El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, comunicó por X que “tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda, la compañía ajustará en 1 % los precios de sus combustibles a partir del jueves 14” (de mayo).
Y agregó que “de igual manera, continuaremos aplicando el sistema de “buffer de precios” por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”.
“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent), manteniendo sin restricciones las demás variables que componen el precio, (por caso impuestos) tal como se ha hecho en el periodo anterior”, describió Marín.
Al respecto, señaló que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado, y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.
Marín explicó además que “continuaremos aplicando nuestro sistema de micropricing, que nos permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”.
“De esta forma, reiteramos nuestro compromiso honesto y moral con todos los consumidores, preservando la demanda en un contexto de libre mercado, sin perder rentabilidad ni generando perjuicios a nuestros accionistas ni a nuestros clientes”, sostuvo el CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal.
La decisión de YPF es presentada como independiente de alguna injerencia por parte del ministerio de Economía, cartera que procura aletargar la inflación de precios al consumidor.
Por otra parte, caba señalar que por la fuerte participación en el mercado local, la determinación de YPF tiene incidencia en el criterio de precios que aplicarán otras importantes marcas refinadoras y comercializadoras en el país.
En esta columna, Santiago Urbiztondo pone el foco en un rasgo distintivo de la estructura tarifaria de los servicios domiciliarios de gas natural y electricidad en el AMBA —y, con matices en el caso eléctrico, en el resto del país— durante los últimos quince años: la aplicación de cargos fijos fuertemente diferenciados entre usuarios residenciales según sus niveles de consumo promedio anual.
Por Santiago Urbiztondo*
En esta nota examino un rasgo saliente de la estructura tarifaria de los servicios domiciliarios de gas natural y electricidad durante los últimos tres lustros en el AMBA (y, aunque con diferencias en el servicio eléctrico, en toda Argentina): la aplicación de cargos fijos fuertemente diferenciados para usuarios residenciales según sus distintos niveles de consumo promedio anual. Se abordan dos perspectivas: i) evaluar su consistencia con la prohibición de subsidios cruzados y ii) examinar su eventual razonabilidad como parte de una estructura tarifaria óptima, en particular tomando en cuenta la existencia de una tarifa social que contiene una discriminación tarifaria en base al ingreso de los usuarios. Se concluye que la extrema diferenciación de cargos fijos residenciales según distintos niveles de consumo anual puede considerarse ineficiente, sin que esto demuestre –aunque lo sugiere claramente– la existencia de subsidios cruzados.
Se abordan dos perspectivas: i) evaluar su consistencia con la prohibición de subsidios cruzados y ii) examinar su eventual razonabilidad como parte de una estructura tarifaria óptima, en particular tomando en cuenta la existencia de una tarifa social que contiene una discriminación tarifaria en base al ingreso de los usuarios. Se concluye que la extrema diferenciación de cargos fijos residenciales según distintos niveles de consumo anual puede considerarse ineficiente, sin que esto demuestre –aunque lo sugiere claramente– la existencia de subsidios cruzados.
Las estructuras tarifarias residenciales de gas y electricidad en el AMBA, 2001-2025
A partir de año 2008, las tarifas residenciales de los servicios de gas natural y de energía eléctrica bajo la órbita regulatoria del gobierno nacional en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) han sido segmentadas por medio de la creación de múltiples sub-categorías tarifarias asociadas a los niveles de consumo anual de cada usuario, en las cuales los cargos fijos y variables que remuneran las actividades de transporte y distribución de dichos servicios fueron crecientemente diferenciados.
Desde entonces, las diferencias entre los cargos variables entre dichas sub-categorías tendieron a disminuir, algo que, sin embargo, prácticamente no ocurrió con los cargos fijos: actualmente, los usuarios residenciales de mayor consumo anual pagan, respecto de los usuarios residenciales de menor consumo, cerca de 23 veces más en el caso del gas natural y de 35 veces más en el caso del servicio eléctrico [1].
En términos generales, para cada usuario residencial –según haya sido el nivel de consumo de su hogar durante el último año, el cual define su pertenencia a una sub-categoría de consumo i– se aplica una tarifa en dos partes (T2P) que define el monto a erogar para el pago del servicio mensualmente de la siguiente manera: Ti = (Ai+Pi. Qi)*(1+t), siendo Ti la tarifa total, Ai el cargo fijo, Pi el cargo variable, Qi el nivel de consumo mensual y t la tasa impositiva agregada de los tres niveles de gobierno.
En el Cuadro 1 puede observarse la evolución de Ai y Pi para los usuarios residenciales de Metrogas y de Edenor (en CABA) considerando algunos años seleccionados y focalizando el análisis en los usuarios residenciales del denominado Grupo N1 cargo variable, Qi el nivel de consumo mensual y t la tasa impositiva agregada de los tres niveles de gobierno.
En el Cuadro 1 puede observarse la evolución de Ai y Pi para los usuarios residenciales de Metrogas y de Edenor (en CABA) considerando algunos años seleccionados y focalizando el análisis en los usuarios residenciales del denominado Grupo N1[2]
De allí se obtienen las siguientes conclusiones:
1) en 2001 había una única categoría de usuarios residenciales de gas natural, con una T2P con igual cargo fijo y variable aplicables independientemente del consumo de cada usuario, mientras que en el caso del servicio eléctrico residencial había sólo dos sub-categorías (R1 y R2) definidas automáticamente según cuál arrojara el menor gasto considerando el consumo promedio anual, esto es, había un menú simple de T2P con una opción de “bajo consumo” (pagando un cargo fijo menor y un cargo variable –o precio marginal– mayor) para R1 (hasta 150 kwh/mes);
2) desde 2008 se crearon varias sub-categorías tarifarias adicionales (pasó a haber 8 en gas natural –desde R1 hasta R34– y 9 en electricidad –de R1 a R9), introduciendo un cargo variable creciente con el consumo en gas natural y un cargo fijo creciente en electricidad (todavía, en este segundo caso, manteniendo rasgos de un menú de T2P con autoselección según el consumo, ya que el cargo fijo era creciente pero los cargos variables a partir de la sub-categoría R2 eran menores que el cargo variable de la sub-categoría R1);
3) en 2015 estas tendencias iniciadas en 2008 se profundizaron, excepto que en electricidad los cargos variables a partir de R2 dejaron de menores que los de R1;
4) en 2017, bajo la administración de Cambiemos, la discriminación tarifaria se agravó sustancialmente: en gas natural, ello ocurrió en el cargo fijo –el ratio entre los valores máximos y mínimos del cargo fijo (Ai max/min) pasó de 1,4 en 2015 a 4,5 en 2017–, con una evolución inversa pero algo más leve en el cargo variable –el ratio de cargos variables máximos y mínimos (Pi max/mín) cayó de 4,1 a 1,9; por otro lado, en electricidad el ratio de Ai max/mín estalló, pasando de 9,1 en 2015 a 52,6 en 2017, y el ratio de Pi max/ min también subió, aunque levemente, de 1,1 a 1,2;
5) en 2023, al final de la gestión del Frente de Todos, estas características sólo se atenuaron muy levemente, con el ratio de Pi max/min cayendo de 1,9 a 1,2 en gas natural y el ratio de Ai max/min haciendo lo propio de 52,6 a 43,1 en electricidad; y
6) en 2025, bajo la gestión de La Libertad Avanza, la discriminación se acentuó fuertemente en gas natural (ratios de Ai max/min pasan de 4,5 a 23,9 y ratios de Pi max/min de 1,2 a 1,6), con una leve reducción en electricidad (el ratio de Ai max/min cae de 43,1 a 36,8, pero el ratio de Pi max/min sube de 1,1 a 1,2).
Análisis regulatorio
Esta situación ha sido objeto de reiteradas críticas realizadas en notas previas donde señalé que las marcadas diferencias en los cargos fijos de gas natural y electricidad (presumiblemente) dan lugar a subsidios cruzados que, además de representar una distorsión en las señales que deben guiar el establecimiento de tarifas eficientes, están prohibidos por la legislación sectorial[3].
Sin embargo, para explorar esta situación con mayor precisión es necesario detenerse en el análisis de las siguientes preguntas: (i) ¿qué es lo que prohíbe la legislación actual?, (ii) ¿qué constituye un subsidio cruzado en términos técnicos?, (iii) ¿qué tipo de complejidad informativa es la que dificulta su demostración empírica?, y si (iv) ¿existe alguna definición alternativa de subsidios cruzados bajo la cual sea más fácil demostrar su existencia en las estructuras tarifarias del caso argentino que son examinadas aquí?
1. La legislación doméstica
Tanto el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076, aplicado hasta aquí por el ENARGAS) como el régimen general de la energía eléctrica (Ley 24.065, aplicado hasta aquí por el ENRE), cuya autoridad regulatoria desde 2026 recae en el recientemente creado Ente Nacional
Regulador del Gas y la Electricidad –ENRGE–, prohíben la existencia de subsidios cruzados, esto es, estructuras tarifarias en las cuales un grupo de usuarios paga (parte de) los costos de abastecer a otro grupo de usuarios, en los siguiente términos:
Art. 41, Ley 24.076: “… En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un consumidor o categoría de consumidores podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores.”
Art. 42, Ley 24.065: “Los contratos de concesión a transportistas y distribuidores incluirán un cuadro tarifario…(que) se ajustará a los siguientes principios… e) en ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un usuario o categoría de usuarios podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios.”
Se trata de condiciones que deben cumplir las tarifas reguladas, que representan tanto los montos que pagan los usuarios como los que perciben las empresas por el servicio prestado –los cuales son coincidentes en ausencia de subsidios fiscales, tal como ocurrió en 1992 cuando se sancionaron estas normas. En tal sentido, esta legislación no establece ninguna prohibición (por el contrario, lo autoriza explícitamente en el art. 48 de la Ley 24.076) respecto de la eventual aplicación de un subsidio fiscal npor parte del gobierno nacional o de cualquier gobierno provincial para alterar la tarifa (neta de dicho subsidio fiscal) que enfrentan los usuarios.
Art. 48, Ley 24.076: “Sin perjuicio que el cálculo de tarifas debe efectuarse de acuerdo a la metodología indicada en los artículos 38 y 39, el Poder Ejecutivo Nacional propondrá al Congreso Nacional otorgar subsidios, los que deberán ser explícitos y contemplados en el presupuesto nacional.”
En consecuencia, en estos servicios la implementación de una tarifa social (emergente por la aplicación de un subsidio fiscal, como ocurre desde 2022) no conduce a la existencia de un subsidio cruzado –prohibido por la legislación– pero ello sí puede ocurrir cuando las tarifas que reciben los prestadores (igual a las tarifas brutas, antes de impuestos, que pagan los usuarios) no respeten los principios que definen la existencia de un subsidio cruzado.
2. La definición de una estructura tarifaria libre de subsidios
A partir del trabajo seminal de Faulhaber (1975)[4], las tarifas libres de subsidios son aquéllas que se encuentran entre los denominados “costo incremental” y “costo solitario” (“stand-alone cost” –SAC– en inglés); el costo incremental representa el costo ocasionado exclusivamente por atender a un conjunto de usuarios de un servicio omitiendo el costo de la infraestructura existente y requerida para tal provisión (la cual representa costos fijos comunes a la atención del resto de los usuarios), mientras que el costo solitario incorpora los costos de dicha infraestructura que son necesarios para prestar el servicio al grupo de usuarios en cuestión, suponiendo que otros productos o grupos de usuarios no son abastecidos (esto es, atribuyendo al servicio en cuestión la totalidad del “costo fijo común” a incurrir).
Por ejemplo, tratándose de la distribución eléctrica en un municipio, la partición de servicios podría hacerse agrupando a los usuarios residenciales por un lado y a los usuarios industriales por el otro, o bien distinguiendo a distintos tipos de usuarios residenciales cuyas demandas son diferenciadas (por ejemplo, los usuarios de la periferia municipal y los usuarios del centro urbano), de modo tal que los costos variables y fijos (atribuibles y comunes a la atención de estas demandas) deben definirse y computarse acorde a la clasificación de servicios que se explore.
En el problema que motiva esta nota, referido al trato tarifario desigual que reciben distintos usuarios residenciales según sus niveles de consumo promedio anual, debería distinguirse entre la demanda residencial de muy bajo consumo y la de muy alto consumo, las cuales coexisten en distintas zonas dentro del área geográfica en la cual se presta el servicio, incluyendo en los costos fijos comunes los correspondientes a la red de transporte de media y baja tensión (entre otros posibles) y en los costos fijos atribuibles a cada grupo de usuarios los correspondientes a la conexión y atención comercial de cada domicilio (entre otros posibles).
Surgen varias preguntas operativas, destacándose en particular la siguiente: ¿los costos fijos de la red de distribución de baja tensión –desde los centros de transformación hasta cada domicilio o barrio– son comunes o atribuibles a cada demanda –de alto consumo y de bajo consumo residencial? Nótese que, si los costos fijos son atribuibles perfectamente a cada servicio o grupo de usuarios, entonces quedan incluidos dentro del costo incremental, y el costo incremental coincide con el costo solitario. Pero si los costos fijos son comunes a varios servicios, estos costos igualmente deben incurrirse cuando otros servicios o grupos de usuarios no son provistos, lo cual introduce una diferencia entre el costo incremental (donde los costos fijos comunes no son incorporados) y el costo solitario (donde éstos sí se incorporan).
Así, el rango de tarifas libres de subsidios puede ser muy amplio cuando la tecnología de producción incluye costos fijos que son comunes (compartidos) para la provisión del servicio a un amplio grupo de usuarios, en particular cuando los costos fijos además representan una porción saliente del costo total: cuando tales costos comunes son una porción muy elevada de los costos fijos (que son a su vez muy elevados respecto del costo total –en los servicios de transporte y distribución de gas natural y electricidad se entiende generalmente que los costos fijos representan más del 60% o 70% del costo total), la diferencia entre el costo incremental y el costo solitario puede ser muy alta, por lo cual las tarifas pueden variar entre distintos grupos de usuarios sin que ello constituya un subsidio cruzado.
3. La (imposible) confirmación empírica de los subsidios cruzados
Nótese que, en el contexto de esta nota, los precios o tarifas que corresponde evaluar son los cargos fijos residenciales, fuertemente diferenciados entre sub-categorías de usuarios con distintos consumos anuales, los cuales podrían representar subsidios cruzados entre dichos grupos. En particular, debe determinarse si el grupo de usuarios residenciales con mayor cargo fijo puede o no ser abastecido incurriendo en un costo solitario más bajo en caso de que el resto de los usuarios que pagan cargos fijos menores fueran excluidos del servicio.
Sin embargo, la determinación de costos incrementales y solitarios encierra desafíos prácticos (contables) sustanciales (ver Heald, 1996)[5]. Además de la posible existencia de efectos complementarios en las demandas de los distintos servicios que podrían alterar el rango de precios dentro del cual no existen subsidios cruzados, las dificultades técnicas incluyen la falta de acuerdo sobre una multiplicidad de puntos de vista (por ejemplo, la consideración de costos hundidos o sólo evitables según una visión de costo a largo plazo, o la utilización de costos históricos vs costos de reposición) e información asimétrica (sobre dichos valores de costos alternativos, así como respecto de su clasificación entre costos comunes o atribuibles a cada servicio), que impiden producir tests simples y creíbles para verificar si existen o no tales subsidios cruzados. Arribar a una conclusión empírica sobre la existencia o no de subsidios cruzados típicamente es, aún en los casos a priori más convincentes, una “misión imposible”.
4. Los subsidios cruzados como desvíos de una estructura tarifaria eficiente
Heald (1996, Sección 5), a la luz de esta enorme dificultad para definir de forma indubitable los costos incrementales y solitarios, nota incluso que en distintos ámbitos y contextos analíticos se utiliza una definición alternativa a la de Faulhaber (1975), según la cual los desvíos de las tarifas respecto de sus valores óptimos suelen considerarse como subsidios cruzados.
A mi juicio, tales desvíos respecto de estructuras óptimas, mientras no violen las condiciones de Faulhaber tratadas previamente, no constituyen subsidios cruzados sino distorsiones en sí mismas. En todo caso, un punto importante a examinar aquí es si la diferenciación de cargos fijos aplicados a distintos usuarios residenciales, constituya o no un subsidio cruzado, puede o no ser parte de una estructura tarifaria eficiente.
Como he argumentado en otra oportunidad, existe una sólida fundamentación técnica a favor de la optimalidad de una T2P con descuentos de suma fija otorgados a usuarios de bajos ingresos (que definen una tarifa social) [6]. Esta fundamentación, igualmente, omite considerar la posibilidad de que las elasticidades-precio de las demandas de conexión a la red de los distintos usuarios varíen no sólo por sus diferentes niveles de ingreso (explotado vía la tarifa social) sino también más generalmente por otros motivos no asociados a los distintos niveles del ingreso, que conduzcan a mayores demandas (por ejemplo, distintas preferencias, mayor tamaño del hogar, etc.).
En tal caso, como la tarifa social no incluye diferencias en los cargos fijos que no estén asociadas con diferencias de ingresos, habría un espacio para que la aplicación de cargos fijos diferenciados según el nivel de consumo promedio anual (que sintetiza la manifestación del resto de los determinantes de la magnitud de cada demanda residencial) igualmente sea parte de una solución óptima[7].
En todo caso, incluso bajo esta perspectiva amplia, la defensa de la fuerte diferenciación existente en los cargos fijos residenciales observada en el AMBA es muy débil: no existe un orden de magnitud razonable entre las diferencias de cargos fijos entre sub-categorías extremas de consumidores residenciales de gas y electricidad, por un lado, y la discriminación según los ingresos del hogar que supone la tarifa social vigente, por el otro.
Así, resulta imposible concluir que el estatus-quo pueda ser parte de una solución eficiente.
En efecto, el Cuadro 1 muestra que, en diciembre de 2025, los usuarios de más alto consumo –R4 en gas natural y R9 en electricidad– enfrentaron cargos fijos mensuales mayores en $ 38 y $ 24 (medidos en $ de 2001) que los que deben pagar en cada caso los usuarios de la sub-categoría R1; estos montos, expresados en dólares corrientes en dic-25, representan una diferencia de cargos fijos (antes de impuestos) igual a 52 USD/mes en gas natural y 33 USD/mes en electricidad, sumando un pago adicional de 85 USD/mes que debe hacer un usuario residencial de muy alto consumo de ambos servicios respecto de lo que debe pagar un usuario residencial de muy bajo consumo de ambos servicios (en los dos casos, sin mediar tarifa social alguna, esto es, sin que deba existir ninguna diferencia de ingresos entre ambos usuarios).
Y con relación al descuento que contiene la tarifa social, el Cuadro 2 muestra que los montos descontados del gasto mensual de los beneficiarios del Grupo N2 rondan los 13.500 $/mes (9,3 USD/mes) en gas natural y 18.400 $/mes (12,7 USD/mes) en electricidad, de modo tal que un usuario con consumo medio que accede a una tarifa social en ambos servicios recibe un descuento agregado menor a los 22 USD/mes (un descuento agregado que, en el caso de un usuario residencial promedio del Grupo N3, rondaba los 16 USD/mes).
