esta visión, Casucci ha decidido dar un paso disruptivo en el mercado local. La firma, que ha consolidado su liderazgo como proveedora estratégica de las principales proyectos de Oil&Gas, mineros y nucleares, llevará a la 11° Expo Internacional San Juan Minera una propuesta que representa un valor agregado a la fabricación de componentes de instrumentación: un asistente digital diseñado para acompañar la toma de decisiones técnicas en campo, a través de cualquier dispositivo móvil y sin la necesidad de estar conectado a Internet.
El ecosistema digital como garante de la seguridad operativa
La digitalización de la ingeniería de campo es una respuesta a la necesidad de mitigar el error humano y optimizar los tiempos de montaje en yacimientos y plantas de procesamiento. La nueva aplicación de Casucci, que tendrá su debut exclusivo en el Stand A119 de la muestra sanjuanina, ha evolucionado desde una herramienta de cálculo técnico, presentada en los años ’80, hacia un ecosistema de asistencia que cubre las variables más sensibles del control de procesos.
A través de esta plataforma, los ingenieros y proyectistas podrán acceder a un conversor de unidades de alta precisión, una calculadora de caudal y coeficiente de flujo (Cv), pero también a herramientas de mayor complejidad técnica, como un asistente para el cálculo de parámetros de tuberías, que permite calcular la presión de ruptura y la presión de trabajo de un tubo de instrumentación, dependiendo del factor de seguridad. Uno de los puntos más destacados de este desarrollo es su capacidad para ofrecer recomendaciones de materiales específicos para fluidos según su nivel de corrosión, un factor determinante para la vida útil de los activos en los proyectos.
La meta que persigue la compañía con este despliegue tecnológico es clara: alcanzar un estándar que reduzca al mínimo las fallas. En sistemas donde la presión y la temperatura llevan los materiales al límite, contar con un asistente que guíe la selección y asegure la compatibilidad técnica de cada componente es la mejor inversión en seguridad operativa.
Automatización y personalización: el sistema X-PRESS
La Industria 4.0 exige respuestas rápidas a problemas específicos que muchas veces no se encuentran en un catálogo estándar. Por ello, la aplicación también integra un asistente inédito para la creación de prototipos de adaptadores X-PRESS (alta presión) personalizados. Esta función permite que el profesional de campo pueda configurar soluciones de conexión a la medida de su necesidad, acelerando los procesos de diseño y fabricación que tradicionalmente requerían largas semanas de consultas técnicas.
Este enfoque de automatización de servicios refleja la experiencia que Casucci ha capitalizado, sobre todo, en el sector de Oil & Gas. Al trasladar el rigor técnico de la fabricación a una aplicación móvil que asista en la instrumentación, la empresa propone un modelo de trabajo en el que la rapidez y precisión de la interfaz digital complementa la instrumentación en campo.
Una invitación exclusiva en San Juan
La presentación de la aplicación móvil en la Expo San Juan Minera, que se realizará del 6 al 8 de mayo, será la avant-première exclusiva para líderes de proyecto, jefes de planta, instrumentistas y personal de mantenimiento, que podrán interactuar con el software antes que nadie. Los interesados, podrán acceder a la app móvil en el Stand A119 y descargarla en sus propios dispositivos móviles, velando por el nuevo estándar en la asistencia técnica industrial.
Con más de ocho décadas de historia acompañando el desarrollo industrial y energético del país, Casucci Automatización reafirma su trayectoria empresarial como pionera en la fabricación de componentes y sinónimo de evolución tecnológica. La integración de software avanzado en la conducción de fluidos trasciende la novedad tecnológica para posicionarse como compromiso con la integridad de los proyectos que definirán el futuro económico de la Argentina.
Axion Energy y el Ministerio de Capital Humano formalizaron un acuerdo para brindar capacitación gratuita en “Herramientas para la Atención al Cliente”.
Rubricado por la ministra Sandra Pettovello, el secretario de Trabajo Julio Cordero y el vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy, Agustín Agraz, el acuerdo se enmarca en las acciones de articulación entre el sector público y privado para fortalecer el ingreso al mundo laboral.
La iniciativa está destinada a jóvenes mayores de 18 años con secundario completo que formen parte del programa de formación del Ministerio de Capital Humano. La capacitación contará con un cupo de entre 35 y 40 participantes, que cursarán en el Centro de Formación del Ministerio de Capital Humano, ubicado en Av. Paz Soldan 5200, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante la última semana de abril se realizará la inscripción para quienes quieran participar.
“En AXION Energy creemos que la educación es un pilar fundamental para el desarrollo de la comunidad, y que el sector privado tiene un rol activo en aportar recursos, innovación y visión para fortalecer la gestión estatal. Nuestra experiencia demuestra que, cuando trabajamos junto al Estado —especialmente incorporando tecnología—, la educación se convierte en la mejor inversión para el desarrollo de la comunidad”, sostuvo Agraz.
El curso tendrá una duración total de 40 horas, distribuidas en un formato híbrido: 24 horas de aprendizaje asincrónico y 16 horas presenciales sincrónicas.
Entre los recursos clave se encuentra el análisis del impacto del lenguaje corporal y el tono de voz en la percepción del cliente, así como el aprendizaje del método HEART (Escuchar, Disculparse, Agradecer, Empatizar y Resolver) específicamente orientado a la resolución de situaciones críticas y conflictos. Los participantes adquirirán habilidades prácticas en proactividad, cumplimiento y venta, las cuales se perfeccionan mediante dinámicas interactivas de role play y teatro en vivo que permiten desarrollar la capacidad crítica y la creatividad en escenarios reales de servicio.
De esta manera, se ofrece un conjunto de herramientas integrales diseñadas para transformar la atención convencional en una gestión de experiencias de excelencia. Cabe destacar que AXION energy está llevando adelante una constante innovación en toda su red de estaciones de servicio, ofreciendo una experiencia integral a sus clientes como su diferencial clave.
La compañía ha desarrollado diversos proyectos educativos, destacándose su fuerte presencia en Campana, donde la empresa posee su refinería. En ese marco, AXION energy impulsa el Programa Lazos, una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes en el último año de la escuela secundaria, brindándoles herramientas para la finalización de sus estudios y su inserción en el mundo laboral.
A través de este programa, se trabajan habilidades clave para el futuro, como la orientación vocacional, la preparación para el empleo y el desarrollo personal. Cada año, más de 1.100 jóvenes participan de esta propuesta.
La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, sostuvo que “se necesita importar GNL en los días más fríos del invierno porque falta transporte” (gasoductos). Y al respecto agregó que “en Argentina hubo una situación en la que el transporte no fue siguiendo el ritmo de la demanda. Entonces, en pleno invierno no hay capacidad de transporte suficiente para abastecer los picos de demanda”.
No obstante, la funcionaria no se refirió a la decisión del gobierno nacional de no continuar con la construcción de la Segunda Etapa del Gasoducto Troncal Perito Moreno (antes denominado Presidente Néstor Kirchner) que ya estaba proyectado para llevar gas natural producido en Vaca Muerta hasta el sur de la provincia de Santa Fe.
En declaraciones periodísticas que replicó la S.E., Tettamanti reflexionó que “no es eficiente construir una capacidad de gasoductos para cubrir la demanda de los días pico. Siempre va a haber va a ser más eficiente que la generación (de electricidad) o la industria consuma algo de combustible alternativo en el invierno, porque la infraestructura es muy cara”.
La funcionaria admitió que “todavía estamos un paso atrás de la infraestructura pero eso va a cambiar el año que viene”. “TGS está haciendo la ampliación (de capacidad) del Gasoducto Perito Moreno, (no la extensión de la traza) va a haber 14 millones de metros cúbicos más de transporte”.
Tettamanti sostuvo que “hoy para cubrir la demanda se va a tener que consumir un combustible alternativo al gas de cuenca, que es primero el GNL regasificado”.
Acerca de la suspensión del proceso licitatorio para la privatización de la operatoria de importación y regasificación de GNL, dispuesta hace pocos días por el ministerio de Economía dado el costo adicional que ello implicaría para los consumidores, Tettamanti explicó que “nuestra propuesta siempre es que las tarifas y los precios reflejen los costos, pero por la imprevisibilidad de la guerra nos pareció prudente mantener este año el rol de ENARSA (empresa estatal a cargo de la operatoria desde 2008), como una herramienta para ver a qué precio se vende el gas”.
La guerra en cuestión se trata de bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán, que derivó en la extensión del conflicto en la zona del Estrecho de Ormuz y elevó fuertemente los precios del petróleo y del gas a nivel internacional.
La Secretaria de Energía sostuvo que “estamos haciendo que el riesgo ahora lo tome el sector privado porque antes ENARSA traía barcos a ojímetro, ahora si vos necesitás GNL tenés que manifestar tu intención a través de MEGSA, tenés que comprometerte con un take or pay”.
Al momento de la suspensión de la privatización de esta operatoria, las empresas Naturgy y Trafigura habían ofertado el cobro de una tarifa o comisión de U$S 4,50 y U$S 4,57 por MBTU importado, respectivamente, considerada muy alta por Economía, sobre todo cuando procura contener la inflación.
Tettamanti refirió que “algunas industrias han dicho que frente a este costo del GNL se pasan a otro combustible alternativo, eso es eficiencia, es señal de precios”, pero no dió detalles.
La política de compras de GNL se apoyó en una apuesta riesgosa: demorar decisiones para intentar obtener mejores precios. Enarsa licitó tarde, rechazó ofertas sin asegurar cobertura mínima y perdió tiempo en un mercado donde el tiempo es determinante. Cuando finalmente decidió comprar, las condiciones empeoraron: menos oferta, mayor dependencia y menor margen de negociación. La llegada anticipada del frío expuso ese descalce: faltó gas en el momento crítico, obligando a cortes y a compras de urgencia en el mercado spot, más caras y menos previsibles. En síntesis, no fue un error puntual sino una falla de gestión del riesgo: por intentar ahorrar al inicio, se terminó pagando más y con menor seguridad de abastecimiento.
Los problemas de abastecimiento de gas natural en la Argentina, no son un fenómeno inesperado ni excepcional, sino la reiteración de una dinámica estructural que, año tras año, se manifiesta con particular crudeza ante la llegada del invierno. Gas hay, Vaca Muerta bate récords de producción, mientras que los cortes prematuros en el suministro por redes han encendido alarmas tanto en el ámbito industrial como en la esfera gubernamental, poniendo en evidencia las limitaciones de un sistema que, aun siendo uno de los más extensos del mundo, exhibe una marcada fragilidad frente a los picos de demanda estacional.
Estacionalidad
El rasgo distintivo del sistema argentino es su extrema estacionalidad. Mientras que en un día típico de verano la demanda residencial ronda los 20 MMm3/d, en los días más fríos esa cifra puede escalar hasta los 100 MMm3/d. Esta variación abrupta no encuentra correspondencia en la capacidad de transporte, que permanece rígida frente a semejante exigencia. A ello se suma una carencia estructural aún más significativa: la inexistencia de almacenamiento a gran escala que permita amortiguar esas oscilaciones. Así, el sistema queda expuesto a una lógica de funcionamiento en tiempo real, donde cualquier desfasaje entre oferta y demanda se traduce de inmediato en restricciones.
Es en ese punto donde adquiere centralidad el gas natural licuado (GNL), que opera como un recurso de compensación para cubrir los picos de consumo que los gasoductos no pueden abastecer. Su función es clara: reforzar el suministro en los momentos críticos, particularmente cuando las temperaturas descienden por debajo de los 5º centígrados. Sin ese aporte, el sistema simplemente no alcanza a toda la demanda. Los cargamentos, regasificados en terminales como Escobar y Bahía Blanca, permiten inyectar gas en el anillo que abastece al área metropolitana de Buenos Aires, epicentro de la demanda invernal.