Así, siendo las diferencias de ingresos de los hogares en distintas sub-categorías definidas por nivel de consumo promedio anual bastante anárquicas –los usuarios de muy bajo consumo pueden tener ingresos iguales o incluso mayores que los ingresos de algunos de los usuarios de más alto consumo–, la diferencia de cargos fijos –que alcanza a USD 85 mensuales agregando ambos servicios– no tiene mayor sentido cuantitativo al compararse con una tarifa social que sí está vinculada con diferencias de ingresos y contiene un descuento mensual inferior a USD 22 considerando ambos servicios conjuntamente.
Conclusión
El análisis presentado en esta nota arroja algunas respuestas a las preguntas iniciales. Primero, no toda diferenciación de cargos fijos para distintos grupos de usuarios (de alta demanda vs de baja demanda, por ejemplo) constituye un subsidio cruzado.
Segundo, una diferenciación suficientemente grande (cuya magnitud puede no ser medible de forma nítida) eventualmente sí contiene un subsidio cruzado.
Tercero, un ratio de más de 30 a 1 en los cargos fijos de los usuarios de muy alta demanda vs los usuarios de muy baja demanda (como ocurre entre los usuarios residenciales de las sub-categorías R9 y R1 en el servicio eléctrico del AMBA actualmente), e incluso un ratio mayor a 20 a 1 entre dichos cargos fijos (como ocurre en el caso del servicio residencial de gas natural por redes en todo el país), muy probablemente representen, en la enorme mayoría de los casos (esto es, en muchas de las áreas geográficas donde se prestan servicios, en particular en barrios donde los usuarios atendidos tienen demandas relativamente extremas y homogéneas), un subsidio cruzado.
Y cuarto, finalmente, aunque no constituyan subsidios cruzados, los cargos fijos diferenciados por nivel de consumo representan –en la magnitud observada en los últimos años en el AMBA– una discriminación injustificable como parte de una solución a un problema de optimización tarifaria: a) por un lado, porque las diferencias de ingresos son, desde 2002, captadas por la aplicación de subsidios fiscales explícitos (que han sido crecientemente –aunque no plenamente– infra-marginales desde 2022–); y b) por otro lado, porque la magnitud del subsidio fiscal contenido en la tarifa social promedio es muy inferior a la diferenciación tarifaria según niveles de consumo (que podría captar otras fuentes de diferencias en las demandas individuales, eventualmente diferentes al nivel de ingresos del hogar).
*Santiago Urbiztondo es Economista de FIEL
La nota se publicó originalmente en Indicadores de Coyuntura” Mayo 2026
[1] Por simplicidad en la exposición, se omiten las modificaciones recientes en el diseño de los subsidios que definen las tarifas sociales en estos servicios. Estos cambios están descriptos y analizados en Urbiztondo, S.: “Cambios en los subsidios energéticos: análisis de la propuesta oficial, Indicadores de Coyuntura No. 682, FIEL, enero 2026, y Urbiztondo, S.: “Los aumentos de las tarifas residenciales de gas natural y electricidad en el AMBA en febrero 2026”, Indicadores de Coyuntura No. 683, FIEL, marzo 2026.
[2] A partir de septiembre de 2022 –y hasta enero de 2026– el gobierno nacional procedió a segmentar las tarifas residenciales de estos servicios según los niveles de ingreso de los usuarios, creando tres grupos (N1 de ingresos altos, N2 de ingresos bajos y N3 de ingresos medios), siendo los últimos dos grupos (N2 y N3) alcanzados por subsidios fiscales explícitos aplicados en forma de descuentos sobre el precio mayorista respectivo hasta consumos con distintos topes. Desde enero 2026 se pasa a distinguir sólo entre los usuarios que reciben asistencia (subsidios fiscales) y los que no reciben subsidio fiscal (aunque se trate de una aproximación por cuanto subsiste cierto subsidio fiscal universal respecto del sobrecosto del GNL importado en el invierno). En el Cuadro 1 no se incluyen alternativas tarifarias correspondientes a planes de incentivos (premios y castigos por el ahorro o no del consumo en la comparación anual) aplicados en distintos sub-períodos en ambos servicios.
[3] Ver por ejemplo Urbiztondo, S.: “Nuevas tarifas en gas y electricidad en el AMBA: La normalización de hace esperar”, Indicadores de Coyuntura
No. 673, FIEL, abril 2025, además de las notas más recientes citadas previamente. Allí mencioné la complejidad técnica para constatar empíricamente que la diferenciación de tarifas residenciales pueda representar la existencia de subsidios cruzados, haciendo referencia a que éstos existieran con “alta probabilidad”, sin precisar adicionalmente esta cuestión.
[4] Faulhaber, G.R.: “Cross-Subsidization: Pricing in Public Enterprises”, The American Economic Review, Vol. 65, No. 5 (1975), pp. 966-977.
[5] Heald, D.: “Contrasting Approaches to the ´problem´ of cross subsidies”, Management Accounting Research Vol.7, 1996.
[6] Ver Navajas, F., S. Urbiztondo y J.P. Brichetti: “Lineamientos para una reforma regulatoria en energía a partir de diciembre 2023: gas natural y electricidad”, Documento de Trabajo No 131 de FIEL, diciembre 2023.
[7] De hecho, parece razonable suponer que en caso de multiplicar por 30 los cargos fijos actuales de los usuarios residenciales de muy bajo consumo (para igualarlos a los cargos fijos que pagan los usuarios de muy alto consumo en la actualidad tanto en gas natural como en electricidad en el AMBA), la reacción (en términos de desconexión del servicio) sería muy superior a la que se ha observado en los usuarios de más alto consumo (presumiblemente nula, ya que han podido reaccionar reduciendo parcialmente su consumo sin desconectarse)
El ministerio de Economía aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto y plan de inversión presentado por Transportadora de Gas del Sur denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” (ex GPNK), que consiste en la construcción, financiamiento, operación y mantenimiento de la infraestructura para generar una capacidad incremental de transporte de 14 millones de metros cúbicos por día al mencionado gasoducto troncal.
A través de la Resolución 676/2026, Economía enmarcó al proyecto de tgs en el sector “Petróleo y Gas”, subsector “Transporte y Almacenamiento”, y determinó como fecha de adhesión al RIGI el día 30 de abril de 2026.
Asimismo, estableció que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la R-676, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) TGS SD1 deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 % ) del monto de inversión mínima, de acuerdo con lo establecido por la ley (Bases) 27.742.
Conforme al plan de inversión aprobado, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte de TGS SD1 es el día 31 de diciembre de 2026, en los términos de lo dispuesto por la Ley referida.
Asimismo, la R-676 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar al amparo de la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742. Economía encomendó a la Secretaría de Energía y/o a quien esta delegue, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias.
La Resolución ya oficializada ordena comunicar a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una Clave Única de Identificación Tributaria (CUIT) especial para el VPU TGS SD1 y la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros establecidos por la ley 27.742 para este tipo de proyectos beneficiados con el RIGI.
Asimismo, se comunicará al Banco Central de la República Argentina (BCRA) a fin de que aplique a TGS SD1 como VPU titular del Proyecto de ampliación del Tramo I del GPM los incentivos cambiarios previstos en la referida Ley Bases, a excepción del beneficio de libre disponibilidad de las divisas de cobros de exportaciones previsto por el artículo 198 de la mencionada ley, que no fue solicitado por TGS SD1.
El proyecto aprobado y su realización
En los considerandos de la R-676 se refiere que el Proyecto implica la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza de la Concesión de Transporte del Tramo I del GPM, que se extiende desde Tratayén (Neuquén), hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires), que permitirá el transporte de la Capacidad Incremental de 14 MMm3/día.
TGS SD1 declaró que el Proyecto implicará una inversión total de U$S 550.000.000 y una inversión en activos computables de U$S 513.372.867, superando los montos mínimos de inversión contemplados en el decreto 749/2024 para acceder al Régimen de Incentivos.
Asimismo, se indica que TGS SD1 incorporó dentro de los activos computables aquellos previstos en el la ley 27.742 con el tope del quince por ciento (15 %) del monto mínimo de inversión, por la suma de U$S 45.000.000, acompañando la discriminación de rubros principales a los que se destinará la inversión.
TGS SD1 declaró en activos computables la suma de U$S 393.617.489 para el primer año contado desde la fecha de notificación de la aprobación del RIGI para el proyecto y del plan de inversión, y de U$S 30.575.689 para el segundo año.
Ecomomía puntualizó en la R-676 que “TGS SD1 presentó cronograma estimado de la inversión total del Proyecto con descripción del plazo de obra o construcción de dieciocho (18) meses a partir de 1° de noviembre de 2025, y declara como fecha estimada de inicio de operación el 1° abril de 2027”.
La empresa también acompañó el Plan de Desarrollo de Proveedores Locales del cual surge el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20 % de la totalidad del monto de inversión conforme lo determinado por el decreto 749/2024.
El proyecto de Iniciativa Privada presentado por tgs al gobierno nacional en 2024 implica agregar potencia al GPM para incrementar la capacidad de transporte desde los 25 millones de metros cúbicos actuales, hasta los 39 MMm3/día, describió en una exposición convocada por el MEGSA el CEO de la compañía, Oscar Sardi.
El directivo detalló que se preadjudicó en octubre del año pasado y su realización permitirá reducir la importacion de GNL y otros liquidos.
La inversión contempla la instalación en las plantas compresoras de seis máqinas, en Tratayen, Casa de Piedra, Chachamendi, Doblas y Salliqueló.
El transporte adicional calculado es de 14 millones de metros cúbicos día, de los cuáles 2 millones se destinarán a Bahía Blanca (Complejo General Cerri) y 12 millones al Gran Buenos Aires, CABA y Litoral, describió.
La obra también implica la instalación de un loop de 20 kilómetros y obras complementarias. Estará prevista la opción de agregar transporte por otros 6 MMm3/dia. La inversión total en este proyecto permitirá un ahorro anual estimado de U$S 700 millones en importación de insumos energéticos, lo que implica un importante ahorro de divisas para el país.
Así las cosas, deberá encararse la licitacion para la adjudicación de capacidad de transporte en firme para el GPM entre Tratayen y Salliqueló, y los tramos finales entre Salliqueló y el GBA.
Se otorgaron 5 nuevas becas a estudiantes de Ing. White con estudios secundarios finalizados para que puedan llevar adelante sus carreras de grado en universidades de la ciudad.
Bahía Blanca, 11 de mayo de 2026 – Compañía Mega, empresa argentina líder en el procesamiento de líquidos del gas natural, realizó un acto de entrega de becas en la edición 23 de su programa de becas universitarias Acompañando a Crecer.
El mismo contó con la presencia de Tomás Córdoba- Gerente General de la empresa, Andrés Pelegrina- Gerente de Operaciones Bahía Blanca; Mary Striebeck de Amorín, titular de la Fundación Cecilia Grierson, autoridades del ámbito educativo y municipal.
El programa, que se realiza desde el 2003 de manera ininterrumpida junto a la Fundación Cecilia Grierson, beneficia cada año a 5 nuevos estudiantes que egresan del sistema secundario de Ingeniero White y deciden continuar sus estudios universitarios en la Universidad Nacional del Sur o en la UTN Facultad Regional Bahía Blanca. El mismo pone foco en acompañar el crecimiento y el desarrollo profesional de los futuros egresados durante toda su carrera universitaria.
“Este es un año muy significativo para Compañía Mega: cumplimos 25 años de historia, trabajando con un propósito claro: contribuir con el desarrollo energético del país. Y si bien muchas veces hablamos del crecimiento y los resultados de la compañía, uno de nuestros pilares dentro de la empresa es el desarrollo de las personas y el acompañamiento a las comunidades donde estamos presentes. Y en ese sentido, este programa de becas lleva 23 años ininterrumpidos colaborando en esa dirección y es una muestra de nuestro compromiso sostenido en el tiempo” comentó Tomás Córdoba – Gerente General de Compañía Mega.
El programa “Acompañando a Crecer” ha permitido la formación de graduados en disciplinas como ingenierías, licenciaturas industriales, abogacía, enfermería, entre otras. Anualmente, se convoca a una inscripción para la incorporación de nuevos becarios y becarias, de los cuales se seleccionan 5 personas beneficiarias.
Así, los estudiantes cursan sus carreras universitarias en Bahía Blanca apoyados por el aporte de becas de Compañía Mega, que cuentan con una renovación anual. Para esto, el equipo de la Fundación Cecilia Grierson lleva a cabo tareas de seguimiento y acompañamiento de los estudiantes con el objetivo de evaluar tanto su desempeño académico como su bienestar.
En el año 2023, en el marco del aniversario n° 20 de Acompañando a Crecer, el programa fue declarado de interés municipal por el Honorable Concejo Deliberante de Bahía Blanca, con la Resolución n°64/2023.
Por Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel
La retórica sobre nuestra industria se había modificado radicalmente desde el primer trimestre de 2025. Hubo un «chequeo de realidad» sobre el ritmo de las transiciones energéticas. Se reconocieron finalmente la futilidad de imponer soluciones reduccionistas a un sistema tan complejo como energía-economía-clima, las condiciones de contorno que dicta la siempre creciente demanda de energía, las limitaciones tecnológicas de cadenas de valor de las energías renovables y el rol insoslayable, por el futuro concebible, de los hidrocarburos como base fundamental de la seguridad energética y de su asequibilidad.
Hoy la oferta y demanda de la energía sufren de inéditas incertidumbres ingénitas a la actual disrupción geopolítica mundial, pero también al desarrollo social y económico, las complejas cadenas de valor de todo lo relacionado aguas arriba y aguas abajo de los hidrocarburos, al despegue exponencial de la Inteligencia Artificial, y a las políticas sectoriales y regulatorias de nuestros países.
América Latina y el Caribe ofrecen alta prospectividad de subsuelo, tema que se profundizará en la 8ª Conferencia Arpel, del 1° al 4 de junio en Buenos Aires. Con menos del 10% de aporte a la producción global de petróleo y menos del 5% a la de gas en 2025, contribuyó con casi el 40% de los recursos hidrocarburíferos convencionales descubiertos desde 2020. Además, en general, la región ofrece términos contractuales y fiscales competitivos y es receptiva al capital privado e internacional. Más aun, está muy lejos de las zonas de conflictos militares en curso y no cuenta con puntos de estrangulamiento estratégico vulnerables para el transporte marítimo.
Por tanto, vislumbramos y aspiramos a un futuro prometedor para el sector de hidrocarburos en la región, con producciones crecientes en Brasil, Guyana, Surinam y Argentina. El extremadamente prolífico margen atlántico al sur de Brasil podría extenderse hasta Uruguay y Argentina, mientras que su margen ecuatorial se sitúa a lo largo del fairway Guyana-Surinam. Además, Vaca Muerta es, a nivel mundial, la única cuenca de shales capaz de rivalizar con los yacimientos de Permian e Eagle Ford.
En particular, el gas natural ha dejado de ser un puente para transformarse en un camino de acompañamiento a la descarbonización, porque genera menores emisiones que el carbón y los combustibles fósiles líquidos y, dada su naturaleza no intermitente, apalanca indirectamente a las energías renovables. Podremos aumentar su penetración en las matrices de más países de la región mediante una mejor integración vía ducto y GNL, mejorando así aún más las matrices regionales primarias y eléctricas más limpias del planeta. Podremos también exportar GNL hacia regiones con matrices mucho menos limpias que la nuestra, ayudando así a su descarbonización.
Se nos ha presentado entonces, como región, una excelente ventana de oportunidad y un desafío. Para aprovecharla, industria y gobiernos deben alinearse. Pero más allá de ofrecer términos contractuales y fiscales atractivos, nuestros gobiernos deben gestionar la percepción de estabilidad política y económica, estabilidad institucional más allá de ciclos electorales o de vaivenes ideológicos, estabilidad o previsibilidad regulatoria, mayor agilidad de los permisos ambientales, seguridad jurídica y transparencia.
Hoy, más nunca, tenemos que combinar visión estratégica con cooperación público-privada, pragmatismo y agilidad táctica.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión de la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS) al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno, que prevé una inversión de US$550 millones.
El ingreso oficial al RIGI del proyecto denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” quedó autorizado mediante la Resolución 676/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, donde se detalló que se enmarca en el sector de “Petróleo y Gas” y busca fortalecer la infraestructura energética del país.
El plan de inversión declarado por la empresa asciende a un total de US$550 millones, de los cuales US$513.372.867 corresponden a activos computables para el régimen.
De acuerdo a los plazos establecidos, la construcción tendrá una duración estimada de 18 meses, desde noviembre de 2025, y se prevé que la operación comercial comience el 1 de abril de 2027.
La obra consiste en la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza que se extiende desde Tratayén en Neuquén, hasta Salliqueló en Buenos Aires. El objetivo central es incrementar la capacidad de transporte de gas en 14 millones de metros cúbicos diarios.
Como parte de los requisitos del RIGI, la empresa se comprometió a destinar al menos el 20% de la inversión total a la contratación de proveedores locales para bienes y obras. Además, deberá acreditar el cumplimiento de al menos el 40% del monto de inversión mínima dentro de los primeros dos años desde la notificación de la aprobación.
La resolución aporta que el Banco Central (BCRA) intervino en el proceso, concluyendo que la demanda de divisas del proyecto no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales. Asimismo, la empresa manifestó que el financiamiento corre por su exclusiva cuenta y riesgo.
El texto oficial también revela que TGS no solicitó el beneficio de libre disponibilidad de divisas de cobros de exportaciones, que está previsto en el artículo 198 de la Ley 27.742, aunque sí accederá a otros incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios que el régimen otorga.
Uruguay notificó a la Argentina que se encuentra “analizando otras eventuales localizaciones” para una futura planta de hidrógeno verde, proyectada originalmente para la ciudad de Paysandú, frente a la entrerriana Colón, lo que motivó malestar de autoridades provinciales y municipales y de empresarios vinculados al turismo.
La novedad se conoció durante un encuentro que mantuvo en Montevideo el canciller Pablo Quirno con su par de Uruguay, Mario Lubetkin, como continuidad de otra realizada el pasado 26 de noviembre, para avanzar en el diálogo sobre el proyecto de la planta de elaboración de hidrógeno verde y e-combustibles.
Las autoridades uruguayas informaron en el encuentro que, si bien prosiguen los trámites administrativos para la instalación de la planta, que incluyen la firma de un Memorándum de Entendimiento con la empresa HIF Uruguay, actualmente se encuentran “analizando otras eventuales localizaciones alternativas”.
Uruguay y Argentina continúan proceso de diálogo sobre la instalación de una planta de hidrógeno verde y e-combustibles en Paysandú.
El canciller @MinLubetkinUy recibió a su par argentino, Pablo Quirno, en una segunda instancia de intercambio sobre este proyecto.
— Presidencia Uruguay (@compresidencia) May 13, 2026
Quirno estuvo acompañado por una delegación integrada por el gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio; el intendente de Colón, José Walser; el subsecretario de Política Exterior, Juan Navarro; la directora de América del Sur, Natalia Gunski, y el embajador de la Argentina en Uruguay, Alan Beraud.