Demanda internacional
Este año el GNL está llegando tarde y en menor cantidad. La combinación de un frío anticipado, una demanda que respondió con la previsibilidad habitual y una oferta de GNL insuficiente configuró un escenario de tensión ya en abril. Si bien las proyecciones climáticas anticipaban un invierno exigente —y aunque podría concederse que el conflicto en el Servicio Meteorológico Nacional haya tenido alguna incidencia marginal en la anticipación fina de esos pronósticos—, nada de ello alcanza para explicar las deficiencias de la planificación. Máxime cuando el contexto internacional ya delineaba un panorama complejo. La persistencia de la guerra en Ucrania y las tensiones en el Golfo Pérsico incrementaron la demanda global de GNL, presionando los precios al alza y reduciendo la disponibilidad de cargamentos flexibles. En ese escenario, la previsión no era una opción, sino una condición necesaria para garantizar el abastecimiento.
No obstante, lo que predominó fue una secuencia de marchas y contramarchas en la política de compras. Enarsa impulsó licitaciones que, en algunos casos, fueron declaradas desiertas o directamente dejadas sin efecto. Posteriormente, se recurrió al mercado spot, en condiciones menos favorables y con menor margen de negociación.
Este comportamiento no constituye una anomalía menor: en el mercado del GNL, el tiempo es un recurso tan crítico como el precio, y su pérdida implica una degradación inmediata de la posición negociadora.
La falta de previsibilidad y de planeamiento
El invierno, por definición, es un evento completamente previsible, al igual que la dependencia del GNL para cubrir los picos de demanda. Sin embargo, las decisiones adoptadas —licitaciones tardías, cambios de estrategia, compras de último momento— reflejan una lógica errática que trasciende la coyuntura y se inscribe en un patrón recurrente. Sus consecuencias son concretas y conocidas: mayores costos, menor seguridad de abastecimiento y la necesidad de recurrir a cortes en sectores no prioritarios, como las estaciones de GNC y ciertas industrias.
La situación se torna aún más delicada si se considera el contexto reciente. Apenas una semana después de haber anunciado públicamente el fin de los cortes a las estaciones de GNC, volvieron a registrarse restricciones. Este dato no es menor, sobre todo en un escenario donde el GNC comienza a expandirse en el transporte público, lo que podría amplificar las implicancias políticas de futuras interrupciones.
En el plano de las decisiones de compra, también se advierten inconsistencias. En un primer momento, se buscó trasladar al sector privado la responsabilidad de adquirir cargamentos, pero ante ofertas consideradas inconvenientes, se optó por no adjudicar y retornar a un esquema de compras centralizadas. La intención de evitar precios elevados y optimizar el costo fiscal puede resultar atendible; sin embargo, cuando no se acompaña de una estrategia de cobertura adecuada, termina derivando en el efecto inverso: compras más caras en condiciones de urgencia y con un costo político superior.
Displicencia
Frente a este escenario, surge inevitablemente la pregunta sobre la naturaleza del problema: ¿se trata de corrupción o de ineptitud? La respuesta exige prudencia. La existencia de licitaciones anuladas o reabiertas no constituye, por sí sola, prueba de irregularidades. Para sostener una acusación de esa índole se requieren investigaciones formales y evidencia concreta. Lo que sí resulta evidente es la presencia de desorden en la política de compras, amateurismo en la planificación, cambios de criterio difíciles de justificar y un manejo del tiempo claramente deficiente.
Aun así, sería un error atribuir la totalidad del problema a la coyuntura reciente. Incluso bajo una gestión impecable, el sistema seguiría siendo vulnerable. Lo sucedido no responde únicamente a la llegada anticipada del frío, sino a una forma de gestionar que, al subestimar la necesidad de cobertura frente al riesgo, termina exponiendo al sistema a las urgencias del clima y a las restricciones de su propia arquitectura. Una vez más, la realidad confirma una lección recurrente en materia energética: aquello que no se planifica con anticipación, se paga —y caro— en el momento de mayor necesidad.
En la ciudad de Buenos Aires, las empresas energéticas se reunieron con autoridades de la Secretaría de Energía y Minería, Pampetrol y la Agencia I-COMEX La Pampa para interiorizarse sobre la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico.
El encuentro contó con la participación de representantes de 19 empresas de diferentes partes del país y se enmarca en el Plan de Desarrollo Económico y Productivo La Pampa 2026-2030 y en el Plan Energético, mediante los cuales el gobernador Sergio Ziliotto impulsa la diversificación de la matriz productiva y energética con el objetivo de alcanzar al menos el 35% de abastecimiento de energía proveniente de fuentes renovables.
Durante la presentación, se expusieron los principales lineamientos de la iniciativa que busca sumar otros 15 MW de potencia en General Pico, dentro de un proyecto en expansión que planifica alcanzar los 50 MW de capacidad instalada y consolidar un nodo energético y productivo estratégico para la provincia.
El esquema combina previsibilidad, seguridad y rentabilidad, con un contrato por 20 años, precio fijo los primeros siete, con garantía de compra y pago de la energía producida, y un esquema de beneficios impositivos y cesión de utilidades que robustecen la propuesta para el inversor y que orientan los incentivos a obtener el precio más bajo al menor costo.
Uno de los aspectos centrales es la oferta de un contrato de provisión que garantiza la venta de la totalidad de la energía al gobierno provincial. A esa previsibilidad se suma el esquema de precios que establece durante los primeros siete años un precio fijo que surge de la oferta ganadora de la licitación. Luego, el valor se ajustará a precios de mercado tomando como referencia el Precio Estabilizado de la Energía. En otras palabras, el proyecto incluye una etapa inicial de precio fijo, pensada para estabilizar los ingresos en un mercado de alta volatilidad y hacer más competitivo el negocio.
El modelo queda garantizado con la disciplina fiscal que hace tiempo es política de Estado en La Pampa. El historial de intachable en el pago de compra de energía resulta clave para reducir la incertidumbre asociada a la inestabilidad fiscal y macroeconómica de Argentina.
La ecuación económico-financiera se fortalece con beneficios impositivos como la exención de impuestos provinciales por 20 años y la cesión de utilidades de Pampetrol que funciona como incentivo para bajar el precio de la energía, logrando beneficios para la comunidad sin afectar la rentabilidad.
Adicionalmente, se incorporó el innovador Procedimiento de Igualación de Condiciones Económicas para ampliar la escala y diversificar el riesgo.
Este proceso permitirá a Pampetrol avanzar en la construcción de un segundo parque de 15 megas ofreciendo a las empresas precalificadas, siguiendo el orden de mérito establecido, la posibilidad de ser adjudicada, igualando las condiciones de la oferta ganadora.
Así, el proyecto puede ampliarse replicando las mismas condiciones, aumentando las chances de quienes participen, garantizando la transparencia y acelerando el desarrollo de más energía renovable.
La propuesta se sustenta en una concepción de articulación entre el sector público y el sector privado. La licitación prevé una unión transitoria en la que el oferente del sector privado aporta el 80% de la inversión y Pampetrol el 20% restante. En ese marco, la Etapa II del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico vuelve a mostrar la importancia de la sinergia público-privada para ampliar la generación renovable, promover el desarrollo productivo y consolidar la estrategia energética de La Pampa.
La construcción de la estación Transformadora Mendoza Norte y sus obras complementarias representa un paso decisivo hacia la soberanía energética de Mendoza. Esta obra estratégica, financiada a través del plan provincial de infraestructura eléctrica de alta tensión (Fopiatzad), reprogramó el acto de apertura de ofertas económicas. El encuentro será el miércoles 10 de junio, a las 10, en el Salón de Usos Múltiples del Ministerio de Energía y Ambiente, ubicado en el cuarto piso de la Casa de Gobierno, Peltier 351, ala oeste.
En la actualidad, la demanda eléctrica del Gran Mendoza depende del denominado «Anillo Centro» de 132 kV. Debido al crecimiento sostenido del consumo y a la falta de inversiones históricas, este sistema opera hoy cerca de sus límites críticos, lo que genera vulnerabilidades ante posibles contingencias y limita la conexión de nuevos usuarios.
La puesta en marcha de la nueva estación permitirá descomprimir los tramos más comprometidos, como el vínculo entre Cruz de Piedra y Villa Nueva, lo que otorgará mayor independencia operativa al disminuir la dependencia de la Central Térmica Luján de Cuyo.
Asimismo, esta infraestructura actuará como un motor de desarrollo territorial y ambiental. Por un lado, facilitará los puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en Lavalle y Las Heras. Por otro lado, brindará factibilidad eléctrica a diversos emprendimientos en zonas de Alta Montaña, potenciando el desarrollo productivo en todo el Norte de la provincia.
Detalles técnicos y alcance del proyecto
La obra contempla una intervención integral que comienza con la apertura de la Línea de Alta Tensión de 220 kV que une Cruz de Piedra con San Juan, conectando así la nueva estación al sistema troncal.
La construcción de la ET Mendoza Norte, en el departamento de Lavalle, contará con tecnología de última generación y se vinculará con la ET Las Heras mediante un tendido de doble terna de 11,7 kilómetros y un tramo subterráneo de 850 metros.
Además, el proyecto incluye la modernización de las estaciones San Martín, San Esteban y Lavalle para integrar adecuadamente la nueva potencia al sistema existente.
Este proyecto se encuentra alineado con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, buscando garantizar el acceso a una energía asequible, segura y moderna.
Al mejorar la infraestructura de transporte, Mendoza no solo resuelve problemas operativos inmediatos, sino que se posiciona estratégicamente para liderar la transición hacia una matriz energética más sustentable y eficiente para las próximas décadas.
El gobernador Rolando Figueroa y el intendente Gonzalo Núñez, firmaron este martes dos convenios para ejecutar obras clave en San Patricio del Chañar. Con una inversión que supera los 590 millones de pesos ser dará respuesta a necesidades de servicios largamente esperados.
El primero de los convenios contempla el suministro de energía para el barrio Costa Verde en Picada III. La Provincia destinará un aporte de 194.540.551,83 pesos, que serán utilizados para la adquisición de materiales de electrificación. Los fondos serán otorgados como aporte reintegrable.
Por otra parte, el segundo acuerdo establece el financiamiento para la ejecución de la red de gas en 347 lotes. En este caso, la inversión prevista asciende a 395.517.429,34 pesos, también bajo la modalidad de aportes reintegrables.
Desde el inicio de la gestión, el gobierno provincial, municipios y comisiones de fomento asumieron el compromiso de trabajar con equilibrio fiscal, austeridad y una distribución más eficiente de los recursos públicos. Así se creó el Programa de Infraestructura para Gobiernos Locales, que permite financiar obras prioritarias en cada localidad.
A su vez, los convenios retoman los lineamientos del Pacto de Gobernanza II, que profundiza el trabajo conjunto para garantizar una respuesta más rápida a las demandas y asegurar que los servicios públicos lleguen a todos los neuquinos, independientemente de dónde vivan.
YPF consolida su crecimiento y anticipa una etapa de inversiones sin precedentes, con foco en Vaca Muerta y el desarrollo exportador energético. La compañía atraviesa un momento histórico en su trayectoria al alcanzar el mayor nivel de producción desde 1923. Este hito, lejos de representar un punto de llegada, marca el inicio de una nueva etapa de expansión y crecimiento a escala.
En este contexto, YPF proyecta duplicar su nivel actual de producción en los próximos tres años, en línea con una estrategia que busca posicionar a la Argentina como un actor clave en el mercado energético global. El objetivo es contribuir a que el país supere los 30.000 millones de dólares en exportaciones energéticas hacia 2031, eje central del Plan 4×4.
La actividad ya refleja esta dinámica. YPF se consolida como el principal motor energético del país, este proceso está acompañado por un nivel de inversión sin precedentes en el sector de oil & gas, orientado a alcanzar nuevos picos de producción.
El foco de este crecimiento estará puesto principalmente en la provincia de Neuquén y en el desarrollo de Vaca Muerta, donde se proyectan inversiones estimadas en 130.000 millones de dólares en los próximos cuatro a cinco años. “Cuando existen condiciones de mercado claras y previsibles, el sector energético tiene la capacidad de responder con mayor producción, crecimiento sostenido y expansión”, afirmó Horacio Marín.
Y agregó: “Se abre un período extraordinario para la industria energética argentina, con potencial para generar empleo, desarrollo regional y un ingreso significativo de divisas para el país”.
En este escenario, la compañía remarca la importancia de avanzar y sostener las condiciones que permiten este crecimiento, con el objetivo de transformar el potencial energético en desarrollo económico concreto y sostenible para la Argentina.
El Gobierno nacional realizó la apertura de las ofertas económicas para la venta del 100% de su participación accionaria en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener y Genneia y Grupo Edison resultó la ganadora.
La oferta ganadora alcanzó los US$356 millones y se conoció luego de fallas en la plataforma oficial Contratar, que en primera instancia solo informaba las propuestas económicas de Central Puerto (US$301 millones) y Edenor (US$230 millones).
En conjunto, las tres empresas previamente precalificadas técnicamente, presentaron ofertas por US$887.174.811,78, superando el precio base establecido en el pliego.
Genneia S.A. (Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.): US$356.174.811,78
La oferta ganadora es una sociedad que tiene detrás a Jorge Brito, que además de ser dueño del Banco Macro es presidente y accionista de Genneia, y a una serie de empresarios de peso que conforman el Grupo Edison.
El consorcio energético está conformado por los hermanos Patricio y Juan Neuss, cercanos al asesor presidencial Santiago Caputo; socios del fondo Inverlat, Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai, propietario de Havanna y Aspro; y los empresarios Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, dueños de Newsan.
El grupo viene pisando fuerte en el mercado energético últimamente, ya que adquirió el control de varias compañías del sector en el país, como la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza.
Desde el Ejecutivo, destacaron que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.
Con esta etapa, el proceso ingresa en su tramo final y permitirá retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, consolidando el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, donde la prestación del servicio público queda en manos privadas bajo regulación estatal.
La adjudicación está prevista para el mes de mayo, conforme al cronograma establecido, completando una instancia central dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).
Transener administra una infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que atraviesan el país de norte a sur, una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre Jujuy y Santa Cruz, y opera instalaciones que constituyen la columna vertebral del transporte eléctrico nacional.
Emiratos Árabes Unidos (EAU) anunció oficialmente que dejará la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) este viernes, una decisión que repercutirá en los mercados petroleros internacionales en un momento de alta volatilidad debido a la guerra en Irán.
La agencia estatal emiratí WAM confirmó que la retirada también incluirá la salida de la OPEP+, la alianza que suma a otros grandes productores como Rusia. Esta medida responde a una revisión estratégica de la capacidad presente y futura de producción de EAU, así como a su interés nacional de contribuir de manera más eficaz a la demanda del mercado.
La OPEP, que coordina la producción para influir en la oferta y los precios globales del petróleo, pierde ahora a uno de sus tres principales productores. Esta salida liberará a Emiratos Árabes Unidos de las cuotas de producción impuestas por el cártel, dominado en gran medida por Arabia Saudita.
Actualmente, la producción de EAU está limitada a 3,2 millones de barriles diarios por las cuotas de la OPEP, aunque su capacidad real ronda los 5 millones de barriles por día, según Robin Mills, director ejecutivo de Qamar Energy. Esta diferencia representa aproximadamente entre el 1 y el 2 % de la demanda mundial de petróleo.
En el corto plazo, el impacto de que EAU aumente su producción será moderado debido al cierre parcial del estrecho de Ormuz, por donde transita la mayor parte del petróleo y gas natural del Golfo. Sin embargo, una vez que el paso se reabra, se prevé que la oferta global sea mayor a lo esperado sin esta situación, explicó David Oxley, economista jefe de Capital Economics.
Tras el anuncio, los precios del crudo no sufrieron cambios significativos: el Brent, referente mundial, subió un 2,6 % hasta los US$ 111 por barril a media mañana, mientras que el WTI estadounidense aumentó un 3,3 % alcanzando los US$ 99,5 por barril.
“El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares», aseguró Marín.
El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, trazó un diagnóstico sobre el presente y el futuro de la petrolera. Uno de los ejes centrales de la exposición fue el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL). “No había GNL en la Argentina. Todas las empresas miraban iniciativas chiquitas. Llamé a los tiburones de la industria, como Galuccio, y me di cuenta que no se podía hacer un proyecto de LNG entre argentinos. El grande había que hacerlo con extranjeros, abriendo mercados”, explicó.
Marín destacó los acuerdos con ENI y Adnoc. “Vamos a exportar 15.000 millones de dólares por año. Y 2.500 millones con el proyecto de Southern Energy (SESA)”, detalló.
“Tenemos que hacer una infraestructura nunca vista. Hay que hacer un poliducto y una planta en Río Negro. Todo esto en cuatro años. Es terrible el trabajo que tenemos”, aseguró Marín.
Además, planteó que el esquema de financiamiento es el más importante de Latinoamérica, con un volumen estimado en 20.000 millones de dólares, y anticipó que para materializarlo enviarán varias propuestas para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en mayo y junio. «Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”, aseveró.
El juicio por la expropiación de YPF
El CEO de YPF puso énfasis en el impacto del juicio internacional vinculado a la expropiación de la compañía. “Fue impresionante. Me habían dicho que si perdíamos el juicio con Burford iba a dejar de existir YPF. Había que analizar todo con mucho detalle. Es muy difícil lo que logró la República”, afirmó Marín, al referirse al litigio que enfrentó al país en tribunales internacionales, en la Expo EFI, que tuvo lugar este martes en Centro de Convenciones Buenos Aires.
Más allá del frente judicial, Marín planteó una visión ambiciosa para el sector energético argentino. “El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares. La Argentina va a ser un exportador neto de gas y de petróleo. Ahora empezó el juego de la colaboración con la industria”, sostuvo.
El ejecutivo de le petrolera bajo control estatal vinculó el rumbo de la compañía con los lineamientos del gobierno de Javier Milei: “La idea es generar valor para los accionistas. Eso es lo que quería Milei. Hay que hacer un camino. Y ahí nació YPF 4X4. Somos un tractor con tracción en las 4 cubiertas. No me pongas una pared, porque la rompo”.
Producción récord y salto operativo
Marín aseguró que la compañía atraviesa un punto de inflexión productivo. “YPF está en el pico máximo operativo de toda su historia. En dos años nos vamos a ir del gráfico”, puntualizó. A su vez, indicó que en 2026 se superará el millón de barriles de producción de petróleo.
“El año pasado batimos récord de producción de petróleo y gas. Este año vamos a romper el millón de barriles. Es un círculo virtuoso”, explicó. También destacó el incremento de la actividad: “Este año vamos a tener 19 rigs, más del 50% más que el año pasado. Nos vamos a ir para arriba y no vamos a parar”.
Nuevos formatos y foco en el consumidor
Marín expuso que YPF avanza en una estrategia orientada al consumidor final. En esa línea, anunció innovaciones en servicios financieros y comercialización: “Queremos dar servicio a la gente. YPF es la argentinidad al palo. La gente va a poder comprar acciones con la aplicación”. También destacó el crecimiento del consumo nocturno, que aumentó un 48% el último año, y presentó nuevos formatos de estaciones de servicio.
Por un lado, YPF Black, orientado al segmento premium, con combustibles de alta gama, gastronomía de chefs reconocidos como Mauro Colagreco y alianzas con McDonald’s. “Queremos que entren a la estación de servicio y que haya productos premium”, señaló.
Por otro, el concepto Refiplus, de perfil low cost y autoservicio, que podría incorporar servicios complementarios: “Queremos ver si podemos poner un Farmacity y dar un servicio a la comunidad”.
«La política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión», remarca el informe de Gestión presentado por Adorni.
“El Ministerio de Economía informa que el Plan Nuclear anunciado por el Presidente de la Nación en diciembre del 2024, aún no entró en vigencia; se desarrolla bajo la órbita de la Subsecretaría de Política Nuclear. No obstante ello, la política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión”, dice el informe presentado este miércoles en Diputados por el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en la respuesta 343.
«La implementación de las políticas dirigidas al sector nuclear, debe analizarse en función de la consolidación institucional del sector y de la evolución de cada iniciativa en particular, considerando que las acciones y líneas de trabajo se realizan de manera progresiva«, aclara luego el texto.
En esa línea, el informe oficial destaca como “hitos relevantes” de gestión “la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares mediante el Decreto 866/2025, que permitió establecer una instancia de conducción estratégica específica” y “la designación de sus autoridades a través de los Decretos 875/2025 y 98/2026, lo que completa la estructura responsable de la coordinación de la política nuclear”.
Por último, se aclara que “se impulsan líneas de trabajo orientadas al desarrollo tecnológico, la evaluación de nuevos proyectos y la articulación de capacidades existentes, con el objetivo de fortalecer el posicionamiento del país en el mercado nuclear internacional”, sin dar ninguna precisión adicional al respecto.
El Plan Nuclear Argentino
El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, y el entonces asesor presidencial Demian Reidel. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA. El gobierno nunca informó si ese Consejo se reunió alguna vez.
“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel ese día.
La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club el 23 de abril de 2025, horas antes de asumir la presidencia de Nucleoeléctrica Argentina—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, que van a sumar 1.200 MW en ese lugar. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, es un montón, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.
“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó Reidel quien fue despedido de la presidencia de NASA en febrero de este año en medio de varias denuncias por corrupción.
En el informe enviado al Congreso se aclara que “no se inició la construcción del reactor modular pequeño en la central Atucha”. “En cuanto al grado de avance del consultado plan y como ya fuera precisado, el mismo no se encuentra vigente”, subraya el informe.
El consorcio integrado por la constructora italiana Sicim y su par local Víctor Contreras —que participan en una unión transitoria de empresas (UTE) con participaciones del 51% y 49%, respectivamente— está a un paso de adjudicarse la licitación para construir el primer gasoducto dedicado a la exportación de gas natural licuado (GNL) de la Argentina.
El consorcio presentó la oferta económica más competitiva para la construcción del ducto que conectará la cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, en la costa de Río Negro, una obra clave para viabilizar el primer proyecto de exportación de GNL del país.
Tras varias semanas de negociaciones para cerrar los detalles finales y la letra chica del contrato con San Matías Pipeline —la sociedad creada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour Energy, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA), la empresa madre que comercializará el fluido—, la adjudicación formal del proyecto, valuado en más de 500 millones de dólares, podría concretarse en las próximas horas, indicaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto del avance de la iniciativa. La UTE Sicim-Víctor Contreras integró esta semana las garantías financieras y los avales bancarios para completar el proceso de licitación.
Una carrera competitiva
En concreto, la oferta liderada por Sicim-Víctor Contreras habría desplazado a la UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, que contaba con una ventaja competitiva relevante: al estar a cargo de la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de exportación de crudo que sigue prácticamente la misma traza que el gasoducto impulsado por SESA, contaba con sinergias logísticas para optimizar campamentos y compartir recursos operativos en el territorio.