Tras la reunión, el canciller argentino valoró que se hubiere incorporado a la ciudad de Colón como parte del “área de influencia” del proyecto, sobre el cual se encuentra en elaboración el ‘Estudio de Impacto Ambiental’.
“El pueblo uruguayo tiene que estar absolutamente tranquilo que Argentina tiene una posición muy conciliatoria y muy pro-inversión. Esto no es una cuestión contra de Uruguay”, dijo Quirno a los periodistas.
Agregó que “la región necesita mayor inversión” y destacó que los argentinos “nos estaríamos tirando también un tiro en el pie si ponemos obstáculos a esa inversión”.
Lubetkin, por su parte, recalcó ante los medios que la planta de elaboración de hidrógeno verde es un “proyecto uruguayo”, pero puntualizó que “un proyecto del lado nuestro no puede afectar a nuestros hermanos argentinos”.
El titular del Palacio San Martín expresó su “satisfacción” por el análisis que las autoridades uruguayas, en el marco de sus decisiones soberanas, se encuentran realizando sobre otras eventuales localizaciones.
La Argentina viene solicitando a Uruguay que se extremen “los recaudos para evitar efectos perjudiciales sobre las actividades económicas preexistentes de las poblaciones ribereñas, vinculadas al uso óptimo y racional del Río Uruguay”.
La ciudad entrerriana de Colón, ubicada sobre la costa argentina frente a Paysandú, tiene una fuerte actividad turística que podría verse perjudicada por la “contaminación visual” sobre el paisaje ribereño, o incluso afectada por polución en las aguas del río Uruguay por los desechos de la nueva planta.
Optimización del costo energético en el nuevo mercado eléctrico
El actual escenario del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Argentina atraviesa una transformación estructural orientada a la desregulación y a la quita de subsidios. Para los Grandes Usuarios (GUMAs, GUMEs y GUDIs), la gestión del costo energético ha dejado de ser un gasto operativo pasivo para convertirse en una decisión estratégica de compra.
El abastecimiento de energía eléctrica para grandes usuarios en Argentina se estructura actualmente a través de tres esquemas principales: el suministro por defecto del sistema administrado por CAMMESA, la contratación de energía renovable en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), y más recientemente, la posibilidad de contratar generación térmica mediante el Mercado a Término de Energía Eléctrica (MATE).
CAMMESA
En este contexto, resulta fundamental analizar la evolución esperada de los costos de abastecimiento del sistema administrado por CAMMESA para los próximos meses, dado que estos valores constituyen el benchmark contra el cual compiten las alternativas de contratación en el mercado a término.
El siguiente gráfico resume la evolución proyectada del precio monómico de CAMMESA para los próximos 12 meses.
El ministro de Economía, Luis Caputo, recibió a directivos de la empresa Crevron, que recientemente anunció la intención de presentar un proyecto de inversión en el marco del RIGI por US$ 10.000 millones.
“Excelente reunión mantuvimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, con Clay Neff y equipo de Chevron en el Ministerio de Economía”, comunicó Caputo en sus redes sociales.
Excelente reunión mantuvimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, con Clay Neff y equipo de Chevron en el Ministerio de Economía.
Nos compartieron que veremos mejoras significativas en cuanto a eficiencia en el próximo año, reduciendo el… pic.twitter.com/lFvdwa90ID
Caputo reveló que la emprsa comentó que se verán “mejoras significativas en cuanto a eficiencia en el próximo año, reduciendo el diferencial de costos que hoy existe con la cuenca de Permian”.
“También dialogamos sobre el nuevo proyecto RIGI por más de 10.000 millones de dólares que la compañía nos anunció hace pocos días durante nuestro viaje a los Estados Unidos”, completó Caputo.
La implementación de este desembolso millonario permitiría a la firma consolidar su presencia en los yacimientos locales, buscando equiparar los estándares de productividad internacionales.
La confirmación del proyecto se da en un contexto donde el Gobierno busca acelerar la llegada de inversiones de gran escala para estabilizar la macroeconomía.
El Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER) presentó ante el Gobierno de la provincia de Santa Cruz un pedido formal para la reversión de los yacimientos operados por la empresa Patagonia Resources. El reclamo se fundamenta en la falta de inversión y el registro de despidos durante procesos de negociación.
El secretario general del gremio, Rafael Güenchenen, informó que la operadora, perteneciente al Grupo Neuss, incumplió los planes de perforación y los compromisos de mantenimiento de equipos establecidos en el pliego de condiciones de la licitación.
Según el SIPGER, la firma también vulneró la paz social al realizar cesantías mientras regía una conciliación obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo.
Las áreas afectadas por el pedido de cancelación son Los Perales-Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky, yacimientos que fueron transferidos desde YPF a la provincia en el marco de la reactivación del sector.
El gremio sostiene que la falta de resultados operativos y financieros por parte de la concesionaria afecta la actividad en las localidades petroleras del norte santacruceño.
Ante estos hechos, el Gobierno provincial inició sumarios administrativos contra Patagonia Resources y la contratista AESA por obstrucción al proceso de conciliación.
La autoridad de aplicación ratificó que el traspaso del personal era una obligación jurídica exigible que no fue cumplida por las empresas.
Patagonia Resources es una firma controlada por el Grupo Neuss, encabezado por Juan y Patricio Neuss y con Gustavo Salerno como CEO.
El holding expandió su presencia en el sector energético nacional en el último año mediante la adquisición de activos en generación, transporte y distribución eléctrica, incluyendo la hidroeléctrica Alicurá y la empresa Transener.
La inflación en Estados Unidos se aceleró al 3,8% interanual en abril por la suba de los precios energéticos debido a la guerra en Medio Oriente y alcanzó el mayor nivel en tres años, de acuerdo a lo informado este martes por la Oficina de Estadísticas Laborales norteamericana.
El comportamiento de los precios en EEUU medido de manera interanual se ubicó por encima de las proyecciones del mercado que preveían que alcance el 3,7% y escaló cinco décimas en relación a marzo cuando alcanzó el 3,3%.
La escalada de la inflación está vinculada principalmente al aumento de los precios de la energía, que tuvieron un salto del 17,9% interanual durante el mes pasado, con notoria incidencia de la nafta al trepar 28,4% interanual.
También aportaron al encarecimiento de la energía, los aumentos en la electricidad (6,1%) y en el gas natural (3%) frente al mismo mes del 2025, a raíz de la influencia de los mayores costos energéticos que paga el mundo a causa de la guerra.
A nivel mensual, la variación de precios en abril fue del 0,6%, exhibiendo una desaceleración frente a la suba de 0,9% del mes previo y quedando en sintonía con la previsión de los analistas que esperaban un descenso en el índice.
La inflación subyacente, que excluye energía y alimentos, trepó al 2,8% interanual en el cuarto mes del año, dos décimas arriba del 2,6% de marzo. Mientras que en la comparación mensual avanzó 0,4%, dos décimas por encima del 0,2% registrado el mes previo.
Los aumentos destacados durante el mes, por fuera de alimentos y energía, se dieron en muebles y artículos para el hogar, tarifas aéreas, cuidado personal, vestimenta y educación. En tanto que vehículos nuevos, comunicaciones y atención médica están entre los principales rubros que disminuyeron en abril.
El índice de vivienda aumentó un 0,6% el mes pasado, mientras que en alimentos se observó un alza del 0,5% por la variación del 0,2% en los productos consumidos fuera del hogar y 0,7% dentro del hogar.
El índice de energía subió un 3,8% en abril, lo que representa más del 40% del aumento mensual general. La nafta aumentó un 5,4% durante el mes, mientras que la electricidad subió un 2,1% y el fueloil aumentó un 5,8%. El gas tuvo una leve baja del 0,1%.
El IPC de abril refleja de lleno el impacto del conflicto en Medio Oriente que enfrenta a Estados Unidos e Israel con Irán, ante el fracaso de un acuerdo de paz duradero y la continuidad del bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del crudo mundial.
Ante este escenario, el efecto en los valores de la energía se siente y el impacto en la inflación mundial crece mientras se incrementa la atención en la Reserva Federal estadounidense para saber cómo continuará su política de tasas.
Tango Energy proyecta una producción de 60.000 barriles diarios mediante sus nuevas concesiones en Río Negro.
A Pablo Iuliano la etapa que atraviesa TanGo Energy Argentina, la compañía que creó para desembarcar en Vaca Muerta con su propio proyecto, lo retrotrae al año 2013, cuando como líder de la recién creada gerencia de No Convencionales de YPF empezó a diseñar los primeros pozos para desarrollar Loma Campana, el bloque que poco tiempo después abriría definitivamente la era del shale oil en la Argentina.
Sus sensaciones hoy al frente TanGo Energy son similares y remiten a un momento gestacional de la empresa que dirige. Su objetivo es claro: intentar extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca Neuquina en territorio rionegrino.
La compañía terminó de oficializar este martes la obtención de tres concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia gobernada por Alberto Weretilneck, donde llevará adelante un proyecto piloto con el objetivo de producir shale oil en áreas donde todavía no existe producción no convencional de hidrocarburos. Se trata de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que en conjunto superan los 150.000 acres. En esos bloques, Tango Energy tendrá el 50% de los derechos de explotación, mientras que el 50% restante quedará en manos de Vista Energy.
La compañía obtuvo las concesiones de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones. El inicio de actividad está previsto para la primera mitad de 2027, pero el arranque de la perforación en Charco del Palenque podría adelantarse al segundo semestre de 2026. Ese campo es el que genera mayores expectativas dentro de la compañía. En paralelo, TanGo perforar dos pozos verticalizados en Entre Lomas y Jarilla Quemada a fin de obtener información geológica, geoquímica y petrofísica sobre el comportamiento de Vaca Muerta en esa zona de Río Negro. Luego, avanzará con la horizontalización de esos mismos pozos para testear la producción de shale oil.
El desembarco shale de Tango
Iuliano integra un grupo selecto de técnicos pioneros que desde YPF edificaron los primeros desarrollos en Vaca Muerta. Son una especie de arquitectos del play no convencional que en los últimos 15 años —Iuliano llegó a ser CEO de YPF en 2022 y antes ocupó lugares de conducción en Tecpetrol— aterrizaron cientos de pozos horizontales en Neuquén.
Iuliano integra el selecto grupo de ejecutivos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta.
El proyecto marca el debut formal de Tango Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía —que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default financiero que atravesó la firma— busca consolidarse como un nuevo jugador independiente dentro del shale argentino.
El objetivo de mediano plazo es ambicioso: la empresa proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios dentro de los próximos cinco años.
“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, señaló Iuliano.
El ejecutivo agregó además que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente, que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.
El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones.
El acuerdo con Vista
La aprobación provincial quedó formalizada a través del Decreto 509/26 de Río Negro e incluyó tanto la reconversión de las áreas a concesiones no convencionales como la cesión de activos desde Vista hacia Tango Energy Argentina.
El acto administrativo guarda relación con una serie de acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina que fueron informados oportunamente ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) entre 2023 y 2026.
A partir de ese esquema, Tango Energy Argentina quedará como único titular y operador de las concesiones convencionales y no convencionales, mientras que la producción shale proveniente de las tres áreas se distribuirá en partes iguales entre Tango Energy SAU y Vista Energy.
El proyeco final demandaría 1000 MW, el equivalente a la potencia de una turbina y media de la central hidroeléctrica de Itaipú.
Los gobiernos del Paraguay y Taiwán (República de China) rubricaron un acuerdo para avanzar en un proyecto de desarrollo de inteligencia artificial que sería gestionado a través de una entidad binacional bautizada «Yguazú Digital». La iniciativa, que en su fase más ambiciosa contempla una demanda de potencia eléctrica de 1000 MW, fue anunciada durante una visita del presidente SantiagoPeña a Taiwán que despertó una fuerte protesta diplomática de China.
El presidente paraguayo y su homólogo taiwanés, William Lai, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la creación de un “Centro Soberano de Computación de Inteligencia Artificial” en el país vecino. El proyecto operará bajo un modelo binacional similar al de Itaipú, a través de la entidad binacional autónoma Yguazú Digital.
Proyecto de inteligencia artificial entre Paraguay y Taiwán
El acuerdo contempla un plan estructurado en tres etapas, desde un proyecto piloto de centro de datos y hasta llegar a una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial con una potencia de computación que requerirá 1000 MW eléctricos. Toda la infraestructura digital del proyecto gozaría de inmunidades y privilegios diplomáticos.
En una primera fase se realizará un proyecto piloto que implicará la construcción de un centro de datos que demandará una potencia de 10 MW. Se utilizará un diseño modular para validar la viabilidad técnica, operativa y comercial, incluyendo la fiabilidad del suministro eléctrico.
Una vez finalizado el piloto para evaluar la factibilidad del escalado, las partes tienen la intención de proceder con el desarrollo y la ejecución de un acuerdo bilateral de inversión para establecer el marco legal que regirá el proyecto.
El acuerdo de inversión dará pie a las fases dos y tres: abrirán la puerta a inversores privados a través de vehículos de propósito especial (SPV), con la nueva entidad binacional desempeñando un papel facilitador y catalizador en el apoyo a los inversores.
La segunda fase contempla una expansión hasta aproximadamente 100 MW de potencia para establecer una infraestructura escalable que atienda la demanda regional, con potencial de expansión internacional.
La tercera fase plantea el desarrollo de un Centro de Datos ecológico a hiperescala de hasta 1000 MW de potencia demandada, posicionandose como una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial.
El memorando además indica la posibilidad de otorgar a la entidad binacional la condición de “Embajada de Datos Digitales”, por la cual, tanto la YD como el proyecto, podrán gozar de inmunidades y privilegios diplomáticos comparables a los concedidos a la Embajada de Taiwán en Paraguay. Esto incluye los edificios e instalaciones del centro de computación de IA soberano, los servidores, los sistemas de respaldo en la nube y los datos digitales almacenados en ellos, entre otros.
La protesta diplomática de China
La visita del presidente paraguayo a Taiwán desencadenó una severa respuesta diplomática por parte de la República Popular China. El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores, Guo Jiakun, calificó el viaje como una provocación y expresó una «condena de manera enérgica» hacia las acciones del Paraguay.
El vocero señaló que el establecimiento de relaciones diplomáticas con China es vital para los “intereses fundamentales y de largo plazo” de Paraguay y añadió que el gobierno de Peña está ignorando “la voluntad del pueblo”. También instó al gobierno paraguayo a “cambiar de rumbo cuanto antes” y situarse “del lado correcto de la historia”.
Peña visitó Taiwán entre el 7 y el 10 de mayo al frente de una delegación de más de cuarenta empresarios, en un viaje marcado por acuerdos en materia de tecnología avanzada, ciberseguridad e IA.
“Hoy Paraguay y Taiwán se unen con el liderazgo de Taiwán en la producción de semiconductores y nuestro potencial en generación de energía renovable y abundante”, expresó el mandatario en un comunicado, en el que dijo que se trata de un acuerdo entre “dos países hermanos”. Paraguay es el único país de Sudamérica y uno de los 12 del mundo que mantiene relaciones diplomáticas oficiales con Taiwán.
La compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética
En un sector históricamente dominado por la ingeniería tradicional, la compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética. Con casi dos décadas de experiencia, esta PyME argentina ha evolucionado desde el data management hacia un modelo integral que combina gestión de datos, inteligencia artificial, soluciones de TI y tecnologías aplicadas directamente a la producción.
Lejos de enfocarse en una única solución, ReMASA propone una visión integral: conectar la información, la tecnología y la operación para generar impacto real en los resultados del negocio. Esta capacidad se refleja en su porfolio de servicios, que abarca desde la gestión estratégica de datos hasta la optimización de la producción en campo.
Cadena de valor
En la actualidad, la compañía brinda soporte a operadores en toda la cadena de valor del upstream, con soluciones que incluyen la implementación de modelos de datos, automatización de procesos, analítica avanzada e integración de sistemas tecnológicos. A esto se suma su capacidad en inteligencia artificial, aplicada al análisis de grandes volúmenes de información en tiempo real y al desarrollo de modelos predictivos para la toma de decisiones operativas.
En este contexto, la innovación no se limita al mundo digital. Uno de los desarrollos más relevantes de la compañía surge a partir de su alianza estratégica con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP): la implementación del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), una tecnología orientada a optimizar la producción en pozos de gas y petróleo.
Optimizar la producción
Se trata de un dispositivo mecánico que se instala en el fondo del pozo y actúa directamente sobre el comportamiento del flujo, reduciendo la caída de presión en la tubería y estabilizando las fluctuaciones generadas por la presencia de líquidos. El resultado es una mejora significativa en la eficiencia del sistema productivo y en la gestión de la energía del yacimiento.
En términos operativos, su impacto es concreto:
Incremento de la producción diaria
Reducción del consumo energético
Disminución de intervenciones operativas
Extensión de la vida útil del pozo
Esta tecnología ya fue implementada en Santa Cruz, en conjunto con la empresa CGC, obteniendo resultados destacados:
+40% en producción en los pozos
-15% en consumo energético
Reducción drástica de intervenciones, especialmente críticas en invierno patagónico
Menores costos operativos y mayor seguridad
«Buscamos generar valor para nuestros clientes a través de soluciones innovadoras que transformen la operación y potencien sus resultados», afirma María Isabel Pariani, gerente general de ReMASA.
La empresa destaca su enfoque multidisciplinario, ya que nuclea a profesionales de diversas áreas, incluyendo ciencia de datos, tecnología, geociencias e ingeniería, lo que le permite abordar los desafíos de la industria desde una perspectiva integral.
«Somos una compañía con personas de distintas nacionalidades y regiones del país, con talento en Mendoza, Mar del Plata, Neuquén, Comodoro y Buenos Aires», destaca Pariani.
La inversión en capital humano es otro pilar estratégico, como lo demuestra su programa interno de actualización tecnológica y su iniciativa de desarrollo de talento para nuevas generaciones.
Además, la compañía participa activamente en espacios de articulación con la industria, como el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), fortaleciendo su posicionamiento y capacidad de expansión regional.
En un contexto donde la eficiencia, la sostenibilidad y la digitalización marcan el rumbo del sector energético, ReMASA apuesta a estar a la vanguardia mediante la integración de tecnologías que impacten directamente en la operación. Desde la gestión inteligente de datos hasta la optimización de la producción en campo, la empresa demuestra que la innovación no es un concepto abstracto, sino una herramienta concreta para mejorar resultados.
Con la nueva etapa energética que se abre en Argentina, la compañía identifica oportunidades claras de crecimiento: «GAPP nos abre puertas técnicas y de compras. Estamos listos para aportar en Vaca Muerta y más allá», concluye Pariani.
Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio
La Argentina sorprende cada mes con “récords” de producción de gas natural y petróleo. Al mismo tiempo las proyecciones moderadas prevén que se duplique la producción de gas y las optimistas apuntan a casi triplicarla. Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio. ¿Por qué entonces el gas natural local no alcanza en invierno y debemos importar GNL entre mayo y septiembre?
La demanda residencial de gas tiene en Argentina un comportamiento de consumo “en punta”. Entre octubre y abril (primavera tardía / verano/otoño temprano) promedia 20 MMm3/día. En cambio, entre mayo y septiembre, triplica y a veces cuadruplica esa demanda, promediando los 60 MMm3 y llegando, algunas semanas, hasta 90 MMm3/día (Gráfico: SAESA con datos ENARGAS y SE).