También quedó relegado el consorcio integrado por la italiana Bonatti —que busca ingresar en la Argentina tras hacer pie en Chile y otros mercados de la región—, la estadounidense Pumpco, una de las principales constructoras de infraestructura de Oil&Gas de EE.UU., que es controlada por el grupo de los hermanos Jorge y Alejandro Mas, dueños del club Inter de Miami donde juega Lionel Messi, y Contreras Hermanos, una de las principales firmas del sector en el país. Y también otras constructoras nacionales como BTU, de la familia Mundin.
Una obra crítica para el esquema exportador
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente a la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro, donde se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, principal accionista de SESA.
La obra es un eslabón central dentro del esquema de Southern Energy, ya que permitirá abastecer las plantas flotantes de GNL y habilitar exportaciones a gran escala hacia Europa y otros mercados internacionales.
En ese sentido, los plazos de ejecución aparecen como un factor crítico: el ducto deberá estar operativo en línea con la instalación de la segunda unidad flotante (MK2), prevista para mediados de 2028, que permitirá escalar la capacidad de procesamiento hasta unos 27,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.
Dentro del proceso de evaluación, el factor económico jugó un rol determinante. Para los accionistas del proyecto, seleccionar al contratista EPC más competitivo es clave en un negocio —como el del GNL— que presenta márgenes más ajustados que el segmento petrolero.
Los grandes proyectos mineros que empiezan a ponerse en marcha ya advierten sobre las limitaciones de infraestructura y reclaman articular soluciones con lo público.
Varios de los mayores operadores mineros del país advirtieron que la falta de infraestructura logística y energética se transformó en el principal obstáculo para el despegue de la actividad en la Argentina. La falta de redes ferroviarias, rutas y acceso a energía de escala se consolidó como el principal cuello de botella que puede demorar los proyectos millonarios anunciados en distintas regiones.
Este diagnóstico fue el eje central de la mesa minera en Expo EFI, donde los referentes del sector advirtieron que la Argentina está «llegando tarde» a la adecuación de su infraestructura. Participaron del panel Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet Eramine), Nestor Aris (AbraSilver Resource), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources), con la moderación de la periodista Sofía Diamante.
Los especialistas coincidieron en que la magnitud de los proyectos actuales, especialmente en la zona cordillerana, hace que sea «prácticamente imposible» imaginar un desarrollo sostenible sin las obras prioritarias. Ante la falta de presupuesto público, la industria ya plantea esquemas de articulación donde los privados puedan adelantar obras a cambio de regalías, una medida de emergencia para evitar que el país pierda la el ritmo de desarrollo.
Soneyro puso el foco en la minería no metalífera, responsable de los áridos necesarios para la construcción, y alertó sobre el profundo déficit de infraestructura vial. «Australia y Estados Unidos, con una topografía similar a la nuestra, están arriba de los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes, mientras que la Argentina no llega a cinco«, sentenció. Para el directivo, esta carencia limita el consumo interno de materiales clave, que en el país se ubica por debajo de una tonelada anual por habitante, frente a las más de seis toneladas del promedio mundial.
Hernán Soneyro (Cantesur) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources).
El empresario calificó a su actividad como «la minería de la puerta de casa, la ruta y el edificio», resaltando su carácter federal. Sin embargo, advirtió que el costo logístico distorsiona la competitividad del sector, ya que el valor de la piedra ronda los US$12, pero el transporte suele ser más oneroso que el producto mismo. Al respecto, fue categórico sobre la necesidad de dar señales claras: «Tenemos hambre y no podemos ponerle candados a la heladera; hay que dar certezas hacia afuera y hacia adentro de que esta es una de las industrias que nos va a sacar adelante».
La demanda de la minería metalífera y del litio
Desde la óptica del cobre, Norma Ramiro detalló la envergadura del Distrito Vicuña que prevé iniciar su construcción en 2027 con una inversión de US$7.000 millones en su primera etapa. La directiva explicó que la planificación debe ser precisa debido a la altitud y la naturaleza binacional de los yacimientos. «Josemaría está en condiciones de iniciar su construcción el año que viene, y se apunta a una vida útil de más de 70 años para Filo del Sol, pero para eso necesitamos una infraestructura que incluya desde energía hasta mineroductos para transportar el mineral hacia el Pacífico», describió.
Ramiro amplió la discusión hacia la «infraestructura del conocimiento», señalando que el desarrollo técnico es tan vital como el físico. «El desafío no es solo caminos y energía, sino también capacidades técnicas especializadas; necesitamos competencias actualizadas para una minería del siglo XXI automatizada», sostuvo. En ese sentido, propuso que la creación de centros de capacitación regionales sea una prioridad para que el impacto positivo de proyectos de gran escala se traduzca en empleo calificado para la zona.
Por su parte, Poodts describió el avance de Altar en San Juan, un proyecto de exploración avanzada que requiere una logística de gran escala. El ejecutivo fue insistente en señalar que la infraestructura ferroviaria es la única vía para movilizar los volúmenes previstos: «Pensar en un desarrollo del cobre sin trenes es prácticamente imposible por la magnitud de proyectos y, como industria, estamos a la expectativa de qué pasa con el Belgrano Cargas y el Tren San Martín«.
Ante el retraso en las obras estatales, Poodts planteó la necesidad de buscar alternativas de financiamiento que permitan acelerar los tiempos de construcción. «Ya estamos en etapas de construcción y la realidad es que estamos atrasados, por lo que habría que ver una articulación público-privada para que los privados avancen a cambio de regalías«, propuso. Para el directivo, «el cambio de paradigma es evidente y la minería se convirtió en una realidad que requiere soluciones urgentes».
La experiencia de la Puna minera
Ortiz analizó la complejidad del litio en Salta, cuya producción industrial en Centenario Ratones comenzó a mediados de 2025. El CFO explicó que la planta química requiere un movimiento logístico constante no solo para la exportación, sino para el ingreso de insumos críticos: «Se necesitan entre 4 y 5 toneladas de reactivos por cada tonelada de producto final». Esta dinámica que es similar para todas las empresas, según advirtió, «terminará por saturar las rutas actuales si no se mejora la conectividad con los puertos y se integra el sistema ferroviario».
Rolando Ortiz (Eramet/Eramine) y Néstor Aris (AbraSilver Resource).
El ejecutivo también destacó que el potencial de expansión de la compañía está ahora vinculado a las condiciones que ofrece el RIGI, aunque subrayó que la infraestructura sigue siendo una responsabilidad compartida. «El costo logístico es significativo y en otros países las minas están al borde del mar con puertos dedicados, pero aquí la inversión necesaria para desarrollarla corresponde a las instituciones públicas», afirmó Ortiz, enfatizando que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es clave para consolidar estas inversiones de largo aliento.
Finalmente, Aris expuso la situación de Diablillos, un proyecto de oro y plata en Salta que busca optimizar conceptos geológicos para alcanzar la producción. El directivo señaló que la región se transformó en los últimos diez años por la llegada de empresas mineras, pero que el esfuerzo de mantenimiento quedó desproporcionadamente en manos del sector privado. «Hoy hay un mantenimiento del privado para circular por esos medios, es una acción que debería organizarse entre el privado y el público para tener mejores condiciones«, sugirió.
Para la representante de AbraSilver, el fortalecimiento de la exploración está dando resultados, pero el paso a la etapa de producción depende de la factibilidad técnica y ambiental en un entorno conectado. «La minería es el camino a un futuro más sustentable y el sector energético se va a basar en ella«, afirmó, tras recordar que todavía queda un enorme potencial por descubrir, dado que solo se exploró el 35% de la extensión territorial disponible.
YPF confirmó un plan de inversiones por USD 150.000 millones para los próximos cuatro años, con foco en Vaca Muerta, infraestructura de evacuación y el proyecto Argentina GNL.
El anuncio redefine la escala del sistema energético argentino y consolida el mayor programa de inversión de la historia del país. La compañía proyecta exportaciones energéticas por USD 30.000 millones anuales hacia 2030, impulsadas por crudo y gas natural licuado.
El plan se apoya en el crecimiento sostenido de la producción no convencional, la electrificación de yacimientos, la expansión de oleoductos y la integración del gas a mercados internacionales. La estrategia implica perforar 16.500 locaciones, multiplicar la eficiencia operativa y acelerar la salida de campos maduros para concentrar capital en activos de mayor productividad.
La compañía ya opera en máximos históricos de producción. El incremento de eficiencia en perforación y completación permitió reducir costos, acelerar tiempos y sostener un ritmo de actividad que posiciona a YPF como el principal motor del desarrollo de Vaca Muerta. La meta es alcanzar 1,5 millones de barriles equivalentes por día hacia el final de la década.
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El salto de escala exige infraestructura. El Oleoducto Vaca Muerta Sur, la ampliación de Oldelval, la terminal de Punta Colorada y la futura planta de GNL son piezas centrales para evacuar la producción y sostener el crecimiento exportador. La ventana 2026–2030 será determinante para consolidar un complejo energético capaz de generar divisas de manera estable.
El impacto territorial es inmediato. Neuquén, Río Negro y Buenos Aires se consolidan como polos de infraestructura crítica. La cadena de valor enfrenta un ciclo de demanda sostenida en perforación, completación, plantas de tratamiento, ductos, logística pesada y servicios industriales. El desafío es ampliar capacidad sin deteriorar calidad ni plazos.
El plan requiere estabilidad macroeconómica, reglas de largo plazo y financiamiento competitivo. La magnitud de la inversión exige acceso a mercados de capitales, contratos de exportación de largo plazo y un marco regulatorio que permita previsibilidad. La oportunidad es convertir a Vaca Muerta en un motor de divisas comparable al peso del cobre en Chile o del gas en países del Golfo.
La estrategia de YPF también implica un reordenamiento del portafolio. La compañía avanza en la desinversión de campos maduros, reorganiza operaciones y concentra recursos en proyectos de mayor retorno. El objetivo es maximizar eficiencia, reducir costos y sostener un ritmo de inversión que permita escalar la producción sin comprometer la rentabilidad.
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El proyecto Argentina GNL es el eje del salto exportador. La planta permitirá monetizar el gas de Vaca Muerta en mercados internacionales y consolidar a Argentina como proveedor global. La decisión final de inversión será clave para definir la velocidad del crecimiento exportador y la capacidad del país para captar demanda internacional.
El plan de USD 150.000 millones también implica desafíos. La infraestructura eléctrica debe ampliarse para acompañar la electrificación de yacimientos. Los permisos ambientales y sociales requieren coordinación entre provincias, municipios y empresas. La logística enfrenta cuellos de botella en rutas, accesos y servicios.
La ventana 2026–2030 será decisiva. Si el país logra sostener el ritmo de inversión, ordenar el marco regulatorio y acelerar la infraestructura, Vaca Muerta puede convertirse en un complejo exportador de escala global. Si no, el riesgo es perder competitividad frente a otros productores.
El anuncio de YPF marca un punto de inflexión. El país ingresa en una fase donde la restricción no es el recurso, sino la infraestructura. La prioridad es acelerar VMOS, asegurar la FID del GNL, ampliar redes eléctricas y ordenar permisos ambientales. La oportunidad es convertir a Vaca Muerta en un motor de divisas estable, con proveedores integrados y una logística capaz de sostener el salto de escala. El riesgo es perder tiempo. La recomendación es avanzar en un marco regulatorio que permita contratos de largo plazo, financiamiento internacional y una hoja de ruta de infraestructura alineada con la meta exportadora.
El proyecto que permitirá vincular la producción gasífera de Neuquén con la costa rionegrina ingresó en su tramo final de adjudicación.
El consorcio Southern Energy —integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar— evalúa las ofertas para construir un sistema de transporte de 478 kilómetros que funcionará como columna vertebral del futuro esquema de exportación de gas natural licuado. La inversión estimada supera los USD 1.300 millones y se divide en tres tramos de ductos de 36 pulgadas y una planta compresora.
La competencia por los ductos concentra la mayor atención. La alianza entre Víctor Contreras y Sicim presentó la propuesta económica más baja y busca validar sus garantías para quedarse con la totalidad del tendido. Techint–Sacde aparece como el oferente con mayor trayectoria en obras de gran escala, con antecedentes recientes en gasoductos y oleoductos troncales. La tercera candidata es la UTE Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos, que intenta revertir una serie de resultados adversos en licitaciones previas.
El cuarto renglón corresponde a la planta compresora, pieza clave para sostener el caudal requerido por el sistema. En este segmento compiten OPS, Sacde, Pecom, Contreras Hermanos y Víctor Contreras. Según fuentes del sector, la empresa neuquina OPS se posiciona con ventaja técnica y operativa, aunque la definición final dependerá de la consistencia financiera de cada propuesta.
La obra está diseñada para iniciar su construcción a mediados de 2026 y alcanzar operación comercial en el invierno de 2028. El cronograma se articula con la llegada de dos unidades flotantes de licuefacción: el Hilli Episeyo, previsto para 2027, y una segunda embarcación programada para el año siguiente. Con ambos equipos en funcionamiento, el sistema podrá despachar alrededor de 27 millones de metros cúbicos diarios hacia mercados externos.
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El desarrollo del corredor gasífero hacia el Atlántico abre un nuevo frente de planificación. Si avanzan otros proyectos de GNL, como el que impulsan YPF, ENI y ADNOC, la capacidad del ducto actual resultará insuficiente. En ese escenario, técnicos del sector anticipan la necesidad de un gasoducto de 48 pulgadas, una infraestructura sin precedentes en el país por su escala y complejidad.
La definición de los contratistas marcará el inicio de una etapa crítica para la ingeniería energética argentina. El trazado hacia el Golfo San Matías se integra a un conjunto de obras que buscan transformar la producción de Vaca Muerta en un flujo exportador estable. La magnitud del proyecto, la competencia entre constructoras y la articulación con unidades de licuefacción convierten a esta licitación en uno de los movimientos más relevantes del año en materia de infraestructura.
El Ministerio de Economía volvió a colocar a la energía en el centro del debate público.
Durante la apertura de Expo EFI, Luis Caputo presentó un escenario de largo plazo en el que el complejo hidrocarburífero, con Vaca Muerta como referencia principal, se convierte en el sostén del perfil exportador que el Gobierno busca consolidar. El ministro afirmó que, hacia 2035, el país podría alcanzar un superávit comercial energético acumulado de USD 350.000 millones. La cifra forma parte del mensaje político con el que la administración libertaria intenta reforzar expectativas sobre la próxima década.
Caputo enmarcó esa proyección dentro de una estrategia que combina recursos naturales y apertura externa. Sostuvo que la minería aportaría USD 162.000 millones adicionales y que ambos sectores permitirían construir una estructura de crecimiento menos dependiente del mercado interno. El planteo oficial apunta a instalar que la economía argentina debe apoyarse en exportaciones de mayor escala y en sectores con capacidad de generar divisas de manera sostenida.
El ministro vinculó ese horizonte con señales que, según él, muestran un cambio de tendencia en la actividad. Mencionó que la recaudación comenzó a recuperarse y que algunos sectores, como industria y construcción, registran variaciones positivas en la serie desestacionalizada del EMAE. Caputo buscó presentar esos datos como evidencia de que la estabilización macroeconómica empieza a reflejarse en indicadores concretos.
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En su exposición, también se refirió al comportamiento de los precios. Aseguró que la demanda de dinero muestra una recuperación y que la combinación de tasa de interés y tipo de cambio anticipa una desaceleración de la inflación en los próximos meses. El mensaje se inscribe en la estrategia oficial de sostener que el proceso de desinflación continúa, pese a la volatilidad reciente.
Caputo describió los últimos meses como un período de tensión excepcional para el programa económico. Enumeró episodios de dolarización de portafolios, suba del riesgo país, caída en la demanda de dinero y un shock externo por el aumento del combustible. Señaló que, en otro momento, ese conjunto de factores hubiera puesto en riesgo la continuidad del Gobierno. La intención fue reforzar la idea de que el programa resistió un contexto adverso sin alterar su rumbo.
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El ministro dedicó un tramo de su presentación a la infraestructura. Afirmó que para julio estarán licitados y en obra 9.000 kilómetros de corredores viales bajo esquemas concesionados y que ese movimiento tendrá impacto en la construcción y en la actividad asociada. También anticipó que el Gobierno espera avanzar este año con la privatización de AySA, Intercargo y los ferrocarriles de carga, con un ingreso estimado de USD 2.000 millones.
En materia laboral, Caputo sostuvo que el empleo total no cayó y que se crearon 100.000 puestos informales, aunque reconoció que ese fenómeno no es deseable. Utilizó esa afirmación para insistir en la necesidad de reformas estructurales que, según el oficialismo, deberían corregir distorsiones del mercado de trabajo.
El cierre de su intervención estuvo dedicado a la validación internacional del programa. Caputo afirmó que en la reunión de ministros del G20 Argentina fue presentada como ejemplo y mencionó elogios del FMI y del Tesoro de Estados Unidos. El mensaje buscó reforzar la idea de que el rumbo económico cuenta con respaldo externo y que la energía y la minería serán los ejes del nuevo ciclo exportador que el Gobierno intenta instalar como narrativa dominante.
La agenda de infraestructura volvió a ubicarse en el centro de las decisiones de inversión.
Tres frentes concentran la mayor capacidad de transformar proyectos hoy demorados en flujos efectivos de capital: el Belgrano Cargas, los corredores viales que sostienen la actividad energética y minera, y la logística que condiciona la competitividad del cobre y el litio en el norte del país. La oportunidad no surge de nuevas obras, sino de la posibilidad de completar las que ya están diseñadas y que hoy funcionan como límite operativo para sectores estratégicos.
El primer eje es el Belgrano Cargas. La falta de avance en tramos clave del ferrocarril mantiene en suspenso inversiones mineras y agroindustriales en el NOA. La distancia entre yacimientos y puertos, sumada al costo del transporte por camión, eleva el CAPEX de los proyectos y reduce su viabilidad económica. Para varias compañías, la decisión de avanzar depende de contar con un esquema ferroviario que permita bajar costos logísticos de manera estructural. La oportunidad radica en reactivar obras que ya tienen ingeniería definida y que podrían destrabar proyectos de cobre y litio de escala exportadora.
El segundo frente son las rutas estratégicas vinculadas a Vaca Muerta y a los corredores mineros del norte. La saturación de tramos críticos y la falta de mantenimiento generan demoras, incrementan costos y limitan la capacidad de expansión de la actividad. En Neuquén, la presión sobre las rutas 7, 51 y 17 obliga a acelerar esquemas de financiamiento mixto para sostener el crecimiento del shale. En el NOA, la minería enfrenta desafíos similares en accesos que no fueron diseñados para soportar el tránsito de equipos pesados. La oportunidad está en convertir estos corredores en infraestructura industrial estable.
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El tercer componente es la minería. Los proyectos de cobre y litio avanzan en función de la disponibilidad de rutas, energía y transporte. La infraestructura determina la competitividad: sin logística adecuada, los costos operativos superan los umbrales que permiten justificar inversiones de largo plazo. La oportunidad surge de coordinar obras que ya están identificadas como prioritarias y que permitirían que proyectos hoy en evaluación pasen a etapa de ejecución.
La combinación de estos tres frentes configura un mapa de oportunidades donde la infraestructura actúa como variable habilitante. No se trata de nuevos anuncios, sino de completar obras que ya cuentan con trazados, estudios y demanda concreta. La magnitud de las inversiones privadas que dependen de estas definiciones convierte a la infraestructura en un factor decisivo para el desarrollo de los próximos años.
El yacimiento Manantiales Behr inició una nueva etapa con el traspaso formal de la operación desde YPF a Pecom, en un movimiento que reconfigura el mapa de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El acuerdo, firmado con la presencia del gobernador Ignacio Torres, fija un compromiso de inversión de USD 191 millones y pone fin a un período de incertidumbre sobre el futuro del área. El traspaso operativo entra en vigencia el 1 de mayo y ya se encuentra en ejecución la transición técnica y administrativa.
El esquema de inversiones se estructura en etapas. Dirigentes del sector petrolero confirmaron que una primera fase contempla alrededor de USD 110 millones, mientras que el resto se desplegará en los años siguientes. El diseño del plan no apunta a una expansión agresiva de la perforación, sino a sostener la producción mediante un uso más intensivo de técnicas de recuperación mejorada. El objetivo central es administrar el declino de un yacimiento maduro sin provocar un deterioro abrupto en los volúmenes extraídos.
En el frente operativo, se definió un hito claro: el ingreso de un equipo perforador hacia la mitad del año. Ese movimiento marcará el inicio de una nueva campaña de pozos, complementada por intervenciones sobre la infraestructura existente. La estrategia prioriza la recuperación terciaria, la optimización de pozos en producción y el ajuste de parámetros de inyección, antes que una expansión masiva del parque de perforación. El equilibrio entre actividad, costos y resultados productivos aparece como el eje de la nueva gestión.
La provincia de Chubut condicionó políticamente el traspaso a la existencia de un compromiso explícito de inversión y continuidad operativa. El gobierno provincial y el sindicato petrolero presentaron públicamente los montos y las fechas clave, lo que funciona como una forma de garantía política frente a la ausencia de documentación técnica detallada en el ámbito público. El mensaje oficial es que el cambio de operador no puede traducirse en caída de producción, empleo ni regalías.
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Pese a la visibilidad de los anuncios, todavía no se conocen en detalle el número de equipos comprometidos, la cantidad de pozos a perforar por año ni la curva de producción proyectada. Tampoco se difundieron las características específicas de las garantías financieras asociadas al acuerdo. Esa falta de información técnica pública convive con un escenario en el que gobierno, empresa y sindicato coinciden en presentar el traspaso como un cierre de etapa y el inicio de un esquema más previsible para el área.
Manantiales Behr se convierte así en un caso test para el modelo de salida de YPF de áreas maduras y la entrada de nuevos operadores privados con foco en gestión de yacimientos en declino. El desempeño de Pecom en los próximos meses será observado de cerca por la provincia, por el resto de las compañías de la cuenca y por los trabajadores, en un contexto en el que la estabilidad productiva y la capacidad de sostener la actividad serán los indicadores centrales para evaluar la consistencia del nuevo esquema.
El ministro de Industria y Tecnología Avanzada y CEO de la petrolera estatal ADNOC, Sultan al Jaber, difundió la novedad este martes en sus redes sociales.
Emiratos Árabes Unidos sacudió este martes el mapa del poder petroleo global con el anuncio de su salida de la Organización de Países Exportadores de Pétroleo (OPEP). El histórico club perderá a su miembro más relevante luego de Arabia Saudita, si se considera que son los miembros con las mayores capacidades ociosas de producción de petróleo crudo.