La Argentina tiene un sistema de producción y transporte que entrega 120 MMm3/día promedio. En invierno se llega a 150 MMm3/día, pero aún así es insuficiente para cubrir los picos de consumo residencial más marcados.
Clientes prioritarios
Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes. Para compensar estos faltantes, se importó GNL desde 2008.
Estos faltantes de gas no fueron casuales. Se debieron al quiebre del Marco Regulatorio y contratos operado en Argentina desde 2002 y hasta 2024. Mientras las empresas que invertían en producir gas localmente se les reconocía una fracción del valor real del gas, a la importación se le pagaba precio pleno.
Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes.
Inversiones en Vaca Muerta
Gracias a las inversiones en Vaca Muerta y la ampliación del sistema de transporte de gas, la producción local creció y se redujeron las importaciones de GNL. Proyecciones serias prevén para los próximos años aún menor dependencia de importaciones de energía, fortaleciendo la balanza energética y la creación de valor agregado en el país.
Una muestra más de lo relevante de no tomar atajos simplistas. El futuro es excelente, siempre que conservemos un respeto irrestricto a contratos y marco regulatorio, para que el sector siga desarrollando la producción de gas, conquistando nuevos mercados y abasteciendo la demanda local en condiciones competitivas y eficientes.
Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.
La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.
Encuentro de empresas santafesinas
En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.
La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, director ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda, Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario. Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.
La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden inscribirse a través de este enlace.
El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en La Pampa.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM) que presentó la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS). La iniciativa contempla una inversión de US$550 millones para ampliar la capacidad de transporte de gas no convencional de Vaca Muerta desde Neuquén hasta Buenos Aires en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) incrementales. La obra permitirá aumentar alrededor de un 60% la capacidad de transporte del ducto.
La adhesión del proyecto de TGSse oficializó a través de la resolución 676 publicada este jueves en el Boletín Oficial. Esta semana también se aprobó la adhesión al esquema del proyecto de oro y plata Diablillos. En total, son 15 proyectos aprobadosde un total de 36 presentados.
Ampliación del Gasoducto Perito Moreno
El Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) tiene una extensión de 563 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro. Hasta el momento, cuenta con dos plantas compresoras. Fue inaugurado en 2023 y conecta las localidades de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en Buenos Aires. El proyecto de TGS permitirá elevar la capacidad de transporte actual del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló.
Según los planes de TGS, la ampliación del GPM estará terminada para el invierno de 2027. La obra, que ya está en ejecución, permitirá superar las restricciones en el transporte del fluido que tiene la cuenca Neuquina y reemplazar gas importado por la producción de Vaca Muerta. Se estima que permitirá un ahorro anual de divisas de alrededor de US$700 millones por la sustitución de importacionesdeGNL.
El proyecto de TGS fue la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional y fue declarada de interés público por el gobierno en noviembre de 2024. Luego, Energía Argentina (Enarsa) realizó una licitación para realizar la obra y la operación de la ampliación del gasoducto. En octubre del año pasado se adjudicó la licitación a TGS. Según la hoja de ruta de la transportadora, 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca.
“La inversión marca un cambio de paradigma: después de más de 20 años, el sector privado vuelve a financiar, construir y vender capacidad de transporte de gas entre privados, sin intervención del Estado”, detalló en las redes sociales el Ministerio de Economía.
El proyecto de TGS
El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantascompresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la provincia de La Pampa. Además, comprende la instalación de un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén (Neuquén), totalizando 90.000 HP de potencia.
TGS se encuentra desarrollando una obra de ampliación de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 km de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán, además, adecuaciones para operarlo a mayor presión, según detalla la compañía. Esto permitirá que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y Norte del país.
La adhesión al RIGI
El proyecto adherido al RIGI consiste en la construcción, financiamiento y operación y mantenimiento (O&M) de la infraestructura de la ampliación del GPM. La fecha de adhesión al régimen es el 30 de abril de 2026 y el proyecto de TGS está enmarcado en el sector “Petróleo y Gas, subsector Transporte y Almacenamiento”.
La transportista de gas tendrá que acreditar haber invertido al menos un 40% como monto de inversión mínima al 31 de diciembre de 2026, según fija el artículo 2 y 3 de la resolución del Palacio de Hacienda.
En los hechos, TGS invertirá en el primer año US$ 393.617.489, según detalla la resolución del Ministerio de Economía, y en el segundo año sumará un desembolso de US$ 30.575.689. El plan de TGS estima 18 meses de obra entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada de inicio de operación de la ampliación del ducto.
Tal como estipula el RIGI, el proyecto de TGS tiene que cumplir con el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20% de la totalidad del monto de inversión.
En los considerando de la resolución, el Ministerio de Economía aclara que “el BCRA concluyó que el impacto de la demanda de divisas informada por el Vehículos de Proyecto Único (VPU) no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina, y que no considera que el proyecto pudiera afectar negativamente por sus efectos cambiarios los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.
La presentación del caso Vaca Muerta en la Offshore Technology Conference (OTC) de Houston confirmó el interés sostenido del sector energético internacional por el desarrollo argentino.
Operadoras, proveedores y fondos especializados destacaron la competitividad técnica de la cuenca y la continuidad del proceso de expansión, que ya se refleja en mayores niveles de producción, infraestructura y exportaciones. En ese marco, distintas consultoras y organismos estimaron que el desarrollo podría movilizar inversiones acumuladas del orden de los US$130.000 millones hacia 2031, considerando upstream, midstream y servicios asociados.
El cálculo integra los requerimientos de perforación y completación de pozos horizontales, la ampliación de oleoductos y gasoductos, la construcción de plantas de tratamiento y la infraestructura necesaria para sostener exportaciones crecientes de crudo y gas. La reducción de costos operativos registrada en los últimos años —con descensos de entre 35% y 50% en pozos de alta productividad— y la disponibilidad de infraestructura de transporte permiten proyectar un escenario de expansión sostenida.
En Houston, representantes de YPF, Vista, Pan American Energy, Tecpetrol y del gobierno de Neuquén expusieron los avances operativos y la evolución de la productividad de los pozos, que en los bloques de mayor calidad se ubica en niveles comparables a los de cuencas maduras como Permian. También se destacó la ampliación del sistema de transporte, con la duplicación del Oleoducto del Valle, el desarrollo de Vaca Muerta Sur y la expansión de capacidad de almacenamiento y terminales offshore.
El esquema de inversiones estimado incluye entre US$55.000 y US$65.000 millones en perforación y completación, US$25.000 a US$30.000 millones en infraestructura de transporte y plantas de tratamiento, y un volumen adicional destinado a servicios, logística, equipamiento y obras complementarias. La magnitud del proceso refleja la escala que ha adquirido el desarrollo no convencional en la Argentina.
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Para Neuquén, el crecimiento del desarrollo implica mayor demanda de infraestructura vial, eléctrica y urbana, además de un incremento en la actividad de proveedores industriales y de servicios. Para el país, el avance del shale se traduce en mayor disponibilidad de crudo liviano para exportación, reducción de importaciones de combustibles y un aporte creciente de divisas.
El interés manifestado en Houston muestra que Vaca Muerta es percibida como un proyecto energético competitivo a nivel global, con un sendero de desarrollo que se apoya en resultados operativos verificables, infraestructura en expansión y un marco técnico que sostiene la continuidad del crecimiento. La proyección de inversiones acumuladas hacia 2031 surge de la evolución concreta que la cuenca viene mostrando y del posicionamiento que ha alcanzado en la agenda internacional.
El Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina (GEMERA) advirtió que el país mantiene un bajo nivel de conocimiento de su subsuelo y que alrededor del 80% de su potencial geológico permanece sin exploración sistemática.
La entidad planteó que, para sostener un portafolio de proyectos a largo plazo, sería necesario triplicar la inversión anual en exploración hasta alcanzar del orden de los US$1.000 millones.
Según los datos presentados por GEMERA, la densidad de perforación exploratoria en Argentina se ubica en torno de los 3 a 5 metros por kilómetro cuadrado, frente a valores de 15 a 20 metros por kilómetro cuadrado en Chile y de 10 a 15 metros por kilómetro cuadrado en Perú. Esta diferencia se traduce en una menor tasa de descubrimientos y en una alta concentración de expectativas en un número acotado de proyectos de cobre y litio.
El diagnóstico fue expuesto por el presidente de GEMERA, Michael Meding, en el marco de encuentros sectoriales recientes, donde se remarcó que el ciclo de proyectos que hoy impulsa el interés por la minería argentina se apoya en decisiones de exploración tomadas hace más de dos décadas. Sin una expansión significativa de la exploración greenfield y brownfield, el pipeline de proyectos a 10 o 20 años corre el riesgo de quedar limitado.
La propuesta de GEMERA apunta a elevar la inversión anual en exploración desde niveles cercanos a los US$250 millones hasta aproximadamente US$1.000 millones, acompañada por condiciones que permitan ejecutar esos programas: estabilidad regulatoria, acceso a divisas para la importación de equipos, seguridad jurídica en catastro y servidumbres, y coordinación entre Nación y provincias. El objetivo es transformar el potencial geológico en recursos medidos y proyectos concretos.
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En el contexto de la transición energética, el cobre, el litio y otros minerales críticos adquieren un rol central en las cadenas globales de suministro. Argentina cuenta con un inventario relevante de proyectos en distintas etapas, pero la magnitud del territorio subexplorado indica que el margen para ampliar ese portafolio es significativo. Un aumento sostenido de la exploración permitiría diversificar la base de proyectos, reducir la dependencia de unos pocos y mejorar la posición del país en la competencia regional por capital de riesgo.
El planteo de GEMERA se inscribe en una agenda que combina la necesidad de atraer inversiones de largo plazo con el desarrollo de marcos regulatorios previsibles y de capacidades técnicas locales. La advertencia sobre el bajo nivel de conocimiento del subsuelo funciona, al mismo tiempo, como señal de riesgo y como recordatorio de que el potencial minero argentino sigue siendo amplio, siempre que la exploración se convierta en una política sostenida y no en un esfuerzo episódico.
El aumento del volumen exportable de crudo asociado al desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento del movimiento regional de combustibles están incorporando a la Argentina al segmento de los product tankers LR2, embarcaciones de gran porte utilizadas para transportar crudo liviano y derivados en rutas de media y larga distancia.
La presencia de estos buques en operaciones vinculadas al sistema energético marca un cambio en la escala logística disponible para la cuenca.
Los LR2 poseen capacidades del orden de 105.000 a 115.000 toneladas de porte bruto, con esloras cercanas a los 250 metros y calados operativos de 14 a 15 metros. Su utilización requiere terminales offshore o monoboyas con calado natural profundo, remolcadores de alta potencia y sistemas de carga aptos para operaciones de gran volumen. En comparación con los buques MR y LR1, habituales en el cabotaje y en exportaciones regionales, los LR2 permiten consolidar cargas mayores y reducir costos unitarios por tonelada transportada.
En las últimas semanas, embarcaciones de esta categoría comenzaron a operar en Puerto Rosales, en el marco de los embarques de crudo vinculados a Vaca Muerta. La terminal offshore operada en esa zona ya había recibido buques Suezmax, y la incorporación de LR2 amplía el rango de buques aptos para la exportación de crudo y derivados. Entre los buques identificados se encuentra el P Long Beach, que realizó operaciones de carga en la terminal.
El crecimiento de la producción neuquina, junto con la ampliación de la capacidad de transporte por oleoductos y la disponibilidad de almacenamiento, permite consolidar embarques de mayor escala. La infraestructura asociada —oleoductos duplicados, terminales offshore y sistemas de bombeo de alta capacidad— habilita la operación de buques de porte superior sin requerir dragados extensivos en puertos tradicionales.
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A nivel internacional, los LR2 son utilizados en polos exportadores consolidados como Medio Oriente, el Golfo de México y el Mar del Norte, donde la logística de crudo y derivados depende de terminales capaces de operar embarcaciones de alta capacidad. Su incorporación al esquema argentino se alinea con la tendencia de crecimiento de los volúmenes exportables de Vaca Muerta y con la necesidad de integrar la producción local a rutas marítimas de largo alcance.
La presencia de LR2 en operaciones vinculadas al sistema energético argentino anticipa requerimientos adicionales para la infraestructura portuaria del Atlántico Sur, incluyendo mejoras en servicios de practicaje, remolque, sistemas de amarre y capacidad de bombeo. También implica una mayor integración entre la infraestructura midstream y la logística marítima, en un contexto de expansión de la producción y de consolidación de la Argentina como exportador regular de crudo liviano.
Río Negro se prepara para otorgar cinco concesiones de explotación no convencional (CENCH) en áreas ubicadas sobre la continuidad geológica de Vaca Muerta, en el límite con Neuquén.
El proceso incluye la reconversión de concesiones convencionales y la transición de permisos de exploración hacia desarrollos de largo plazo bajo el régimen previsto por la Ley de Hidrocarburos. La provincia cuenta actualmente con siete pozos orientados a Vaca Muerta que aportan cerca del 40% de su producción total de petróleo.
Tres de las nuevas concesiones corresponden a las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas al oeste de la ruta nacional 151 y alineadas con el meridiano 10. Estas áreas son hoy concesiones convencionales operadas por Vista Energy y cuentan con un acuerdo de transferencia de titularidad a TanGo Energy. Una vez completado ese proceso, la provincia otorgará las CENCH con un plazo de 35 años, conforme al régimen no convencional.
En paralelo, los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, operados por Phoenix Global Resources bajo permisos de exploración, se encuentran en la etapa final para su conversión a concesiones de explotación no convencional. Estos bloques concentran los únicos pozos productores de Vaca Muerta en la provincia y aportaron en marzo 7.750 barriles diarios sobre un total provincial de 20.500 barriles.
El esquema provincial incluye además permisos exploratorios vigentes en Cinco Saltos Norte, operado por Capex, y Cinco Saltos Sur, operado por Pan American Energy. La administración rionegrina evalúa licitar una nueva área con potencial hacia Vaca Muerta, ubicada al norte de los pozos perforados por Phoenix Global Resources.
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La reconversión de áreas convencionales a no convencionales está prevista en la Ley 27.007, que habilita la extensión de plazos de concesión para proyectos shale con compromisos de inversión y planes de desarrollo específicos. Este mecanismo permite a las operadoras asegurar horizontes de trabajo de largo plazo y a las provincias capturar parte del crecimiento de la actividad no convencional.
La expansión del desarrollo hacia Río Negro implica requerimientos adicionales de infraestructura vial, servicios petroleros y capacidad de evacuación de producción. También demanda coordinación regulatoria entre provincias para la operación de áreas ubicadas sobre la continuidad geológica de Vaca Muerta.
Con estas cinco nuevas concesiones, Río Negro incrementa su participación en el mapa operativo del shale y consolida un esquema de desarrollo que combina reconversión de áreas existentes, permisos exploratorios y nuevas licitaciones orientadas a ampliar la frontera productiva de la cuenca.
YPF incorporará en Vaca Muerta una flota de fractura eléctrica provista por Halliburton, tecnología que hasta ahora operaba únicamente en Estados Unidos.
El sistema, denominado ZEUS, reemplaza los equipos de bombeo diésel por motores eléctricos de alta potencia y se integra con plataformas de automatización para la ejecución de etapas de completación. La compañía lo presentó en el ámbito técnico de la Society of Petroleum Engineers (SPE), en el capítulo Neuquén.
La flota eléctrica permite operar con generación en sitio a partir de gas del propio yacimiento o mediante conexión a infraestructura eléctrica disponible. El reemplazo de motores diésel reduce el consumo de combustibles líquidos, disminuye el mantenimiento mecánico y estabiliza los ciclos de bombeo en pads de alta actividad. La tecnología admite mayores volúmenes de bombeo y presiones sostenidas, lo que mejora la consistencia operativa en etapas de fractura.
YPF ya utiliza esquemas de fractura simultánea en dos pozos (Dual Frac), orientados a incrementar etapas por día y reducir tiempos de completación. La incorporación de flotas eléctricas se integra a esa estrategia, con el objetivo de mejorar la eficiencia en pozos horizontales de alta demanda energética.
La experiencia internacional muestra que este tipo de flotas se utiliza en cuencas de shale como Permian y Eagle Ford en Estados Unidos, donde se registraron reducciones de costos operativos y menor variabilidad entre etapas. En Canadá, su adopción es más limitada por condiciones climáticas y disponibilidad eléctrica, aunque se emplean sistemas híbridos con generación modular en locación.
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En Vaca Muerta, la operación de flotas eléctricas implica menor circulación de camiones cisterna, reducción del riesgo operativo en locación y menor presión sobre rutas provinciales. También demanda infraestructura complementaria, como generación eléctrica modular, sistemas de control digital y mantenimiento especializado en motores eléctricos.
Para los proveedores del sector, la incorporación de esta tecnología abre requerimientos asociados a equipamiento eléctrico de alta potencia, sistemas de monitoreo, logística de generación y servicios de mantenimiento. Para la cuenca, representa un avance en la estandarización de prácticas utilizadas en polos internacionales de shale.
La integración de flotas eléctricas y automatizadas se suma a los procesos de digitalización y eficiencia operativa que YPF viene aplicando en sus desarrollos no convencionales, en un contexto de expansión de la actividad y de mayor exigencia en estándares ambientales y operativos por parte de los mercados de exportación.
TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.
Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.
Resultados de Sustentabilidad
En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).
La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.
Ejes de desempeño 2025
Ambiente
En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.
Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.
“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.
Social
La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.
En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.
Gobernanza
En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.
Trump llama “con soporte vital” a las negociaciones con Irán; la EIA extiende el cierre del estrecho hasta fines de mayo y no espera normalización del mercado antes de 2027
El Brent subió más de un 3% y cerró por encima de los US$ 107 el barril. El WTI superó los US$ 101. Dos jornadas seguidas de subas fuertes, y el mercado ya no las descuenta como ruido: empieza a pricear un conflicto largo.
Las negociaciones entre Washington y Teherán no avanzan. Trump dijo el lunes que las conversaciones de cese al fuego están “con soporte vital”. Irán pide el levantamiento del bloqueo naval, la reanudación de sus exportaciones de crudo y compensación por daños de guerra. También reivindicó soberanía sobre el Estrecho de Ormuz, por donde pasa cerca de la quinta parte del petróleo y GNL que mueve el mundo. Mientras eso no se resuelva, el paso sigue siendo una variable abierta.
La EIA corrió esta semana su estimación de reapertura: ya no espera que el estrecho vuelva a operar con normalidad antes de fines de mayo —el mes pasado calculaba fines de abril—. Y agregó que, aun cuando los flujos se retomen, la producción y el comercio global de crudo no van a recuperar los niveles previos al conflicto antes de fines de 2026 o principios de 2027.
Un déficit de mil millones de barriles y reservas estratégicas al límite
Los números que circulan en el mercado son difíciles de procesar. La EIA calcula que en abril se perdieron 10,5 millones (bp/d) de producción regional. Para mayo, esa cifra treparía a 10,8 millones de bp/d, con los tanques de almacenamiento de los países productores llegando al tope y forzando nuevos recortes. J.P. Hanson, de Houlihan Lokey, habla directamente de un hueco de 14 millones de bp/d y un déficit acumulado que ya ronda los mil millones de barriles. “Las reservas estratégicas están drenadas y la capacidad de reemplazar los volúmenes perdidos es limitada”, escribió.