La salida de la OPEP, que será efectiva a partir del 1 de mayo, fue comunicada a través de la agencia oficial de noticias WAM. «Ha llegado el momento de centrar nuestros esfuerzos en lo que dicta nuestro interés nacional y en nuestro compromiso con nuestros inversores, clientes, socios y los mercados energéticos mundiales», reza el comunicado. El Estado árabe es el controlante de la petrolera estatal ADNOC, que ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG que lidera YPF.
La organización fue fundada en 1960 por Irak, Iran, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela para coordinar metas de producción y pujar con las grandes petroleras occidentales por la formación de los precios en el mercado internacional. Emiratos Árabes Unidos (EAU) se sumó en 1967 a través del Emirato de Abu Dabi y luego continuó siendo miembro tras la formación del país en 1971.
Según las últimas metas de producción anunciadas a comienzos de este mes, EAU se comprometió a un objetivo de producción de 3.477.000 de barriles por día, aunque el país cuenta con una capacidad de producción de al menos 4,8 millones de bpd.
Los motivos de Emiratos Árabes Unidos para dejar la OPEP
La salida de EAU es un golpe directo a la capacidad de la OPEP de influir en la formación de los precios internacionales del petróleo. Una capacidad de influencia que se erosionó en la última década tras el ingreso en escena del shale oil en los Estados Unidos.
La jugada también explicita la intención de incrementar significativamente su capacidad de producción, una postura que en los últimos años generó fricciones con Arabia Saudita al interior del cartel petrolero.
«Con una amplia y competitiva base de recursos, los EAU seguirán colaborando con sus socios para desarrollar dichos recursos, impulsando así el crecimiento económico y la diversificación», agrega el comunicado.
La discusión interna de los últimos años giraba en torno a las líneas base de producción, que sirven para establecer las cuotas de producción por país y fijar los aumentos o recortes en función de estas. La prioridad para EAU era incrementar su cuota de mercado.
En cambio, Arabia Saudita, el principal productor y exportador del grupo, presionaba para no volcar más producción al mercado, en pos de detener la baja de los precios, que se revirtió tras el estallido de la guerra en Medio Oriente.
La consultora Rystad Energy destacó que la salida de los Emiratos supone un golpe directo a la OPEP al perder a un miembro con una capacidad ociosa de producción muy relevante. «Una OPEP estructuralmente más débil, con menor capacidad de producción concentrada dentro del grupo, tendrá cada vez más dificultades para ajustar la oferta y estabilizar los precios», dijo la consultora en una nota difundida en la tarde del martes.
Rystad también señala que el movimiento puede responder a una intención de incrementar su cuota en un mercado global cuya demanda alcanzará eventualmente un techo y luego declinará.
«Los Emiratos Árabes Unidos, con una capacidad de producción de alrededor de 4,8 millones de barriles diarios y un margen considerable para aumentar la producción, están en una posición especialmente ventajosa para seguir una estrategiade este tipo fuera del grupo«, concluyó.
YPF Digital, en conjunto con Santander Argentina, anunciaron el lanzamiento de una nueva funcionalidad en la App YPF que permitirá a los usuarios obtener rendimiento sobre el dinero disponible en su cuenta, marcando un nuevo avance en la evolución de su propuesta digital.
La iniciativa responde a una de las funcionalidades más esperadas por los usuarios y refuerza el compromiso de ambas compañías en el desarrollo de soluciones centradas en mejorar la experiencia y la eficiencia en la gestión del dinero.
A partir de mayo, los saldos disponibles en la App podrán generar rendimiento de manera simple, transparente y automática, con la aceptación previa del usuario. La tasa se estima que será muy competitiva, permitiéndole a APP YPF ubicarse entre las opciones más atractivas del mercado.
“El dinero en cuenta es hoy el medio de pago más utilizado dentro de la aplicación. Con esta nueva funcionalidad, proyectamos acelerar su adopción, crecer y consolidar su uso, apoyados en una propuesta de valor que combina eficiencia para todo el ecosistema y una de las tasas de rendimiento más altas del mercado para el usuario”, señaló Mauro Cercós, Gerente General de YPF Digital.
La solución fue desarrollada junto a Santander Argentina, que aporta la infraestructura financiera. La gestión de los fondos y la administración de los instrumentos de inversión está a cargo de Santander Asset Management Argentina, lo que permite generar rendimientos de manera automática.
Este desarrollo se enmarca en la estrategia del banco de integrarse como socio financiero de los principales ecosistemas digitales del país, acercando soluciones simples, seguras y accesibles a millones de usuarios en su vida cotidiana.
“Simplificar la gestión del dinero y generar valor en el día a día de las personas es uno de los ejes de nuestra estrategia. Esta funcionalidad es un paso concreto en ese camino, porque permite que millones de usuarios accedan a una solución de ahorro e inversión de forma simple y directamente desde la app que ya utilizan. Al mismo tiempo, refleja cómo en Santander estamos evolucionando hacia un modelo en el que integramos nuestras capacidades financieras en los principales ecosistemas digitales del país”, señaló José Bandin, Head de Retail & Comercial Banking & Insurance de Santander Argentina.
Documento: YPF-Público Documento: YPF-Público Este lanzamiento se enmarca en un proceso de evolución continua de la App YPF, que en los últimos meses desplegó funcionalidades como transferencias abiertas, pago en dólares, pago de servicios, autodespacho y precio diferencial nocturno, entre otras. De esta manera, amplía su relevancia en la vida cotidiana y consolida la relación digital con millones de usuarios. Acerca de Santander Argentina Santander Argentina es el primer banco digital con sucursales del sistema financiero argentino por volumen de depósitos. Con más de 280 sucursales, 8 sucursales de integración social y 11 Work Cafés, brinda servicios a más de 5 millones de clientes en 22 provincias y en la Ciudad de Buenos Aires. El banco impulsa un modelo de banca simple, personal y justa, con una fuerte inversión en tecnología, educación financiera y sostenibilidad, y una estrategia centrada en acompañar el desarrollo de las personas y las empresas. Acerca de YPF Digital YPF Digital es la compañía que integra y potencia los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes, con APP YPF como plataforma central que transforma la experiencia de consumo. Trabaja en la integración de aplicaciones, el lanzamiento de nuevas soluciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad
La compra de ARC Resources podría respaldar nuevas expansiones de GNL en la terminal LNG Canada, en la que Shell ya es accionista.
La petrolera Shell desembolsará más de US$ 16.000 millones para adquirir ARC Resources, una petrolera en Canadá que opera en la formación no convencional de Montney. La transacción le permitirá sumar reservas probadas de gas natural y una importante producción de líquidos en la costa oeste de Canadá, en donde ya tiene una participación en una terminal de exportación de GNL inaugurada en 2025.
La expansión de Shell en Canadá se inscribe en su estrategia global de inversiones para reforzar su liderazgo global en la producción y comercio de gas natural licuado. También supone un interés especial por activos con una salida directa por el océano Pacífico para atender los mercados en Asia, lo cual contrasta con la decisión el año pasado de no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG.
Más allá de esa decisión, Shell ratificó a comienzos de año sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muerta, donde planea invertir este año unos US$ 700 millones tras inaugurar una planta de procesamiento de gas natural y petróleo en Bajada de Añelo, un bloque que comparte con YPF en un 50%.
Acuerdo millonario de Shell con una petrolera canadiense
La petrolera angloholandesa anunció este lunes un acuerdo por un valor de 16.400 millones de dólares para adquirir los activos de ARC Resources. La empresa reportó el año pasado una producción diaria de 374.000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOEPD), de los cuales un 40% correspondió a líquidos asociados al gas natural.
“Esto consolida a Canadá como un territorio clave para Shell, al tiempo que impulsa nuestra estrategia de ofrecer más valor con menos emisiones”, dijo el CEO de Shell, Wael Sawan. La transacción se concretará en la segunda mitad de este año.
Las operaciones de upstream de ARC Resources se concentran en Montney, una formación de shale que se extiende entre las provincias de Columbia Británica y Alberta. Shell actualmente posee el yacimiento Groundbirch en Columbia Británica y el proyecto Gold Creek en Alberta.
La transacción generará sinergias con las actuales operaciones de Shell en Canadá, al combinar los aproximadamente 440.000 acres netos ya posee en Montney con los más de 1,5 millones de acres netos de ARC Resources. De esta forma, Shell añadirá aproximadamente 2000 millones de barriles de reservas probadas y probables equivalentes de petróleo.
Exportación de GNL desde Canadá
La petrolera internacional tiene una participación en la terminal de licuefacción y exportación LNG Canadá, proyecto al que suministra con gas desde Groundbirch. «Las reservas probadas y probables de gas de ARC tienen el potencial de respaldar el crecimiento de Shell en GNL en Canadá«, destacó la empresa.
LNG Canada es la primera terminal de exportación de GNL de Canadá. La planta realizó su primera exportación de gas natural licuado en junio del año pasado. La instalación cuenta con dos trenes de licuefacción en operación y con una capacidad global de producción de 14 millones de toneladas por año (MTPA).
Shell tiene como socios en LNG Canada a Petronas, PetroChina, Mitsubishi y la surcoreana KOGAS. La joint venture podría tomar este año una decisión final de inversión (FID) para una segunda fase que permitirá duplicar la capacidad actual de producción de GNL para el 2030.
Los movimientos de Shell son consistentes con su estrategia de incrementar las ventas de GNL entre un 4 y 5% por año hasta 2030. La petrolera proyecta que la demanda mundial de gas natural licuado aumentará en torno a un 60% para 2040, impulsada en gran medida por el crecimiento económico en Asia, la reducción de emisiones en la industria pesada y el transporte, así como por el impacto de la inteligencia artificial.
Maximiliano Westen (YPF) al micrófono, seguido de Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (PAE) y Pablo Ferrero (MSU Energy).
La industria del gas y petróleo en el país ajusta su ritmo de inversión a la volatilidad del mercado global, bajo la premisa de que las condiciones de competitividad las fija el escenario externo. El desarrollo de proyectos de escala en los que están embarcadas las principales operadoras de Vaca Muerta tiene un horizonte de oportunidad hasta la futura, pero segura, caída de las cotizaciones internacionales. En este contexto, la estrategia de las operadoras es utilizar el actual período de precios favorables y acelerar el desarrollo de los recursos.
Durante la mesa energética de la Expo EFI, los directivos Maximiliano Westen (YPF), Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (Pan American Energy) y Pablo Ferrero (MSU Energy), con la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, coincidieron en que la ventana de oportunidad actual permite adelantar inversiones para blindar el flujo de caja futuro. Según los expositores, el objetivo es evitar que la producción local quede en «offside» frente a competidores actualmente más eficientes cuando el ciclo de precios altos se revierta.
Maximiliano Westen, Vicepresidente de Estrategia, Desarrollo de Negocios y Control de YPF, señaló que «en un modelo exportador las reglas de juego dependen de un mercado externo caracterizado por su volatilidad«. En ese sentido, explicó que estar atento a las oportunidades es determinante para no quedar en «offside» ante las oscilaciones de los valores internacionales, por lo que la prioridad es consolidar la infraestructura y las eficiencias antes de escalar los niveles de actividad.
«Si hay algo que sabemos es que el precio va a volver a caer cuando haya cierta coordinación geopolítica en el mundo y tenemos que asegurarle al accionista la capacidad de entregar valor en esos escenarios de precios más bajos», afirmó respecto a la necesidad de operar con un lifting cost de US$40 a US$ 45 por barril.
Sobre la evolución operativa, el directivo destacó que «el plan 4×4 se consolidó como una marca de gestión a dos años de su lanzamiento, enfocada en delinear y ejecutar metas claras para poner en valor la roca de Vaca Muerta«. Westen detalló que los resultados actuales responden a un manejo activo del portfolio y a la decisión de concentrar esfuerzos en los activos más rentables para ganar competitividad global. «Tuvimos que elegir dónde podíamos ser eficientes y competitivos para dejar lugar a que otras compañías puedan hacerlo en una gran transformación», sostuvo en relación a la desinversión en cuencas donde la firma no hacía foco.
las principales operadoras coincidieron en la necesidad de acelerar las obras de infraestructura para blindar sus proyectos ante la volatilidad del mercado internacional de crudo y gas
En cuanto a los proyectos de escala, Westen presentó al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (Vmos) como el principal ejemplo de desarrollo colaborativo con el resto de la industria para garantizar una salida hacia el océano Atlántico. Esta obra de US$3.600 millones registra un avance superior al 60% y prevé iniciar sus exportaciones a finales de este año, con una capacidad que escalará de 180.000 a 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. El sistema, que es expandible hasta los 700.000 barriles, se complementa con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), donde la compañía proyecta una inversión de US$20.000 millones en infraestructura para convertir el gas en un commodity global.
Resiliencia operativa en un mercado global
Hernán Andonegui, gerente de Operaciones de Pluspetrol, detalló que la compañía se encuentra en una etapa de consolidación de su cartera tras la adquisición de activos estratégicos a ExxonMobil finales de 2024. Según el directivo, la puesta en valor de áreas como Bajo del Choique-La Invernada permite proyectar un crecimiento sostenido basado en recursos que compiten en productividad con los mejores yacimientos de Estados Unidos. «Es un momento de desarrollo de mucha confianza -dijo-, ya es más que optimismo, es certeza de la productividad que nos permitió pasar de una producción de 5.000 barriles inicial a 30.000 barriles en apenas un año«.
Respecto a la volatilidad del mercado, Andonegui hizo hincapié en que «la eficiencia debe ser el eje de toda la cadena de valor para absorber los vaivenes de los precios internacionales«. Explicó que, «debido a los tiempos lógicos entre la perforación y la puesta en producción, la industria debe estar preparada para escenarios de bajas cotizaciones». Asimismo, destacó que este desarrollo debe ir acompañado de una mejora en la conectividad logística y en las condiciones de las comunidades, citando acuerdos de colaboración con la provincia del Neuquén para fortalecer zonas como Rincón de los Sauces.
Fausto Caretta, director general de Upstream de Pan American Energy (PAE), centró su análisis en la oportunidad de transformar el gas de Vaca Muerta en un commodity global a través del Gas Natural Licuado (GNL). Advirtió que, «al ingresar al mercado internacional, la Argentina se enfrenta a un entorno abierto donde debe competir directamente con el productor más eficiente del mundo, que es Estados Unidos«. En este sentido, Caretta resaltó que «el marco normativo del RIGI aportó la seguridad jurídica necesaria para avanzar en proyectos de largo plazo que permitan vender la molécula de gas en condiciones competitivas».
Luis Caputo en la Expo EFI: el titular del Palacio de Hacienda enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado para fomentar la inversión.
Sobre los hitos del proyecto Southern Energy (SESA), el ejecutivo destacó la incorporación de socios internacionales como Golar y la firma del primer contrato para el 80% de la capacidad del primer barco hacia finales de 2027. «Es un hito histórico para el país, no solo para los socios, va a ser la primera exportación de GNL de la Argentina«, afirmó, proyectando un escenario donde «el país podría situarse entre los cinco mayores exportadores mundiales para el año 2030». Caretta subrayó que la demanda global de GNL tiene una visibilidad de hasta 40 años, lo que garantiza un mercado sostenido para el recurso local.
Finalmente, Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, analizó el proceso de desregulación iniciado para que los servicios eléctricos comiencen a reflejar los costos reales del sistema. Según Ferrero, «el desarrollo de Vaca Muerta genera un efecto virtuoso en el sector eléctrico, ya que gran parte de la generación termoeléctrica argentina se sustenta en el gas natural«. Esta disponibilidad de recurso «facilita, además, el crecimiento de las energías renovables, dado que no es posible expandir estos parques sin un respaldo firme de generación térmica que garantice la estabilidad del sistema».
El directivo también advirtió sobre la urgencia de invertir en infraestructura de transmisión para que los recursos lleguen efectivamente a los centros de consumo. Ferrero explicó que «las líneas de alta tensión son fundamentales para convertir los centros de generación en polos de desarrollo productivo, complementándose con tecnologías de rapidez como las baterías para resolver nodos críticos«. En ese sentido remarcó que el soporte de potencia firme sigue dependiendo del sistema termoeléctrico ante los picos de demanda.
Culminó la etapa económica de la privatización de Transener con la apertura de sobres.
Finalmente, el consorcio integrado por Genneia y Edison Energía resultó ganador de la licitación nacional e internacional de la parte accionaria del Estado de la sociedad controlante de Transener, la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.
Tal y como anticipó EconoJournal, la oferta de Genneiay Edison Energía -USD 356.174.811,78- superó a la de los otros dos candidatos que habían alcanzado la etapa económica del proceso de privatización: Central Puerto S.A y Edenor S.A. y se queda con el total de la participación accionaria del Gobierno en CITELEC S.A. la sociedad controlante de Transener. El otro 50% de la empresa está en manos de Pampa Energía, el holding liderado por Marcelo Mindlin.
Según consigna el gobierno en su página oficial, la adjudicación está prevista para el mes próximo, tal y como lo establece el cronograma oportunamente detallado dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).
El rol clave de Transener en el sistema eléctrico nacional
El Estado licitó la totalidad de su participación accionaria en CITELEC S.A, la controladora de Transener.
Transener tiene un rol clave dentro del funcionamiento eléctrico nacional. En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz, en la práctica, la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.
La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares.
A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.
Para Genneia, el pliego ganado implica el ingreso de un nuevo vertical de negocios en el segmento del transporte eléctrico, mientras que para el holding Edison Energía representa la consolidación de su crecimiento en el sector eléctrico donde ya cuenta con activos de peso.
La ilusión de una transición energética acelerada, lineal y prácticamente irreversible hacia un mundo post-fósil se enfrenta, una vez más, con la realidad cruda de la geopolítica.
Los conflictos bélicos en Ucrania y el Golfo —arteria vital del sistema energético global— no ha hecho sino recordar una verdad incómoda: el petróleo, el gas y sus derivados continuarán siendo, en muchos aspectos, insustituibles en el corto y mediano plazo y también -digámoslo de una buena vez- en el largo plazo.
Desde sus orígenes conceptuales, la seguridad energética ha estado íntimamente ligada a los combustibles fósiles. Ya en la crisis de 1973, el eje del problema era garantizar el suministro continuo de petróleo y proteger infraestructuras críticas. Décadas después, la definición de la Agencia Internacional de la Energía mantiene, aunque matizada por preocupaciones ambientales, ese núcleo duro: disponibilidad física, precios asequibles y continuidad del suministro.
Es precisamente esta continuidad la que la guerra vuelve a poner en cuestión. El Golfo Pérsico no es un escenario periférico, sino el corazón de la circulación energética mundial. Cualquier perturbación en sus rutas —en particular en el estrecho de Ormuz— tiene efectos inmediatos sobre precios, expectativas y decisiones estratégicas. En este contexto, la transición energética deja de ser una narrativa tecnológica para convertirse en una variable subordinada a la estabilidad geopolítica.
La razón de fondo es estructural. Las economías contemporáneas no solo consumen energía: están organizadas en torno a sistemas complejos que dependen de infraestructuras fósiles. El transporte marítimo y aéreo, la petroquímica, la producción de fertilizantes, los plásticos, la logística global e incluso buena parte de la generación eléctrica continúan anclados en hidrocarburos. No se trata únicamente de una fuente energética, sino de un insumo civilizatorio.
A esto se suma un hecho frecuentemente soslayado: la transición energética no elimina las dependencias, las transforma. La expansión de las renovables exige cantidades crecientes de materias primas esenciales —litio, cobalto, tierras raras— cuya producción está aún más concentrada geográficamente que la del petróleo. En lugar de disipar la geopolítica, la reconfigura, generando nuevas vulnerabilidades y cuellos de botella.
Más aún, la electrificación masiva implica una creciente dependencia de redes altamente interconectadas —eléctricas y digitales— cuya resiliencia dista de estar garantizada. La proliferación de ciberamenazas sobre infraestructuras energéticas críticas introduce un vector de riesgo adicional que, paradójicamente, refuerza el valor estratégico de sistemas energéticos diversificados, entre ellos los fósiles.
¿Verde?
La arquitectura material de las energías limpias descansa, todavía, sobre cimientos fósiles. Las palas de los aerogeneradores y los marcos de los paneles solares incorporan resinas y polímeros derivados del petróleo; las torres y sus basamentos exigen acero y cemento, cuya producción requiere altas temperaturas hoy provistas, en su mayoría, por carbón o gas natural; y la propia cadena logística —desde la extracción de litio o cobre hasta el transporte global de componentes— depende de combustibles fósiles.
A ello se suma una restricción estructural: la intermitencia. Allí donde el sol declina o el viento cesa, el sistema eléctrico precisa fuentes firmes. En la práctica, las centrales de ciclo combinado a gas suplen esas caídas de generación, mientras que el almacenamiento a gran escala aún no ha alcanzado la madurez técnica y económica necesaria para prescindir de los hidrocarburos como respaldo.
No se vislumbra emancipación energética. El hidrógeno es sólo un vector que requiere de energía para su producción; la electrificación del transporte demanda más energía firme, gestionable. Las nuevas fuentes energías renovables aún requieren hidrocarburos para nacer y sostenerse. No hay transición salvadora.
El “Peak Oil”cada vez mas lejos
Prospectiva de la IEA
Así, la guerra en el Golfo opera como un revelador. Allí donde el discurso de la transición prometía una progresiva desvinculación de los combustibles fósiles, la realidad muestra que, ante la incertidumbre, los Estados priorizan el aseguramiento inmediato del suministro. Los países consumidores buscan diversificar fuentes y rutas; los productores, garantizar mercados; los Estados de tránsito, maximizar su posición estratégica.
La consecuencia es clara: la transición energética no se detiene, pero tampoco avanza al ritmo proclamado. Se ralentiza, se vuelve errática, condicionada por crisis que reafirman el papel del petróleo y el gas como pilares de estabilidad sistémica. En un mundo atravesado por tensiones geopolíticas crecientes, la energía deja de ser un problema técnico para volver a ser, como en sus orígenes, un problema de poder.
Así, lejos de un reemplazo abrupto, lo que se perfila es una larga coexistencia. Los hidrocarburos no desaparecen: se revalorizan como garantes de seguridad en un entorno incierto. La transición, más que una ruptura, aparece entonces como un proceso lento, fragmentado y profundamente condicionado por la geopolítica. Y en ese proceso, el Golfo —y las crisis que en él se gestan— seguirá siendo un recordatorio persistente de los límites de cualquier promesa de sustitución inmediata.
Alternativas pero reales
En este contexto de un futuro que impide realizar prospectivas realistas, en los ámbitos de planificación comienza a reconsiderarse de la energía nuclear como vector de estabilidad.
Lejos de los debates ideológicos que marcaron décadas anteriores, su carácter de fuente continua, gestionable y de alta intensidad energética, la posiciona como una alternativa atractiva frente a la intermitencia de las renovables y la volatilidad del precio y disponibilidad de los hidrocarburos. A ello se suma su relativa competitividad en costos una vez amortizadas las inversiones iniciales, así como su capacidad para reforzar la autonomía energética de los Estados. No obstante, su desarrollo exige niveles particularmente elevados de formación técnica, marcos regulatorios robustos y una cultura de seguridad rigurosa, lo que la convierte no solo en una opción energética, sino en un verdadero proyecto de política científica e industrial de largo plazo.