El CEO de Saudi Aramco, Amin Nasser, puso el número de otra manera: se pierden unos 100 millones de barriles por semana, y la estabilidad del mercado podría no volver antes de 2027.
La OPEP produjo en abril lo menos que produjo en más de dos décadas. Las refinerías independientes chinas también están achicando operaciones, golpeadas por márgenes que no cierran y una demanda doméstica que no repunta.
Del lado norteamericano, los inventarios de crudo cayeron cerca de 2,1 millones de barriles la semana pasada, y se estima que los de combustibles siguieron el mismo camino. Macquarie prevé que las exportaciones marítimas de crudo y productos se mantengan elevadas en las próximas semanas.
La otra cita que el mercado tiene marcada es la reunión entre Trump y Xi Jinping prevista para esta semana. El contexto no ayuda: Washington acaba de sancionar a tres personas y nueve empresas por facilitar exportaciones de crudo iraní a China. Las compras chinas de petróleo y GNL norteamericano —que sumaron 8.400 millones de dólares en 2024— están prácticamente paralizadas desde que arrancó el segundo mandato de Trump.
La compañía publicó su 18° informe, que refleja el desempeño económico, ambiental, social y de gobernanza en un año marcado por el crecimiento del sector energético y la integración regional.
TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.
Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.
En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).
La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.
Ejes de desempeño 2025
Ambiente En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.
Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.
“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.
Social La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.
En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.
Gobernanza En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.
Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.
La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.
En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.
La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, Director Ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario.
Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.
La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden inscribirse a través del siguiente enlace: https://forms.gle/V8jDt7tX8hPYCMAs8
YPF ejecuta en 2026 un ajuste integral de su estructura de costos para sostener la expansión simultánea de perforación, completación y proyectos estratégicos. La compañía concentra su política operativa en competencia directa entre proveedores, precios unitarios críticos y contratos basados en productividad.
El objetivo es estabilizar una base de costos que permita sostener un nivel de actividad superior al actual en un contexto de mayor escala y exigencia operativa.
El esquema se apoya en la identificación de cinco o seis precios unitarios que explican la mayor parte del costo del pozo. YPF aplica un proceso de competencia directa entre proveedores existentes y habilita la entrada de nuevos actores para ampliar la oferta.
La reducción obtenida en servicios críticos comenzará a observarse en los pozos perforados durante 2026, con impacto en perforación, completación y logística asociada.
La compañía sostiene que la modalidad contractual vigente en la industria local no alinea productividad con precio. El enfoque Toyota Way se incorpora como referencia para ordenar la cadena de valor del pozo, con contratos que establecen metas verificables, continuidad operativa y mecanismos de reemplazo para proveedores que no cumplan con los objetivos.
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El modelo busca evitar la transferencia de estructuras internas al precio y asegurar que la eficiencia sea compartida entre operadora y contratistas.
La escala prevista para 2026–2027 exige una capacidad operativa equivalente a tres veces la actual en gas y más del doble en petróleo. La expansión simultánea en La Amarga Chica, La Moctura Sur y áreas compartidas con socios internacionales obliga a coordinar gobernanza, asignación de capital y secuencias operativas.
Cada socio opera con su propio esquema de aprobación, lo que requiere un ordenamiento interno para sostener la velocidad de ejecución.
El proyecto de LNG introduce un componente adicional. YPF y sus socios internacionales trabajan en la documentación del FID y en la preparación del Virtual Data Room para financiamiento. La definición del marco provincial asociado al proyecto es necesaria para cerrar cálculos económicos y asegurar previsibilidad contractual.
La magnitud del proyecto exige contar con ese marco en el corto plazo para avanzar en la siguiente fase.
La volatilidad del precio del petróleo condiciona la planificación, pero no altera la estrategia operativa. La compañía identifica un escenario de oferta restringida a nivel global, pero sostiene que la base del plan es la productividad y no las señales coyunturales de mercado. La comparación con Estados Unidos se centra en costos unitarios, escala y carga impositiva, con el objetivo de mantener competitividad en pozos de shale.
El ajuste en la estructura de costos y en la relación con proveedores se convierte en un componente central para sostener la expansión de Vaca Muerta y la futura cadena de LNG. La capacidad de ejecutar pozos con productividad verificable condiciona la continuidad del crecimiento y la viabilidad de los proyectos estratégicos previstos para los próximos años. La industria local enfrenta una exigencia operativa que requiere escala, eficiencia y contratos alineados a resultados.
Vista Energy presentó una actualización integral de su plan estratégico 2026–2028 luego de cerrar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro.
La operación incorpora 22.000 barriles equivalentes diarios (boe/d) a su portafolio y eleva la producción total de la compañía a más de 160.000 boe/d, consolidando su posición como el principal operador independiente de hidrocarburos del país.
La compañía informó que la ampliación de escala permite acelerar el ritmo de desarrollo en Vaca Muerta y mejorar su capacidad exportadora. El nuevo plan de inversiones para 2026 asciende a USD 1.800 millones, un incremento del 12,5% respecto de las proyecciones presentadas en noviembre de 2025. Para el período 2026–2028, el despliegue total de capital alcanzará USD 5.600 millones, cifra 17% superior a la estimada previamente.
En materia operativa, Vista proyecta alcanzar 208.000 boe/d en 2028, un 16% por encima de las metas anteriores, apoyada en un inventario de pozos de alta productividad en sus áreas núcleo. Hacia 2030, la compañía revisó su objetivo de producción a 250.000 boe/d, un 25% más que la estimación previa.
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La actualización también incluye una revisión al alza de los resultados financieros esperados. Para 2026, Vista prevé un EBITDA ajustado de USD 3.000 millones, lo que representa un aumento del 58% respecto de la proyección anterior.
El flujo de caja libre acumulado para el período 2026–2028 se estima en USD 2.800 millones, un incremento del 87% frente a los USD 1.500 millones comunicados en 2025. La empresa anticipó que destinará estos excedentes a reducir deuda y alcanzar un apalancamiento neto de 1.0x hacia fines de 2026, dos años antes de lo previsto.
La compañía también ajustó su visión de largo plazo. Para 2030, proyecta generar USD 2.000 millones anuales de free cash, un 33% más que la estimación previa, reflejando una estructura operativa más eficiente.
Vista destacó que ya lleva invertidos más de USD 6.500 millones en Argentina y que la consolidación de eficiencias en desarrollos no convencionales sustenta la nueva hoja de ruta.
La adquisición de los activos de Equinor y la revisión del plan estratégico profundizan la expansión de Vista en Vaca Muerta y aumentan la demanda de servicios críticos en perforación, completación, logística, ingeniería y metalmecánica, en un contexto de alta utilización de capacidad en la cadena de proveedores energéticos.
El Gobierno nacional finaliza la redacción del denominado Súper RIGI, un nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones que se presentará al Congreso como complemento del RIGI vigente.
El esquema reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, incorpora una amortización acelerada más agresiva y elimina aranceles de importación para bienes vinculados a la producción, además de derechos de exportación para los productos generados bajo el régimen.
También establece límites impositivos para provincias y municipios adheridos, con un tope de 0,5% para Ingresos Brutos y la prohibición de tasas municipales asociadas a las ventas.
El Súper RIGI apunta a sectores industriales que hoy no están desarrollados en Argentina. El Ministerio de Economía identifica como objetivos la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas, fertilizantes y desarrollos vinculados al uranio, además de actividades agroindustriales, pesqueras y forestales.
El régimen busca atraer inversiones de empresas globales que integren cadenas de valor completas y que requieran un marco fiscal estable para proyectos de capital intensivo.
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El RIGI vigente ya cuenta con 13 proyectos aprobados, que superan los USD 18.000 millones, y un pipeline total de USD 94.965 millones entre iniciativas aprobadas y en evaluación.
La minería concentra la mayor parte del régimen, con el cobre representando el 73% del CAPEX minero, a través de proyectos como Los Azules, Agua Rica–MARA, El Pachón, Josemaría y Filo del Sol. También avanzan expansiones de litio —incluyendo inversiones de Rio Tinto en Catamarca y Salta— y obras de infraestructura logística como el puerto multipropósito de Timbúes.
La articulación entre el RIGI extractivo y el Súper RIGI industrial configura un esquema dual. El RIGI actual concentra inversiones en minería, energía e infraestructura, mientras que el Súper RIGI se orienta a manufactura tecnológica asociada a la transición energética.
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Esta diferenciación permite que proyectos de litio, cobre, gas, petróleo y transmisión se complementen con inversiones industriales en baterías, electromovilidad, paneles solares, turbinas eólicas y equipos eléctricos de potencia.
El régimen industrial propuesto se integra con el RIMI, que opera como mecanismo de incentivo para la inversión en maquinaria, certificaciones y ampliación de capacidad productiva.
La combinación entre RIMI y Súper RIGI habilita la reconversión de proveedores industriales que hoy operan con capacidad ociosa y que no están homologados para participar en cadenas energéticas y mineras.
La posibilidad de financiar certificaciones, ensayos, equipamiento y auditorías técnicas permite ampliar la base de proveedores calificados y reducir tensiones operativas en sectores donde la demanda supera a la oferta.
La efectividad del Súper RIGI dependerá de la definición del monto mínimo de inversión, la precisión de las nomenclaturas arancelarias incluidas y la coordinación fiscal con provincias y municipios.
El régimen se presenta como un instrumento para complementar el RIGI extractivo con un esquema industrial que permita transformar recursos naturales en producción manufacturera y reducir la dependencia de importaciones en insumos críticos para la transición energética.
La expansión simultánea de Vaca Muerta, LNG, minería del NOA y obras de transmisión mantiene tensionada la cadena de proveedores energéticos. Las operadoras identifican déficit en metalmecánica pesada, piping, tableros eléctricos, montajes electromecánicos, ingeniería de detalle y logística crítica.
La necesidad de incorporar proveedores adicionales llevó a la entrada de empresas extranjeras y a esquemas de financiamiento directo por parte de operadoras y EPCistas para sostener la velocidad de ejecución.
En paralelo, la industria manufacturera general opera con una Utilización de la Capacidad Instalada del 54,6%, por debajo del 58,6% del año anterior. La caída del IPI en el primer trimestre y la morosidad del 8,2% reflejan capacidad ociosa en segmentos industriales que no participan de la cadena energética.
Esa capacidad no es automáticamente transferible: la mayoría de las pymes industriales no cumple normas API, ASME, IEC, IRAM ni estándares de QA/QC requeridos para oil & gas, minería o transmisión. Son proveedores potenciales, pero no homologados.
El cruce entre ambos sistemas —cadena energética tensionada y capacidad industrial ociosa— genera una oportunidad concreta. El Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIMI) permite financiar la reconversión técnica de proveedores invisibles hacia estándares energéticos.
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El régimen reduce el costo fiscal de invertir, acelera amortizaciones y mejora el flujo de caja, lo que habilita financiamiento bancario y provincial. Las operadoras ya financian auditorías, certificaciones y equipamiento crítico para ampliar la base de proveedores calificados.
La integración de proveedores invisibles requiere capital inicial. Ese financiamiento proviene de cuatro fuentes: operadoras y EPCistas que necesitan ampliar oferta; bancos que mejoran condiciones cuando el RIMI reduce riesgo fiscal; fondos provinciales orientados a proveedores locales; y capital propio de pymes que encuentran viabilidad económica con amortización acelerada. El RIMI no financia por sí mismo, pero habilita la estructura para que el sistema energético financie la homologación.
La incorporación de proveedores invisibles reduce costos unitarios en estructuras metálicas, piping, tableros, montajes y obras civiles. También acorta plazos de entrega y disminuye la dependencia de proveedores extranjeros. La reconversión industrial permite absorber la demanda creciente de proyectos energéticos y mineros, y sostiene la ejecución simultánea de obras de transmisión, plantas de proceso y facilidades de superficie.
La oportunidad para Argentina consiste en transformar capacidad industrial ociosa en capacidad energética certificada. La ampliación de la base de proveedores reduce tensiones operativas, mejora la competitividad de proyectos estratégicos y fortalece la cadena de valor nacional en un contexto de expansión acelerada de la inversión energética.
Pacific Rim Mining Corporation ejecutará un proyecto de USD 408,7 millones para desarrollar el yacimiento Diablillos, ubicado entre Salta y Catamarca, orientado a la producción de oro y plata.
La iniciativa contempla la construcción de una planta de procesamiento con capacidad de 3,15 millones de toneladas anuales, junto con obras de infraestructura asociadas, caminos de acceso, campamentos, laboratorios y sistemas de abastecimiento de agua y energía.
El plan de inversión prevé un desembolso de USD 98,5 millones durante el primer año y USD 253,9 millones en el segundo, con el monto restante distribuido en etapas posteriores. Las obras comenzarán en julio de 2026 y se extenderán durante tres años, con el objetivo de poner en operación la planta hacia 2029.
El proyecto requiere infraestructura específica para operar en altura, incluyendo captación y distribución de agua, provisión energética, accesos viales y soporte logístico continuo.
La construcción de caminos, instalaciones de campamento, laboratorios y sistemas de abastecimiento demandará una participación sostenida de contratistas regionales durante toda la fase de obra.
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Pacific Rim estimó que el 55% de la inversión se canalizará a proveedores locales, un nivel de integración superior al estándar habitual en proyectos metalíferos. Este porcentaje anticipa una mayor demanda de servicios metalmecánicos, obras civiles, transporte, ingeniería, montaje y provisión de insumos en el NOA, en un contexto de expansión simultánea de proyectos de litio, cobre y oro en la región.
La escala del proyecto y su localización en una zona con actividad minera creciente se integran a un conjunto de desarrollos en ejecución en Salta y Catamarca, que incluyen ampliaciones de capacidad en litio, obras de infraestructura energética y nuevos emprendimientos metalíferos.
La puesta en marcha de Diablillos requerirá capacidad adicional en redes eléctricas, abastecimiento de combustibles, transporte de materiales y servicios especializados para operación continua.
La autorización del proyecto habilita el inicio de la ingeniería de detalle y los procesos de contratación para cumplir con el cronograma previsto.
Diablillos se incorpora así al conjunto de proyectos metalíferos en desarrollo en el NOA, con un esquema de inversión orientado a infraestructura, planta de proceso y servicios asociados, y con un nivel de participación local que anticipa un impacto directo sobre la cadena de proveedores regionales.
El Gobierno lanzará el miércoles una nueva licitación de GNL a través del MEGSA.
El Gobierno financiará a las distribuidoras de gas natural en invierno para que puedan costear las compras de Gas Natural Licuado (GNL) destinadas a cubrir el pico de la demanda residencial durante los meses de frío. En concreto, el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, le informó a las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas entre las principales— que el Estado solventará el costo del GNL que los hogares consuman en el semestre mayo-octubre y las distribuidoras recién empezarán a pagar efectivamente por el fluido a partir de noviembre en seis cuotas mensuales hasta abril de 2027. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes privadas.
La operatoria implica que el Tesoro financiará a lo largo de casi un año un monto que oscilará entre los 150 y los 200 millones de dólares para evitar tener que trasladar ahora —justo en la antesala del punto de mayor demanda de los usuarios domiciliarios— el costo del GNL a las tarifas de gas natural. Es una forma de morigerar el salto de las facturas residenciales del fluido, evitando que el costo del gas importado —que se encareció como resultado de la guerra en Medio Oriente— se traslade a las tarifas reguladas.
Para poner en blanco algunos números: el Precio Anual Único (PAU) del gas natural cargado en las facturas residenciales de gas es US$3,80 por millón de BTU, mientras que el costo del GNL importado —esta semana se definirá cuántos cargamentos importará Enarsa en junio para cubrir el aumento de la demanda residencial— puede trepar hasta los US$20 por el impacto del conflicto bélico en Irán.
Si la Secretaría de Energía ordenaba el traspaso de ese valor a las tarifas de gas, el aumento sería mayor, impactando también sobre la evolución de la inflación, que Economía quiere desacelerar en los próximos meses. Por eso, se optó por financiar con fondos públicos a las empresas —que no tienen caja ni el flujo de fondos necesario para afrontar el costo financiero que implica la importación de gas— y a los hogares para que puedan pagar en cuotas el costo del GNL recién cuando pase el invierno y las boletas de gas bajen por la caída del consumo. Es una manera también de aplanar las facturas para evitar saltos discretos a lo largo del año.
Cambio de modelo
La Secretaría de Energía transmitió en paralelo una señal de firmeza al sector industrial: las empresas que no adquieran GNL en las licitaciones de esta semana podrían enfrentar cortes físicos de suministro en junio. El sistema operativo requiere una previsión mínima de 45 días para la llegada de los buques metaneros, por lo que las decisiones tomadas en estos días definirán la disponibilidad real del recurso para los meses de mayor consumo.
El cambio de paradigma implica un retorno a las condiciones operativas de la Ley de Gas de la década del 90, donde el Estado deja de ser el único garante del gas para la industria. Mientras la demanda prioritaria -hogares y comercios- queda protegida por las proyecciones de las distribuidoras, el sector industrial debe procurarse su propio combustible en el mercado libre, asumiendo que los excedentes no cubiertos por el Plan Gas tendrán precios superiores de mercado spot.
Las distribuidoras están obligadas a presentar sus proyecciones de demanda y disponibilidad de gas de cuenca. Ante la insuficiencia de los volúmenes del Plan Gas para cubrir el pico invernal, el recurso al GNL se vuelve indispensable. No obstante, cualquier traslado a tarifa de estos sobrecostos deberá contar con la validación previa del Enargas para asegurar que los precios de compra no resulten abusivos.
La preocupación del Gobierno y de los actores del mercado es la logística y la capacidad de reacción del sistema ante las bajas temperaturas. La cantidad de barcos para junio se define bajo condiciones de estricta rigidez comercial; si la industria no participa activamente en las subastas, las distribuidoras tendrán la facultad -y la instrucción- de proceder al corte del suministro industrial para priorizar el consumo residencial en los momentos de mayor tensión del sistema.
Las subastas de GNL
Energía desistió hace 20 días de contratar un agregador comercial de GNL y decidió que Enarsa siga a cargo de la importación de gas en invierno tal como viene ocurriendo hace casi 20 años. La medida se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables, tanto del crudo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente y se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación.
Poco días después, la Secretaría impulsó una primera licitación a través del Megsa para la compra de GNL, un intento en el que industrias y distribuidoras no convalidaron los precios oficiales de subasta, que quintuplican los valores locales. Esos actores no estuvieron dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo, pero si tuvo eco en las generadoras eléctricas a las cuales les resultaba más económico que el costo de combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil.
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, luego de haber recibido este lunes las ofertas proveedores, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del MEGSA entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
Es decir, la Secretaría de Energía sostiene que, a partir de este año, las grandes industrias que no confirmen esta semana los volúmenes de GNL que necesitarán para abastecerse durante los días de junio de bajas temperaturas se quedarán sin gas natural ‘físico’ cuando llegue el frío. Es un cambio radical que implica una pulseada con final abierto para que las industrias compren por adelantado el gas importado, cuyo costo es mucho más caro que el gas local.