En paralelo, la coyuntura también está poniendo sobre la mesa el papel de la energía hidroeléctrica. Dentro de las estrategias de largo plazo se vuelve a pensar en una fuente renovable dotada de una elevada capacidad de gestión y almacenamiento —especialmente en sistemas con embalses— que permite regular la oferta eléctrica y acompañar la demanda con mayor previsibilidad. Su costo operativo relativamente bajo una vez construida, su larga vida útil y su contribución a la estabilidad de los sistemas eléctricos la convierten en un enorme activo estratégico.
Sin embargo, su despliegue no está exento de desafíos: requiere inversiones iniciales significativas, planificación territorial compleja, consensos sociales -gracias a las ONG´s que frenan el desarrollo, -particularmente en los países con menores recursos- y una ingeniería de alta especialización.
La conclusión que se impone, entonces, es incómoda pero ineludible: la energía ha vuelto a ocupar el centro de la disputa por el poder, y con ella, la política en su sentido más crudo. La retórica de una transición ordenada, guiada exclusivamente por imperativos ambientales, cede frente a la evidencia de que son los Estados —y no los mercados ni las consignas— quienes, en última instancia, definen los ritmos, las prioridades y los límites del cambio energético. En este escenario, la autonomía energética deja de ser un objetivo técnico para convertirse en un atributo esencial de la soberanía.
Aquellos países capaces de articular una matriz diversificada, apoyada en recursos propios, capacidades tecnológicas y decisiones estratégicas firmes, ampliarán sus márgenes de maniobra. Los demás quedarán, una vez más, expuestos a las presiones externas, a la volatilidad de los mercados y a las agendas impuestas. Porque, como vuelve a demostrar la crisis del Golfo, no hay transición posible al margen de los conflictos entre los grandes factores de poder y toda política energética es, en última instancia, subsidiaria de las tensiones geopolíticas.
Genneia S.A. (UTE Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.) realizó la mejor oferta económica, de 356.174.811,78 dólares, en el marco de la licitación nacional e internacional convocada por el gobierno para la venta del 100 % de su participación accionaria (de 52 por ciento) en CITELEC S.A., sociedad controlante de la transportadora de electricidad en alta tensión Transener.
La Comisión Evaluadora de ésta licitación había verificado el cumplimiento de los requisitos técnico-patrimoniales previstos en el Pliego de Bases y Condiciones, habilitando a tres empresas a participar de la etapa siguiente, de apertura de las ofertas económicas:
● Genneia S.A. (Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.): U$S 356.174.811,78 ● Central Puerto S.A.: U$S 301.000.000 ● Edenor S.A.: U$S 230.000.000
Transener administra una infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que atraviesan el país de norte a sur, una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre Jujuy y Santa Cruz, y opera instalaciones que constituyen la columna vertebral del transporte eléctrico nacional.
Asimismo, Transener controla Transba, concesionaria del servicio de Transporte de Energía Eléctrica por distribución troncal en la Provincia de Buenos Aires, con excepción de las instalaciones ubicadas dentro de la jurisdicción de Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.
Las acciones controlantes de Transener ahora privatizadas estaban en manos de la estatal ENARSA, empresa que el gobierno esta desguazando.
En un comunicado, el ministerio de Economía destacó que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.
“Con esta etapa, el proceso ingresa en su tramo final y permitirá retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, consolidando el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, donde la prestación del servicio público queda en manos privadas bajo regulación estatal”, se indicó.
La adjudicación está prevista para el mes de mayo, conforme al cronograma establecido, completando una instancia central dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).
Cabe señalar que el ministro de Economía, Luis Caputo, ratificó en las últimas horas la decisión del gobierno de Javier Milei de acelerar las privatizaciones de activos que quedan en manos del Estado Nacional, y en tal sentido señaló que pretende concluir dicho proceso hacia finales de este año, estimando que por esta política se pretende recaudar cerca de 2.000 millones de dólares.
Genneia y Edison Energía controlarán entonces Transener a través de Citelec
Poco después de conocido el resultado de la apertura de las ofertas económica, la UTE ganadora comunicó que “Genneia, compañía líder en generación de energías renovables, y Edison Energía, con negocios de generación, transmisión y distribución, anuncian que han resultado ganadores de la licitación para la adquisición de una participación accionaria clave en Transener, la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión de Argentina”.
Transener es la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, operando más del 80 % de la red de transmisión en este segmento. A través de su infraestructura, que se extiende por gran parte del territorio nacional y alcanza a más de 15 provincias, cumple un rol clave en la interconexión de los principales centros de generación con las áreas de mayor consumo, contribuyendo a la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico”, se describió.
A través de esta operación, ambas compañías formalizan su ingreso en el capital de la transportista. Con esta estructura, Genneia y Edison Energía asumen el co-control de la operación, junto a Pampa Energía (tenedora de otra participación accionaria).
Cabe referir que Genneia es empresa líder en la provisión de soluciones energéticas renovables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de energía eólica y el 26 % de la solar. La compañía cuenta con 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento que han elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.580 MW.
En cuanto a Edison Energía, se trata de un holding creado por Juan y Patricio Neuss, junto a Rubén Cherñajovsky, Luis Galli (del grupo Newsan, fabricantes en Tierra del Fuego) que en los últimos años incursionó en el rubro energético en varias provincias. Juntos con Guillermo Stanley y Carlos Giovanelli (Inverlat Investments), accediaron a la distribución de electricidad vía EDET, empresa de distribución eléctrica de Tucumán; EJESA, empresa jujeña de energía; LITSA, transmisión eléctrica en el litoral.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó este martes que la Argentina se encamina a niveles récord de exportaciones, apalancadas por la energía y la minería. En la apertura de la Expo EFI, en la ciudad de Buenos Aires, el funcionario estimó una balanza energética acumulada para la próxima década con exportaciones de US$350.000 millones en energía y otros US$160.000 millones en minería, sectores que calificó como los motores del superávit estructural que mantendrá el país.
«Estamos en niveles récord de exportaciones en cantidades. Por primera vez vamos a estar llegando o acercándonos a los US$100.000 millones de exportaciones», afirmó Caputo. Para el ministro, esta cifra es una «muestra contundente de que el debate sobre el tipo de cambio es secundario» frente a la creación de condiciones para el desarrollo privado.
En ese sentido, destacó que el programa económico resistió un «shock interno brutal de dolarización y una suba externa de combustiblesdel 60% que en otro momento hubiera sido suficiente para desestabilizar cualquier gobierno» en la Argentina.
Otro eje central de la presentación fue el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la balanza de divisas. Caputo reveló que actualmente existen 36 proyectos presentados por un total de US$95.000 millones. «Dentro de las próximas semanas van a estar entrando 7 u 8 proyectos más por hasta US$40.000 millones adicionales, donde la mayoría se van a concentrar en el upstream«, precisó el titular de Hacienda.
Con un marcado optimismo sobre los compromisos de inversión que viene presentando el sector energético y su impacto en la macroeconomía, Caputo subrayó que la maduración de estas inversiones es acelerada: «Un pozo en desarrollarse tarda 6 a 8 meses y en menos de un año ya están generando dólares».
Las cifras «impactantes» de la energía y la minería
Caputo señaló a la minería como un pilar de crecimiento en el país.
En cuanto al sector hidrocarburífero, el ministro presentó cifras que describió como «impactantes» para los próximos diez años. «Solamente en energía, de este año a 2035, prevemos un superávit de US$350.000 millones, y ese número está totalmente subestimado y va a ser mucho más alto«, vaticinó.
La minería también fue señalada como otro pilar para el ingreso de divisas y el fortalecimiento de las reservas del Banco Central. «En minería van a ser unos US$160.000 millones de superávit. Entre ambos sectores hay casi un Producto Bruto Interno por los próximos 10 años, son 50.000 millones adicionales por año de exportaciones», detalló el ministro ante el auditorio del Centro de Convenciones porteño.
«Hay que tomar conciencia de los números que son conservadores», pidió el ministro. Esta transformación marca un cambio de era para el sector, tras décadas de déficit: «Importamos US$30.000 millones entre 2013 y 2023, y ahora vamos a ser exportadores netos porque dimos previsibilidad y señales de precios«.
«En este contexto, el Banco Central esta teniendo que comprar dólares para sostenerlo en pleno shock externo y la tasa bajando 15 puntos porcentuales. Teníamos un escenario de compras moderado de US$7.000 millones objetivo conservador, y US$17.000 millones más optimistas y hoy estamos por arriba consecuencia de las inversiones en minería y energía principalmente«, aseguró.
Según su visión, este fenómeno responde a un cambio de modelo, ya que «la roca de Vaca Muerta siempre estuvo ahí, las montañas son las mismas, pero ahora se ofrecen las señales necesarias» para que el capital de riesgo se radique en el país.
La estabilidad monetaria y su relación con la consolidación de la macroeconomía
Los activos de Transener se encuentran en la lista de las desestatizaciones que prevee el Gobierno a corto plazo.
Respecto a la consolidación de la macroeconomía, Caputo vinculó directamente el éxito de estas inversiones y exportaciones con la estabilidad monetaria. «El Banco Central tiene que comprar divisas todos los días para defender el valor del dólar y que el peso no se aprecie más, porque esto no pasó nunca«, explicó para graficar la robustez del programa.
A pesar de reconocer indicadores negativos en el inicio del año por la caída de la demanda de dinero, aseguró que «la recaudación ya empieza a crecer» y que «los indicadores de marzo muestran signos positivos en sectores antes retrasados como la industria y la construcción«.
El plan oficial también contempla una fuerte inyección de fondos a través de desestatizaciones en el corto plazo. «Esperamos ingresos por US$2.000 millones antes de fin de año por privatizaciones y concesiones«, adelantó Caputo.
La lista de activos incluye empresas estratégicas para el sector energético y logístico como Transener, las centrales térmicas Manuel Belgrano y San Martín bajo control de Enarsa, y la segunda etapa de concesiones hidroeléctricas, además de otras firmas como Belgrano Cargas, Intercargo, AySA y la Casa de la Moneda.
Sobre el mercado de trabajo, el funcionario buscó relativizar las cifras de desempleo al diferenciar la situación del sector formal e informal. «Se habla mucho del nivel de empleo, que no cayó, sino que cayó el nivel de empleo registrado«, analizó, y defendió la ley de modernización laboral como una herramienta clave para revertir esta tendencia. «La realidad es que se crearon más de 100.000 puestos en el sector informal, pero la cantidad de empleo subió», remarcó para sostener su visión optimista sobre la recuperación económica.
Caputo también se refirió a la dinámica de precios y la tasa de interés como señales de recuperación de la confianza en la moneda local. «Cuando la tasa de interés baja y el tipo de cambio se aprecia, es muestra de que se está recuperando la demanda de dinero», sostuvo. Aunque admitió un pico inflacionario en marzo debido a factores estacionales y al shock externo, fue tajante en su pronóstico: «El proceso de desinflación se va a retomar tras un pico de marzo, pero esperamos que abril retome a la baja».
Finalmente, el ministro proyectó un escenario de mayor competitividad para el final del mandato en 2027. Según su esquema, «el modelo apunta a que los ciudadanos accedan a una mayor cantidad de bienes de mejor calidad y menor precio». Para lograrlo, enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado: «Desde lo público necesitamos seguir bajando impuestos, regulaciones y la logística, y se necesita invertir y competir desde el sector privado«.