La subasta del mismo 29 de abril dedicada a las distribuidoras de gas, no 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 estaba 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.
Transportadora Gas del Norte (TGN), una de las compañías más importantes del sector energético argentino, presentó la edición 2026 de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26). Esta iniciativa está dirigida a jóvenes graduados y estudiantes avanzados de carreras de ingeniería que buscan insertarse en la industria energética nacional.
El programa ofrece 10 vacantes y tiene como objetivo incorporar efectivamente a los participantes al finalizar la experiencia. TGN opera una extensa red de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros, lo que brinda a los profesionales la oportunidad de desarrollarse en un entorno federal y de alta exigencia técnica.
JP26 propone una formación práctica en contextos reales, permitiendo a los jóvenes involucrarse desde temprano en proyectos y operaciones fundamentales para el transporte de gas natural en Argentina. Además, la compañía impulsa una política de Diversidad e Inclusión que ya refleja un 37% de participación femenina en sus convocatorias.
Los requisitos para postularse al programa incluyen tener hasta 29 años, ser graduado o estudiante avanzado de ingeniería, pudiendo adeudar hasta tres finales y la tesis. Se valorará la disposición para reubicarse en distintas regiones del país, mientras que el manejo del idioma inglés no es excluyente. Las inscripciones se realizan a través de la web oficial del programa Jóvenes Profesionales TGN 2026.
En 2024, 11 egresados completaron la formación intensiva del programa y participaron en proyectos estratégicos, consolidando a JP como una cantera fundamental de talento técnico para el negocio.
Es importante destacar las diferencias entre un programa de jóvenes profesionales y una pasantía. Mientras que las pasantías están reguladas por la Ley Nacional de Pasantías, requieren que el participante sea alumno regular y se desarrollan con un límite máximo de un año y medio, los programas de jóvenes profesionales no cuentan con legislación específica en Argentina y están orientados a graduados o próximos a graduarse.
Estos programas permiten ingresar como empleados efectivos a tiempo completo, con experiencias diseñadas para acelerar la carrera y asegurar la renovación del talento clave en las empresas. Ambas modalidades son consideradas vías privilegiadas para iniciar una carrera profesional sólida y con alto potencial.
Vista Energy confirmó que en 2026 destinará US$ 1.800 millones para potenciar su producción petrolera, un monto que representa un incremento del 12,5% respecto a lo previsto anteriormente. Esta inversión está orientada a consolidar su posición como la principal productora independiente de petróleo en Argentina.
El anuncio se sustenta en la ampliación de su producción hasta alcanzar los 160.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), gracias a la incorporación de 22.000 barriles provenientes de la compra de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, ubicados en la formación de Vaca Muerta.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, destacó que esta adquisición implica “un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo” en la región. Además, recordó que en apenas ocho años la empresa ha pasado de ser un emprendimiento emergente a convertirse en el mayor exportador de crudo del país.
Las proyecciones financieras para 2026 también indican un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones, lo que implica un aumento del 58% respecto a la cifra inicialmente estimada. En un horizonte más amplio, entre 2026 y 2028, Vista Energy planea invertir un total de US$ 5.600 millones, un 17% por encima de la proyección anterior, con la meta de alcanzar una producción diaria de 208.000 barriles para 2028, un incremento del 16%.
En cuanto a la generación de caja libre, se espera un flujo de US$ 2.800 millones durante el período 2026-2028, lo que representa un aumento del 87% en comparación con las estimaciones realizadas en 2025. Hasta la fecha, Vista Energy ha invertido más de US$ 6.500 millones en Argentina y planea utilizar parte de estos recursos para reducir su deuda financiera.
Por su parte, Luis Bolomo, ejecutivo de la compañía, señaló la importancia de “industrializar la mayor cantidad posible de los productos naturales extraídos”, apuntando a agregar valor y fortalecer la cadena productiva local.
La audiencia pública se realizará el próximo 22 de mayo, a partir de las 9, en el Gimnasio Municipal “Sebastiana Antenao” de San Antonio Oeste, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro.
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto destinado a acompañar el crecimiento de la infraestructura energética vinculada a los desarrollos productivos y exportadores que avanzan en la provincia. En este esquema, Río Negro se consolida como un punto estratégico para la energía nacional, integrando producción, transporte y salida hacia mercados internacionales desde la costa atlántica.
La concreción de esta obra permitirá fortalecer el abastecimiento energético para proyectos estratégicos, ampliar la infraestructura existente y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y desarrollo para las y los rionegrinos.
Como parte del proceso de evaluación ambiental, equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizaron inspecciones y relevamientos en distintos sectores de la traza proyectada del gasoducto. Los trabajos incluyeron recorridas en puntos estratégicos del proyecto para analizar características del suelo, vegetación, infraestructura existente y condiciones del entorno natural.
Estos controles permiten incorporar información técnica clave, anticipar posibles impactos y garantizar que cada etapa del análisis ambiental se desarrolle con criterios de planificación, prevención y resguardo de los recursos naturales.
La audiencia pública constituye además una herramienta fundamental de participación ciudadana, ya que permite que vecinas, vecinos, instituciones y organizaciones accedan a la información del proyecto, expresen opiniones y realicen aportes dentro del procedimiento administrativo ambiental.
Las personas interesadas en participar como oradores podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para consulta pública en el sitio web oficial de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca a empresas rionegrinas a participar de una charla informativa sobre el Programa Federal de Gestión Energética del Consejo Federal de Inversiones (CFI), una herramienta que permite recibir asistencia técnica para optimizar el uso de la energía en establecimientos productivos.
La actividad se realizará el miércoles 27 de mayo, a las 10, en el edificio de la Secretaría de Energía y Ambiente, ubicado en Los Sauces y Los Arrayanes, de Cipolletti.
La propuesta está destinada a pymes y empresas interesadas en mejorar su eficiencia energética o avanzar en la instalación de sistemas de generación distribuida fotovoltaica. El programa brinda asistencia técnica y financiera para impulsar la eficiencia energética y facilitar la incorporación de sistemas de generación distribuida.
Las empresas que se sumen al programa recibirán la visita de un gestor energético, quien realizará un relevamiento de sus instalaciones, analizará sus consumos y elaborará recomendaciones concretas para mejorar el desempeño energético.
Esta instancia forma parte del trabajo que Río Negro viene desarrollando para fortalecer capacidades locales y acompañar a los sectores productivos en una nueva etapa de desarrollo, con más eficiencia, sustentabilidad y competitividad. En ese marco, la Provincia inició la formación de 51 especialistas rionegrinos dentro del Programa Federal de Gestión Energética del CFI. Serán esas personas que se están capacitando las encargadas de efectuar los diagnósticos gratuitos.
A partir de los diagnósticos, las empresas podrán contar con información técnica para tomar mejores decisiones, reducir consumos, mejorar procesos y proyectar inversiones vinculadas a la eficiencia energética. Además, las mejoras recomendadas podrán ser financiadas a través de las líneas de crédito del CFI.
Río Negro en marcha hacia una producción más eficiente
La convocatoria se enmarca en el rumbo provincial de consolidar una matriz productiva más moderna, eficiente y preparada para el futuro. La eficiencia energética permite cuidar recursos, reducir costos y fortalecer la competitividad de las empresas rionegrinas.
Desde la Secretaría de Energía y Ambiente se brindará información sobre los alcances del programa, los requisitos para participar y los pasos para que las empresas puedan sumarse a la instancia de diagnóstico.
Las empresas interesadas en participar de la charla deberán completar el formulario de inscripción disponible en el siguiente enlace: https://forms.gle/siH4qdF28p7zhzWc9
La localidad de Moquehue se encuentra cada vez más cerca de contar por primera vez con gas por redes. La obra de instalación de la planta de GLP ya presenta un 85 por ciento de ejecución, en una intervención considerada histórica para la comunidad.
Actualmente se completó la instalación de seis tanques en la planta y continúan las tareas finales sobre la red que abastecerá a los hogares de la localidad, una demanda sostenida durante años por vecinos y vecinas que atraviesan inviernos de bajas temperaturas y fuertes nevadas.
Ariel Villarnovo, supervisor de la empresa que lleva adelante la obra, destacó el impacto social del proyecto y el compromiso de los trabajadores para finalizarlo antes de la temporada invernal. “Nos dedicamos al montaje de plantas, y la verdad que hacer el montaje de esta planta es algo tan eficiente para la comunidad y para todos, porque sabemos que el invierno siempre es duro por esta zona”, expresó.
“Es algo histórico que se está logrando gracias al gobernador Rolando Figueroa y esperamos cumplirlo antes de que el frio sea más intenso”, señaló y remarcó además el valor humano de las tareas que realizan en distintas localidades del norte neuquino. “Me encanta poder colaborar con la población en este tipo de obras, es fascinante”, sostuvo.
El supervisor explicó que la planta de GLP que actualmente se instala en Moquehue fue trasladada desde Los Miches. “En Los Miches ya llegó la red de gas natural, entonces se destinó la planta a esta localidad”, explicó Villarnovo y estimó que en breve también va a llegar el gas natural a Moquehue.
La obra forma parte de la estrategia energética impulsada por el gobierno provincial a través de Hidenesa, orientada a ampliar el acceso a servicios esenciales en localidades donde aún no llegan los gasoductos. En la apertura de sesiones legislativas del 1 de marzo, el gobernador Figueroa ratificó que la Provincia avanza con soluciones progresivas y escalables para garantizar el abastecimiento energético en todo el territorio.
De esta manera, se prevé además el traslado de plantas de GLP a Chorriaca y Paso Aguerre, mientras continúan las inversiones para extender redes de gas natural en distintas localidades del norte provincial. “Estamos en el tramo final y poniéndole garra para terminar y que la gente pueda para un invierno bien calefaccionada”, concluyó Villarnovo.
A través de la Resolución 673/2026 el ministerio de Economía oficializó la venta de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica CITELEC S.A. que estaban en manos de la estatal Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), al consorcio privado integrado por EDISON TRANSMISIÓN S. A. y GENNEIA por el monto total de U$S 356.174.811,78, sin Impuesto al Valor Agregado (IVA).
Citelec es la firma controlante de Transener, principal transportadora de energía eléctrica en alta tensión del país.
La venta accionaria corresponde a la adjudicación del Concurso Público Nacional e Internacional desarrollado por Economía en los últimos meses.
En la misma resolución ahora oficializada, el ministerio de cargo de Luis Caputo determinó y describió las ofertas que calificaron detrás de la ganadora: Segunda en orden de mérito: CENTRAL PUERTO S.A. por el monto total de U$S 301.000.000 sin IVA; y tercera la EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE (EDENOR S.A.) por el monto total de U$S 230.000.000) sin IVA.
Economía fijó el plazo para la suscripción del Contrato de Compraventa de las acciones de Citelec en quince (15) días hábiles, “que comenzarán a computarse desde el dictado de la presente medida”.
ENARSA entonces era titular del cincuenta por ciento (50 %) de las acciones de CITELEC S.A., sociedad de inversión que controla a TRANSENER S.A., titular de la concesión del transporte de energía eléctrica a través de la red de energía eléctrica de alta tensión de la República Argentina-, que detenta en dicha firma el 52,65 % del capital accionario total -como tenedora de todas las acciones clase A, representativas del 51 % de dicho capital y del 1,65 % de las acciones clase B-.
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.
un comunicado, Economía había destacado hace un par de semanas que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.
El ministerio destacó que la venta ahora concretada “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 central nuclear Atucha II reingresó a la red eléctrica nacional tras la finalización de la parada programa de mantenimiento. Mientras tanto, avanzan las obras de construcción del nuevo almacenamiento de combustibles gastados que permitirá la operación del reactor a largo plazo.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, reactivó la central nuclear este martes. Se trata de la unidad generadora de electricidad más grande del país, con una potencia de 745 MW (brutos).
Finalizó la parada programa en Atucha II
Tareas de mantenimiento realizadas en la turbina de la central Atucha II.
El reactor salió de servicio el sábado 14 de marzo para una parada de nueve semanas. Las paradas programadas son instancias en el ciclo habitual de operación de una central nuclear para intervenir con profundidad sobre la instalación.
En estas instancias se concentran tareas que no pueden realizarse durante la operación a potencia, con el objetivo de reforzar las condiciones de seguridad y confiabilidad. La parada involucró el trabajo coordinado de alrededor de 1700 personas, que ejecutaron más de 5500 tareas sobre distintos sistemas y componentes de la planta.
Durante toda la parada, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) mantiene su presencia en la planta a través de inspectores especializados, quienes supervisan la correcta ejecución de las tareas y verifican el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Licencia de Operación.
Antes de esta parada, la ARN en enero había autorizado a Nucleoeléctrica a elevar la potencia en Atucha II al 100%. Hacía por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.
En lo que respecta al resto del parque nuclear argentino, la central de Embalse (656 MW) opera a plena potencia, mientras que Atucha I (362 MW) se encuentra en parada por el proyecto de extensión de vida. Atucha I está programada para volver entre agosto y septiembre de 2027.
Avanzan las obras en el almacenamiento de combustibles gastados
Concluyó la verticalización de la grúa pórtico en el proyecto ASECG II.
En paralelo, la empresa prosigue con el proyecto Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II), habiendo concluido la verticalización de la grúa pórtico, un componente central del futuro sistema.
El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de Atucha II luego del 2027. Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento que tienen una capacidad limitada.
Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco. En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto.
La grúa, construida por IMPSA, será utilizada para la manipulación de los elementos combustibles durante su traslado hacia los silos de almacenamiento.
Se trata de la segunda grúa de este tipo en el país y representa un avance significativo en el desarrollo del proyecto. Con una capacidad de carga de 80 toneladas y un peso total de 150 toneladas, es un equipo de gran porte diseñado para operar con altos niveles de precisión.
Cuenta con operación mediante radiocontrol y un sistema de seguridad que, ante cualquier falla, la lleva automáticamente a una condición segura. Además, incorpora una herramienta especial que permitirá ubicar los elementos combustibles dentro de los silos con precisión.
Europa se encamina a flexibilizar la aplicación de la regulación sobre las emisiones de metano que comenzará a regir en 2027. La decisión es en respuesta al aumento de los precios del GNL debido a la guerra en Medio Oriente y a las presiones de los Estados Unidos y productores árabes contra las regulaciones al metano, un tema que es seguido de cerca por las operadoras en Vaca Muerta.
Concretamente, la Comisión Europea evalúa permitir que las compañías que importan energía en la Unión Europea puedan evitar ser penalizadas por infringir la regulación sobre las emisiones de metano (EUMR por sus siglas en inglés), según el borrador de una propuesta que realizará el poder ejecutivo europeo.
La Comisión Europea propondrá que los países puedan optar por no sancionar a las compañías por incumplir esa normativa durante una crisis de suministro energético. «Las sanciones deberían posponerse hasta que la situación se estabilice y reanudarse si la infracción persiste y el riesgo para la seguridad del suministro ya no existe», señala el documento visto por Político y Reuters.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación EURM y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (directiva CSDDD). Según la nueva propuesta de la Comisión, la EUMR no será modificada, aunque ahora habilitarían a los Estados miembros a flexibilizar su aplicación.
Importaciones de GNL y metano
EE.UU. y Qatar llevan tiempo presionando a las autoridades europeas para que modifiquen el alcance de las políticas para controlar y reducir las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero más potentes.
La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la quema controlada de metano, y la información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.
Estas normas tendrán un alcance extraterritorial, al ser aplicables sobre las emisiones de metano que se producen fuera de la UE. Los importadores y comercializadores de carbón, petróleo y crudo y gas natural deberán reportar esa información. Las sanciones sobre las compañías por incumplir con la regulación incluyen multas de hasta el 20% de los ingresos anuales en casos extremos.
En paralelo a la EUMR, la directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operan en el mercado europeo. Su incumplimiento también incluye penalidades económicas.
Uno de los requisitos de esta directiva es la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de GEI originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o que no están bajo su control.
Los gobiernos de EE.UU. y Qatar expresaron su preocupación sobre la CSDDD en una carta conjunta remitida en octubre a las autoridades europeas. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.
El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.
Emisiones de metano en Vaca Muerta
La reducción de las emisiones es una agenda que las operadoras en Vaca Muerta y la provincia de Neuquén vienen asumiendo para poder exportar energía al viejo continente y otros mercados.
Justamente, la gobernación de Neuquén el mes pasado 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 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”.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa
Milicic se incorporó como socio al Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa desarrollada por y para la industria del Oil & Gas, orientada a la formación técnica de alta especialización en uno de los mayores reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa. En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín afirmó: “El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente”.
Instituto Vaca Muerta
El IVM representa un proyecto colaborativo impulsado por la industria energética, consolidando un modelo de cooperación entre compañías para acompañar el crecimiento de la actividad. Fue inaugurado el pasado mes de marzo y brinda una propuesta formativa gratuita, intensiva y práctica, con simuladores, laboratorios y entornos a escala real que reproducen las condiciones del campo.
Inversión social
La participación de Milicic en esta iniciativa, que proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, está alineada con su estrategia de sostenibilidad, la generación de empleo y el desarrollo de la mano de obra local, contribuyendo al fortalecimiento de la cadena de valor.
Durante el acto de inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marian Milicic, gerenta general de Milicic, subrayó el rol que la inversión social privada tiene en el desarrollo de las comunidades y destacó la experiencia de la compañía en formación para el trabajo:
“Entendemos que esta propuesta educativa como inversión social. En Milicic Minería, por ejemplo, impulsamos la Escuela de Geosintéticos, una iniciativa que nos permitió formar personal especializado, promoviendo estándares de calidad, seguridad y una sólida aplicación práctica en campo. Creemos que estas decisiones generan oportunidades concretas y sostenibles para las comunidades donde operamos”.
La inauguración del Instituto Vaca Muerta refirma la importancia de la formación técnica como motor de desarrollo, consolidando el vínculo entre educación, empleo y el desarrollo productivo sostenible en la región.
Nueva convocatoria
En la actualidad, se encuentran abiertas las inscripciones a capacitaciones de cuatro meses en Operador de Perforación, Fractura, Instrumentación, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico, Producción o de Plantas de Crudo y Agua, en un entorno pensado para responder a las necesidades reales de la industria. Además, se abren cinco cursos de Seguridad Operativa en Yacimiento, con duración de un mes.
Las capacitaciones son gratuitas y representan una oportunidad para dar el primer paso en la industria energética. Las inscripciones estarán abiertas hasta el 20 de mayo a través de la página web del Instituto Vaca Muerta. Más Información: www.ivm.ar.
Tras concretar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, en Vaca Muerta, Vista Energy incorporará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Esto consolida a la compañía como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina, se destacó.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, remarcó que “la reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.
“Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, agregó Galuccio.
La compañía anunció que invertirá este año U$S 1.800 millones, un 12.5 % más que lo anunciado a inversores en noviembre del año pasado.
Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de U$S 3.000 millones en 2026, un 58 % superior a los U$S 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.
Proyecciones a 2028
Vista proyecta invertir U$S 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17 % más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028, lo que representa un incremento de 16 % respecto de la meta previamente informada, se indicó.
A la fecha, la compañía ya lleva invertidos más de U$S 6.500 millones en la Argentina, y la actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja.
Al respecto, Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de U$S 2.800 millones, un 87 % más que los U$S 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre último.
La compañía planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.
Visión 2030
Vista también actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25 % superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones previas. La nueva meta refuerza la ambición de la compañía de seguir escalando su operación en Vaca Muerta.
La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de U$S 2.000 millones por año hacia 2030, un 33 % superior a los U$S 1.500 millones proyectados anteriormente. La mejora esperada refleja mayores niveles de producción y la consolidación de eficiencias operativas en sus desarrollos de Vaca Muerta, se indicó.
Transener opera la mayor parte del sistema de alta tensión de energía del país.
El Gobierno nacional dio el paso definitivo en la privatización del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener. Tras el proceso de licitación, se confirmó que el consorcio integrado por las firmas Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A. resultó adjudicatario de la participación del 50% del paquete accionario que poseía Energía Argentina (Enarsa).
El grupo ganador se convierte en el nuevo co-controlante de la red troncal, donde el otro 50% de la compañía permanece en manos de Pampa Energía, holding liderado por Marcelo Mindlin.
La formalización de la medida se concretó mediante la Resolución 673/2026 del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial. El documento, con la firma del ministro Luis Caputo, ratifica lo actuado en las distintas etapas del concurso público nacional e internacional y establece el marco legal para el traspaso de los activos que el Estado mantenía bajo su órbita en la sociedad Citelec S.A.
De acuerdo con el texto oficial, la oferta ganadora ascendió a un monto total de US$356.174.811,78. Esta cifra fue validada por la Comisión Evaluadora al considerarla «razonable» frente a las tasaciones previas y superior al precio base estipulado para la venta de la participación estatal. De esta manera, el consorcio logró imponerse en una compulsa que incluyó el análisis de antecedentes técnicos y solvencia económica.
En los considerandos de la resolución, se detalla el orden de mérito de los oferentes que llegaron a la instancia final. La firma Central Puerto S.A. quedó ubicada en el segundo lugar con una propuesta de US$301.000.000, mientras que Edenor S.A. ocupó el tercer puesto con una oferta de US$230.000.000.
Los activos de la mayor operadora de alta tensión
La operación comprende el control de Transener en la Argentina y también otorga al nuevo consorcio la titularidad indirecta sobre activos vinculados en la región. Entre ellos se encuentran la firma Transener Internacional Ltda., con operaciones en el mercado eléctrico de la República Federativa de Brasil, y la empresa Transba S.A., responsable del transporte por distribución troncal en la provincia de Buenos Aires.
Tras la firma del documento, los plazos para concretar el traspaso administrativo quedaron en marcha. El artículo 4 de la medida establece un término de «quince (15) días hábiles» para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones. Este período administrativo comenzará a correr de forma inmediata, permitiendo que la nueva gestión tome posesión efectiva de sus funciones operativas en el corto plazo.
La resolución concluye destacando que el proceso contó con la supervisión de la Sindicatura General de la Nación y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas. Con esta adjudicación, se cierra una etapa en la reconfiguración del sistema eléctrico nacional, donde el Estado nacional delega la operación de la mayor parte de líneas de alta tensión en manos de la inversión privada.
En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz. 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 US$200 millones.
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. El resto de la participación accionaria de Transener se reparte entre la Anses (19,57%) y el capital que cotiza en la Bolsa porteña (27,79%).
YPF inauguró en Nordelta la primera estación de servicio bajo el formato YPF Black, un nuevo concepto que redefine la experiencia en estaciones de servicio y consolida una transformación profunda en su red que se extiende por todo el país.
“YPF Black es una nueva forma de entender la estación de servicio. No se trata solamente de cargar combustible, sino de ofrecer una experiencia completa, de calidad superior, cuidando cada interacción y cada detalle. Con este formato elevamos el estándar en la Argentina”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, durante la inauguración.
YPF Black representa la máxima expresión de la experiencia YPF, con una propuesta integral centrada en el cliente, que combina excelencia operativa, atención personalizada, servicios innovadores y una oferta diferencial de gastronomía y beneficios.
El formato YPF Black propone una experiencia de atención con mayor personalización del servicio y espacios diseñados para optimizar tiempos y mejorar la calidad del viaje. Entre sus principales atributos se destacan:
Atención diferencial en cada isla, con el respaldo de un equipo técnico especializado.
YPF Pit Stop, un espacio que permite realizar chequeos rápidos del vehículo de manera eficiente y segura.
Programa Serviclub con beneficios exclusivos, como triplicación de puntos durante el período inicial, accesos anticipados a lanzamientos y propuestas exclusivas para los socios.
Gastronomía premium, que incluye Carne hamburguesas, desarrolladas por el multipremiado chef argentino Mauro Colagreco, platos exclusivos, café de especialidad y una selección curada de productos de alta calidad.
La inauguración de YPF Black se enmarca en una estrategia más amplia de transformación del retail de la compañía, que organiza su red en tres modelos complementarios: Black, Núcleo y Refiplus. Cada uno responde a distintos hábitos de consumo y contextos geográficos, pero comparten valores comunes: cercanía, calidad y confiabilidad. Con este enfoque, YPF busca ampliar el alcance de su marca, mantener su fuerte presencia federal y seguir siendo la referencia del mercado, sin perder su identidad ni su compromiso con los clientes en cada punto del país, destacó la compañía.
Durante la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 en Houston, John Ardill, vicepresidente de Exploración y New Ventures de ExxonMobil, destacó que la industria energética enfrenta una década marcada por un fuerte crecimiento en la demanda que exige mayores inversiones, estabilidad regulatoria y avances tecnológicos.
Ardill explicó que, aunque el reto de suministrar energía al mundo persiste desde hace décadas, la inteligencia artificial (IA) dejó de ser una herramienta experimental para convertirse en un aliado fundamental que acelera la toma de decisiones y minimiza riesgos en la exploración petrolera.
En el panel “Exploración en la Década de la Demanda”, se analizó cómo el crecimiento económico, la electrificación y la expansión de centros de datos impulsan un aumento sostenido del consumo energético global. Guyana se destacó como un caso de éxito: desde la extracción inicial en 2019, ExxonMobil y sus socios escalaron la producción hasta casi alcanzar un millón de barriles diarios.
“Cuando eso está en su lugar, se puede pasar de descubrimiento a producción en pocos años”, afirmó Ardill, refiriéndose a la coordinación entre gobierno, reguladores e inversores como clave para este avance.
En el plano tecnológico, ExxonMobil alcanzó un hito al perforar su primer pozo completamente autónomo en Guyana, donde “ningún perforador tocó los controles” y toda la operación, incluyendo el geosteering en la sección del reservorio, fue gestionada por IA, logrando un rendimiento y precisión superiores a los métodos convencionales.
Además, la empresa aplica técnicas de machine learning y deep learning para procesar grandes cantidades de datos sísmicos en días, en lugar de meses, lo que optimiza la identificación de los mejores sitios para perforar.
Estados Unidos, con su desarrollo de shale, sigue siendo un referente por su combinación de recursos de calidad, infraestructura consolidada y un entorno regulatorio ágil que permite escalar rápidamente. Ardill describió este modelo como un “sweet point” que otros países buscan replicar.
Sin embargo, para lograrlo en otras regiones es indispensable contar con estabilidad normativa, agilidad en los permisos y un ecosistema que fomente la inversión, aspectos que ExxonMobil señala como fundamentales para el éxito observado en Guyana y el shale estadounidense.
En un contexto donde las interrupciones en el suministro energético se producen cada 12 a 18 meses y la demanda no cesa, la IA se presenta como una herramienta de doble filo: incrementa el consumo eléctrico pero también potencia la eficiencia en exploración y producción.
Este enfoque cobra especial relevancia en países como Argentina, donde Vaca Muerta es el principal motor energético. La necesidad de reglas claras y alineación política, resaltada por ExxonMobil, coincide con los esfuerzos locales para atraer inversión mediante marcos de incentivos.
Ardill cerró su intervención con optimismo para la industria: “Nunca ha habido un mejor momento para entrar en esta industria, ya seas geólogo, ingeniero o trabajes en ciencia de datos” y agregó: “No hay mejor momento para explorar. Adelante”.
El gobernador Rolando Figueroa explicó este jueves que desde el gobierno neuquino se hizo un análisis de los ingresos que se generarán a partir de la concreción en la provincia de tres proyectos comprendidos en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) e informó que se trata de 1.300 millones de dólares en cuatro años.
Figueroa recordó que la implementación de este régimen para el upstream sobre la producción incremental fue un pedido que efectuó en diciembre al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo y que el gobierno nacional accedió a esta solicitud en febrero.
El gobernador explicó que el RIGI permite a las empresas disminuir el 10% de Impuesto a las Ganancias. “Nación te da una estabilidad fiscal por 25 años, y te cobra 10% menos de Impuesto a las Ganancias”, indicó.
En este sentido, detalló que a partir de tres proyectos aprobados y en marcha recientemente se generarán en Neuquén “726 millones de dólares en cuatro años de regalías, 250 millones de Impuesto a los Ingresos Brutos y 300 millones porque en dos de esas concesiones es socia GyP, que es la empresa nuestra de gas y petróleo”.
“Hicimos los costos de tres proyectos que están en marcha. Van a haber diez, pero hay tres que fueron presentados la última semana. Esos tres proyectos le cuestan a Neuquén tres millones y medio de dólares menos de coparticipación del Impuesto a las Ganancias en cuatro años”, dijo Figueroa y lo comparó con los 1.300 millones de dólares que le ingresan en ese mismo período. “¿Cómo vamos a criticar algo que impacta directamente en Neuquén?”, se preguntó.
Tras asegurar que la implementación del RIGI “está atrayendo inversiones”, el gobernador contó que “tuve comunicación telefónica con las autoridades de Chevron y nos manifestaron que van a presentar un RIGI muy importante también”. “Eso hace mucho a la actividad que tenemos y es fundamental para el desarrollo de la provincia”, añadió.
“Neuquén es petrolero desde hace más de 100 años. La sociedad ya tiene todo un expertise, un armado en base al gas y el petróleo”, sostuvo el gobernador y aseguró que eso fue una ventaja comparativa respecto de otras jurisdicciones: “Cuando establecieron las reglas económicas, a otras provincias les costó arrancar”.
“Hay provincias que tenían minería, pero no la explotaban. Entonces, están armando el ecosistema minero. Nosotros ya lo teníamos armado y aceleramos”, afirmó y agregó: “Por eso los índices nos dan mejor a nosotros”. “No nos pusimos a llorar por lo que hacía el gobierno nacional. Sobre lo que hizo, tratamos de adaptarnos para que nos vaya bien”, concluyó.
Figueroa remarcó “los distintos beneficios que nos ha dado el trabajo en coordinación con el gobierno nacional”. “La posibilidad de participar con la redacción del capítulo de hidrocarburos en la Ley Bases fue fundamental”, aseguró y comentó que “pudimos poner determinados artículos que nos permiten hoy estar escalando en esta posición”.
También remarcó como otro aspecto positivo “la modificación del Código procesal, civil y comercial de la provincia, en un Código adversarial que tiene un capítulo fundamental que rescata la teoría monista y da la oportunidad a los distintos inversores o empresas para que puedan fijar el lugar de arbitraje de una manera independiente”.
“Están dadas todas las condiciones como para que Neuquén siga creciendo y que ese crecimiento se traduzca en beneficio para nuestra población. Ahí es donde nos tenemos que concentrar”, finalizó.
YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de US$1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre, con un margen de 32% sobre los ingresos. Este resultado representa una mejora del 28% con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la fuerte reducción de costos operativos y un mejor entorno de precios. La utilidad neta fue de US$409 millones, reflejando un sólido desempeño operativo y financiero.
La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento del 39% interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100% propiedad de YPF.
Durante el trimestre, las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78% se destinaron a la actividad no convencional, principalmente en Vaca Muerta. Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región.
El proyecto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 62% de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30% en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años.
Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG, el brazo internacional de ADNOC, continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto. Adicionalmente, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques no convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto.
Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre, gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr. Adicionalmente, gracias a la sólida generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.
YPF Luz, la empresa del grupo YPF dedicada a la generación de energía eléctrica en Argentina, anunció que el EBITDA Ajustado creció un 21% interanual hasta alcanzar USD 125,7 millones en el primer trimestre del año, impulsado principalmente por la contribución de nuevos activos renovables que entraron en operación, una mayor disponibilidad y despacho de la central térmica El Bracho, mayores precios spot bajo el nuevo marco regulatorio y reintegros de seguros relacionados con Loma Campana I vinculados a fallas previas.
La capacidad instalada aumentó un 8% interanual hasta alcanzar 3.659 MW en el 1T26, impulsada principalmente por la puesta en marcha de nuevos proyectos renovables. En este sentido, el parque solar El Quemado alcanzó la operación comercial parcial por una capacidad neta de hasta 100 MW en diciembre de 2025 y por otros 100 MW adicionales en febrero de 2026, sobre una capacidad instalada total esperada de 305 MW. Asimismo, el parque eólico CASA alcanzó la operación comercial plena en febrero de 2026, incorporando 63 MW de capacidad instalada.
El flujo de caja libre fue positivo en USD 21,9 millones en el primer trimestre, en comparación con USD 18,5 millones en el 1T25, impulsado principalmente por menores inversiones de capital. El ratio de apalancamiento neto se redujo a 1,6x desde 1,8x el año anterior, dado el mayor EBITDA.
El congelamiento de los precios de los combustibles dispuesto por YPF el pasado 1° de abril tiene fecha de vencimiento y esta semana podría llegar un nuevo ajuste que volverá a golpear el bolsillo de los trabajadores y el costo del transporte.
La medida había sido implementada en medio de la fuerte volatilidad internacional provocada por la guerra en Medio Oriente, que impulsó una disparada en el precio del petróleo. En ese contexto, la petrolera estatal decidió sostener sin cambios los valores de la nafta y el gasoil hasta el 15 de mayo para evitar un traslado inmediato a surtidores.
Ese plazo terminará esta semana y este lunes la conducción de la compañía mantendrá una reunión interna para definir el futuro de los precios. En el sector descuentan que habrá incrementos para reducir el atraso acumulado en los últimos meses.
La señal más clara surgió del balance presentado por YPF este viernes ante inversores. Allí, la empresa estimó que durante abril el precio doméstico promedio de los combustibles, sin impuestos, fue de 90,5 centavos de dólar por litro, mientras que la paridad de importación se ubicó en u$s1,07 por litro.
De acuerdo con esos números, tanto la nafta como el gasoil tendrían un atraso cercano al 15,5%, una evaluación que comparten otras compañías del sector petrolero.
La posibilidad de nuevos aumentos mantiene en alerta a las cámaras de transporte, que siguen de cerca la discusión tarifaria en medio de la crisis que atraviesa la actividad. Las empresas advierten que el incremento sostenido de los combustibles, sumado a la deuda que mantiene el Estado nacional, ya provocó complicaciones en la prestación de servicios y una reducción de unidades en circulación.
El eventual ajuste en surtidores podría profundizar las dificultades del sector y trasladarse también a otros precios de la economía, en un escenario marcado por la caída del consumo y el deterioro del poder adquisitivo.
Una unidad operativa de la refinería PBF Chalmette registró un estallido y posterior incendio que generó grandes columnas de humo visibles desde Nueva Orleans, según informaron medios internacionales.
Videos difundidos en redes sociales mostraron una densa columna de humo sobre la instalación, que tiene capacidad para procesar cerca de 189 000 barriles de petróleo diarios a orillas del río Misisipi.
Crews are responding to an explosion and fire at the Chalmette PBF refinery. Gage Zaffuto pic.twitter.com/aYAe5gdcWu
La planta, en funcionamiento desde 1915, emplea a unos 500 trabajadores directos y 200 contratistas, y su producción representa alrededor del 1 % del consumo diario de petróleo de los Estados Unidos.
La refinería suspendió sus operaciones mientras avanzaban las pericias sobre la explosión, informó el sitio Hispan TV.
Ramanan Krishnamoorti, vicepresidente de energía e innovación de la Universidad de Houston, interpretó que la interrupción de la actividad en esa refinería iba a agravar el alza en los precios de la gasolina, el diésel y el combustible para aviones en las regiones sur y centro-sur del país, algo que ya se verificaba este lunes en los Estados Unidos.
YPF avanza en la estructuración de una presentación de gran escala al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para asegurar volúmenes firmes de gas destinados al proyecto de gas natural licuado asociado a Vaca Muerta.
La iniciativa integra producción incremental, gasoductos dedicados y una planta de licuefacción con infraestructura portuaria, bajo un esquema contractual que requiere estabilidad fiscal y cambiaria de largo plazo. El RIGI opera como marco habilitante para contratos de suministro, financiamiento y participación de socios estratégicos en un proyecto cuyo CAPEX se ubica en el rango de inversiones que necesitan previsibilidad regulatoria por varias décadas.
La demanda de feedgas para un tren de LNG exige reorganizar la curva de producción en Neuquén y asegurar capacidad de transporte continua hacia la planta. Esto implica perforación sostenida, mayor actividad de completación y ampliaciones en midstream que permitan sostener volúmenes firmes durante todo el año.
La presentación al RIGI integra estos componentes en una estructura única que articula upstream, transporte y licuefacción, y define un flujo de obra que condiciona la planificación energética nacional y la disponibilidad de gas para el mercado interno en períodos de alta demanda.
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El proyecto genera un impacto directo sobre proveedores de servicios especializados, incluyendo perforación, fractura, ingeniería, EPC, compresión, criogenia, válvulas, instrumentación, piping, obras civiles y logística pesada. La escala del LNG activa contratos de largo plazo para contratistas de gasoductos, operadores portuarios, empresas de izaje, transporte de cargas especiales y servicios auxiliares en campamentos y obras.
La demanda de equipos criogénicos, tanques, sistemas eléctricos y componentes de control se expande en función de la configuración final del tren de licuefacción y de la infraestructura marítima asociada.
En el territorio, la obra concentra actividad en Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, con impacto en rutas, accesos, disponibilidad de mano de obra y capacidad de servicios locales. La integración del proyecto en el sistema nacional modifica la asignación de gas para generación eléctrica y redes de distribución, y redefine la estructura de precios relativos entre el mercado interno y la exportación.
La presentación al RIGI constituye el paso previo a la decisión final de inversión y establece las condiciones para un vector de exportación de largo plazo que reorganiza la matriz energética y la cadena de proveedores vinculada a Vaca Muerta.
Vista adquirió los activos de Equinor en Argentina en una operación que modifica la distribución de operadores en el upstream y amplía su posición en áreas de shale oil en Neuquén. La salida de Equinor responde a una decisión global de reorganización de portafolio orientada a priorizar proyectos offshore de alta productividad en Brasil, Noruega y el Reino Unido, y a reducir participación en activos onshore de menor escala.
La desinversión forma parte de un proceso internacional que incluye la venta de posiciones en Estados Unidos, África y Asia, y no se vincula con condiciones locales ni con la evolución técnica de Vaca Muerta.
La incorporación de los activos permite a Vista integrar bloques adicionales bajo un modelo operativo basado en eficiencia, disciplina de costos y continuidad de perforación. La transición se realiza sobre infraestructura existente y bajo un esquema que mantiene producción, logística y empleo sin interrupciones.
El movimiento redistribuye actividad entre operadores con estrategias centradas en recursos no convencionales y ajusta la estructura de operación en la cuenca.
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El cambio de titularidad impacta en la cadena de proveedores mediante la revisión de contratos de perforación, completación, transporte, mantenimiento, obras civiles y logística. Vista opera con estándares operativos y productivos específicos que requieren reorganización de servicios y adaptación de pymes locales a ritmos de obra más intensivos.
La salida de Equinor implica la reconfiguración de servicios asociados a su estructura operativa previa y la reasignación de demanda hacia proveedores con capacidad de cumplir los nuevos requerimientos.
En el plano territorial, la continuidad de actividad evita la caída de equipos y sostiene el flujo de obra en Neuquén. La operación se inscribe en una dinámica global donde compañías con foco en offshore reducen exposición en activos onshore, mientras que operadores con estructura ágil y orientación al shale incrementan participación en la cuenca.
La decisión de Equinor responde a criterios internacionales de retorno, escala y especialización tecnológica, y no altera la trayectoria de desarrollo de Vaca Muerta ni su atractivo para operadores alineados a recursos no convencionales.
Producción real, bloques clave, control accionario y nuevos ingresos: la radiografía completa de quién manda en la energía argentina en 2026.
El mapa empresario de la energía argentina atraviesa en 2026 su mayor reconfiguración desde la irrupción del shale. Los datos oficiales de producción, los movimientos accionariales y las autorizaciones regulatorias muestran que el poder del sector se organiza en cuatro anillos: petróleo y gas, generación eléctrica, transporte y distribución, y renovables–comercialización.
El disparador de Infobae se confirma en su estructura general, pero los datos oficiales permiten jerarquizar actores, corregir pesos relativos y depurar nombres sin incidencia real.
En petróleo y gas, la concentración es extrema: YPF, Pan American Energy, Vista y Pluspetrol explican el 80% del petróleo argentino, con bloques que funcionan como plataformas de control —Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, Bandurria Sur, Sierras Blancas–Cruz de Lorena–CASO y Fortín de Piedra—.
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El ingreso formal de Continental Resources, autorizado por el Decreto 447/2026 de Río Negro, incorpora capital norteamericano al shale, aunque sin producción aún. La estructura PAE (52%) – Continental (13%) – Tango Energy (35%) marca la primera concesión no convencional de Río Negro y abre competencia territorial con Neuquén.
En generación eléctrica, el poder se reparte entre Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz, AES, MSU Energy, Genneia y Enel (en proceso de salida).
Pampa opera con integración vertical con transporte (Transener) y gas, mientras que Central Puerto mantiene liderazgo térmico y participación creciente en renovables. MSU Energy sostiene expansión térmica con contratos CAMMESA, y Genneia continúa como actor dominante del eólico con proyectos RenovAr y MATER.
En transporte y distribución eléctrica, el control se organiza por jurisdicción: Transener (Pampa–IEASA) domina el transporte nacional, mientras que Edenor (Vila–Manzano–Filiberti) y Edesur (Enel en salida, con transición regulatoria) concentran el AMBA. Las distribuidoras provinciales —EPEC, EPEN, EPE, DPEC, EDESAL, EDESA— mantienen peso territorial y condicionan inversiones locales.
El cierre parcial del Estrecho de Ormuz y la interrupción de infraestructura crítica en Medio Oriente retiraron del mercado volúmenes que no pueden ser reemplazados en el corto plazo.
La pérdida combinada de crudo liviano y mediano afecta la disponibilidad para refinerías asiáticas y europeas, mientras que la capacidad ociosa de la OPEP+ permanece sin activar por decisión estratégica. La caída de inventarios comerciales y estratégicos confirma un déficit físico que se traslada a precios y a la estructura global de fletes.
La reducción de flujos desde Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Irán y Emiratos altera la composición de mezclas que utilizan las refinerías simples de Asia y África, que dependen de crudos livianos para sostener márgenes.
La menor disponibilidad obliga a reconfigurar corrientes marítimas, incrementa el costo de los VLCC y desplaza demanda hacia productores con capacidad de respuesta rápida. Estados Unidos, Brasil y Guyana capturan parte del espacio dejado por Medio Oriente, mientras que la oferta de gas asociado cae y presiona el mercado global de LNG.
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El déficit de crudo liviano modifica la estructura de precios relativos y amplía la brecha entre calidades, con impacto directo en la planificación de mantenimiento y en la operación de refinerías que no pueden sustituir livianos por pesados sin afectar rendimientos.
La caída de 85 millones de barriles en inventarios globales en marzo y la reducción de seis millones de barriles diarios en capacidad de refinación regional configuran un escenario de tensión que condiciona decisiones de inversión en upstream y midstream.
Para Argentina, la restricción global de crudos livianos mejora la competitividad del Medanito en mercados que enfrentan menor disponibilidad desde Medio Oriente. El diferencial de precio favorece exportaciones de shale y acelera la necesidad de infraestructura de evacuación para evitar cuellos de botella internos.
La saturación de refinerías locales y la brecha entre precios internos y paridad de importación presionan márgenes en un contexto de mayor costo de combustibles importados. La reconfiguración de flujos globales abre oportunidades para contratos spot en Asia, pero también incrementa el costo logístico y la volatilidad en fletes y seguros marítimos.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) opera como instrumento central del Gobierno para reposicionar a Argentina dentro del mapa regional de capital. La administración proyecta un portafolio potencial de USD 140.000 millones en proyectos de energía, minería e infraestructura que evalúan ingresar al esquema, con iniciativas en distintas etapas de madurez técnica y financiera.
El régimen opera como marco de estabilidad fiscal y regulatoria para inversiones de escala y redefine la estructura de incentivos para proyectos intensivos en capital.
El RIGI establece estabilidad fiscal por 30 años, amortización acelerada, libre disponibilidad de divisas y un marco jurídico orientado a reducir riesgo regulatorio. La combinación de incentivos tributarios y previsibilidad normativa generó un aumento en la presentación de proyectos vinculados a petróleo y gas, cobre, litio, midstream, petroquímica, transporte eléctrico y obras logísticas asociadas a exportaciones.
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El Gobierno sostiene que el régimen modificó la ecuación económica de los proyectos y amplió el universo de iniciativas en análisis.
El horizonte temporal es el principal punto de tensión. El régimen vence en 2027 y los proyectos de gran escala requieren previsibilidad de largo plazo para avanzar a ingeniería y construcción.
Empresas, cámaras sectoriales y gobiernos provinciales plantean que la continuidad del esquema es condición para transformar el portafolio potencial en desembolsos efectivos y evitar que capitales globales migren hacia jurisdicciones con marcos regulatorios más estables. La discusión quedó instalada en la agenda económica y condiciona la velocidad de ejecución del pipeline nacional.
La lectura internacional es consistente: Argentina vuelve a aparecer como destino competitivo para inversiones intensivas en capital, pero la certidumbre regulatoria determinará cuántos de los proyectos previstos alcanzan etapa de obra y operación.
El RIGI funciona como plataforma de ordenamiento para expectativas, cronogramas y decisiones de inversión en los próximos años.
Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que comenzará a construirse en los próximos meses y estar operativo en 2027.
El Parque Arauco, un complejo de generación de energía renovable ubicado en la provincia de La Rioja, que cuenta con más de 100 aerogeneradores instalados, inauguró este viernes su primer proyecto solar de 64 MW y se convirtió, de este modo, en el parquehíbrido eólico-solar más grande del país. Al mismo tiempo, la empresa provincial Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que podría comenzar a construirse en los próximos meses y estar operativo a fines de 2027.
El Parque Solar Arauco 1 está ubicado a 90 kilómetros de la capital provincial y cubre una superficie más de 100 hectáreas. Sumando los 281 MW eólicos que ya tenía operativos, el complejo alcanzó un total de 345 MW de potencia instalada y es uno de los parques de generación renovable más grande del país.
En diálogo con EconoJournal, Emanuel Rejal, director de Parque Arauco, señaló que “tenemos disponibles 17.000 hectáreas y nuestra idea es tratar de hibridizar al máximo posible todas las instalaciones de despacho que tenemos en Arauco para poder producir la mayor cantidad de energía renovable”.
“Si bien el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está saturado, en nuestro caso disponemos de capacidad de transporte de electricidad al convertir a Arauco en un proyecto híbrido, porque las curvas de generación eólica y solar se complementan prácticamente a la perfección: cuando tenemos recurso eólico es generalmente por la noche, mientras que los parques solares generan, por supuesto, de día”, añadió.
“Esto nos permite maximizar los recursos para tener una capacidad de despacho lo más cercana al factor uno”, explicó Rejal, en referencia al máximo uso de la potencia nominal al que quieren llegar en Arauco.
Lo que buscan en el futuro en el Parque Arauco es tener una planta de generación de energía renovable suficientemente grande para, aprovechando los recursos del viento y del sol, despachar durante todo el día entre 400 y450 MW de base, que es la capacidad máxima posible de evacuación en el sistema interconectado que tienen el complejo.
Para alcanzar esto, necesita construir parques hasta llegar a una potencia total de alrededor de 550 MW. Además, en Arauco no descartan presentar un proyecto en la licitación de almacenamiento de energía en baterías AlmaSADI, que lanzó el gobierno este año.
Para cumplir el objetivo de construir el parque solar, Rejal contó que “rápidamente todo el equipo de Arauco tuvo que dejar por un momento la energía eólica y ponerse a estudiar lo que implica la instalación de grandes centrales solares. Esto fue un desafío enorme para todos”. “También significó un desafío técnico importante porque en un mismo punto de interconexión estamos inyectando energía eólica y solar”, añadió.
El Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas.
Cómo es el nuevo parque solar de Arauco
El nuevo Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas en medio de los aerogeneradores eólicos. Los paneles solares tienen una potencia unitaria de entre 710 y 720 vatios (denominados de “ultra extra potencia”) y fueron producidos por la firma china Trina Solar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes del mundo. Los 64 MW estarán contractualizados a partir del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).
Los módulos están montados sobre 1.536 trackers (estructura motorizada que se orienta siguiendo al sol). Todos los paneles se importaron desde China y utilizan tecnología de Trina Solar y de la compañía Huawei.
El parque cuenta con 198 inversores de corriente continua a corriente alterna que están conectados a nueve subestaciones transformadoras. Todo el parque solar implicó la instalación de más de dos millones de piezas. La construcción del parque demandó el traslado de 300 contenedores desde China a la provincia de La Rioja.
Los hitos de Arauco desde 2009
Arauco comenzó a instalar los primeros aerogeneradores en 2009, pero en 2011inició su operación comercial. Fue el primer parque en conectarse al SADI. Luego se fue ampliando el parque eólico en distintas etapas.
A partir de la primera licitación del Programa RenovAr de 2016, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió esta ampliación al Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. En junio del año pasado, Arauco inauguró la Etapa III también sumando más generación eólica al complejo.
En 2025, el 75% de la demanda de energía de la provincia de La Rioja se cubrió a partir de generación renovable, teniendo en cuenta a todos los proyectos, aunque el Parque Arauco representa la parte mayoritaria. El parque solar nuevo de Arauco elevará en 2026 a un cubrimiento de la demanda del 83% a partir de fuentes renovables.
Tras completar formalmente la semana pasada la adquisición de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, Vista Energy anunció inversiones por US$ 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17% más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028. A la fecha, la compañía presidida por Miguel Galuccio ya lleva invertidos más de US$ 6.500 millones en la Argentina.
A partir de la consolidación de los activos adquiridos a Equinor, Vista actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones anunciadas en noviembre de 2025.
La actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja. Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de US$ 2.800 millones, un 87% más que los US$ 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre de 2025.
Plan consolidado
Con la incorporación de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta, Vista sumará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Los números posicionan a la empresa como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina.
«La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país. Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.
Galuccio creó Vista en 2017. Nueve años más tarde es el principal operador independiente de petróleo del país.
La compañía anunció que invertirá este año US$ 1.800 millones, un 12.5% más que lo anunciado en noviembre del año pasado. Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones en 2026, un 58% superior a los US$ 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.
La compañía también anunció que planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.
La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030, un 33% superior a los USD 1.500 millones proyectados anteriormente.
La genealogía del rumbo macroeconómico de la Argentina durante el gobierno de Javier Milei mixtura sectores de fuerte dinamismo y crecimiento —como el Oil&Gas apalancado por el desarrollo de Vaca Muerta y, mirando hacia adelante, la minería de cobre en la precordillera del norte del país— con otros entramados industriales y segmentos pyme que atraviesan un escenario de marcada recesión y complejidad productiva.
La industria minera local cambió su forma de comunicar y logró destrabar un debate dicotómico a partir de la transparencia de su actividad.
Esa coexistencia de velocidades distintas dentro de la economía argentina explica buena parte del debate que hoy atraviesa a empresarios, economistas, dirigentes políticos y actores sindicales respecto de cuál será la nueva matriz productiva del país.
Mientras algunos sectores vinculados a los recursos naturales muestran perspectivas de expansión acelerada, otros segmentos manufactureros enfrentan dificultades derivadas de la caída de la actividad, la apertura comercial y la redefinición del esquema macroeconómico.
En ese contexto, cobra relevancia la discusión sobre de qué manera el crecimiento de industrias extractivas como el Oil&Gas, la minería y el sector energético en general puede transformarse en una plataforma para potenciar el desarrollo de proveedores locales, cadenas industriales competitivas y nuevos servicios asociados.
Pensarse en la intersección entre la agenda energética y minera con la agenda industrial y de servicios es justamente el punto de partida de Aguas Arriba, un nuevo ciclo de streaming lanzado por EconoJournal que buscará aportar conocimiento, información y reflexión sobre esos desafíos.
Una discusión necesaria
El programa se emitirá dos veces por mes a través del canal de YouTube de EconoJournal con la conducción de Florencia Barragán y apuntará a generar conversaciones entre actores públicos y privados con participación directa en esas cadenas de valor.
“¿Puede la inversión para escalar la extracción de recursos naturales convertirse en el motor de un desarrollo industrial más amplio? ¿O en este momento del país lo conveniente es priorizar el crecimiento lo más rápido posible de las exportaciones de commodities en lugar de detenerse en apalancar también capacidades industriales y de servicios? Desde EconoJournal entendemos que aunque las respuestas a esas preguntas no estén claras o sean materia de opinión, es necesario adentrarse en ese debate con la intención de buscar consensos o, de mínima, aportar algún tipo de conocimiento sobre estos temas.
El desafío de generar valor
La experiencia internacional muestra que los países que lograron consolidar ecosistemas competitivos alrededor de industrias extractivas fueron aquellos que consiguieron desarrollar proveedores locales, formación técnica, infraestructura y algún tipo de coordinación público-privada.
La propuesta de Aguas Arriba, que contará con la co-producción de Trossero&Co buscará poner el foco no sólo en los grandes proyectos de inversión vinculados a Vaca Muerta, minería de cobre, litio o infraestructura energética, sino también en las oportunidades que esos desarrollos pueden habilitar para empresas proveedoras de bienes industriales, servicios tecnológicos, metalurgia, metalmecánica, logística e innovación aplicada.
Aguas Arriba buscará funcionar como un espacio donde convivan empresas industriales, operadoras energéticas, proveedores de servicios, especialistas académicos, economistas, funcionarios y referentes académicos que permitan enriquecer el debate.
En el primer año, AbraSilver deberá realizar una inversión en Diablillos de US$ 98,5 millones y, en el segundo, de US$ 253,9 millones.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de oro y plata Diablillos por una inversión total de US$481,7 millones. En los primeros dos años deberá desembolsar un monto mínimo de US$352,4 millones. El proyecto está ubicado en el límite entre Salta y Catamarca y lo lleva adelante AbraSilver, la empresa controlada por la generadora eléctrica Central Puerto. El inicio de la operación del proyecto minero está estimado para julio de 2029.
La adhesión al régimen de beneficios fiscales, impositivos y cambiarios se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 562 del Palacio de Hacienda. El proyecto “consiste en las actividades destinadas a la factibilidad del yacimiento minero Diablillos, en la construcción de una planta de procesamiento de oro y plata con una capacidad nominal de 3.150.000 toneladas por año (tpa) y en el desarrollo del sitio e infraestructura necesaria para su ejecución y operación”, destaca la resolución.
Diablillos está en etapa de exploración avanzada y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata de la Argentina. Está ubicado a 150 km de la capital salteña, en los departamentos de Los Andes (Salta) y Antofagasta de la Sierra (Catamarca) y cuenta con recursos estimados de 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro.
En rigor, la aprobación al RIGI es para la firma Pacific Rim, una subsidiaria de AbraSilver, la minera de origen canadiense que en 2025 pasó a ser controlada por Central Puerto (a través de su subsidiaria Proener), la mayor generadora eléctrica de la Argentina. Además de Diablillos, AbraSilver cuenta con el proyecto de cobre en etapa de exploración La Coipita, en San Juan.
Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y, con una capacidad instalada de 6.703 MW, cubre alrededor del 20% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos. También tiene una participación en el negocio del litio en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.
RIGI
Hasta el momento se presentaron formalmente 36 solicitudes de adhesión al RIGI por US$97.000 millones. Lograron adherirse al esquema de inventivos por 30 años un total de 15 proyectos por US$28.500 millones (sumando al proyecto Diablillos). Todavía hay 21 iniciativas de inversión presentadas por US$68.000 millones que esperan la sanción del Palacio de Hacienda.
El ministro de Economía, Luis Caputo, presentó el viernes pasado el nuevo esquema de incentivos llamado “Súper RIGI” y, además, señaló que en los próximos 30 días van a acelerar más adhesiones al RIGI y que el gobierno espera que se presenten más proyectos por montos adicionales que van de 30 a 40 mil millones de dólares.
La adhesión al RIGI para Diablillos
La resolución del Palacio de Hacienda aclara que la fecha de adhesión al RIGI de Diablillos el día 26 de febrero de 2026. También establece que durante el primer y segundo año el Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido deberá acreditar haber completado una inversión en activos computables igual o superior al 40% del monto de inversión mínima.
Según la adhesión que presentó Diablillos, y que detalla la resolución del Ministerio de Economía, en el primer año deberá realizar una inversión de US$98,5 millones y en el segundo año US$253,9 millones. En total, el proyecto de oro y plata realizará un desembolso de US$352,4 millones, “superando el monto mínimo de inversión de 40%”. La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima es el día 30 de noviembre de 2027.
La presentación al RIGI del proyecto contempla, además, que el 55% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura durante las etapas de construcción y operación corresponde a proveedores locales. El monto excede el 20% exigido por el régimen de incentivos, subraya la resolución de Hacienda.
Esta semana concluye el período de 45 días que YPF se dió para no seguir incrementando los precios de sus combustibles líquidos en el delicado contexto de fuertes subas en la cotización internacional del petróleo y del gas, en particular el GNL, que vienen ocurriendo en los últimos meses como consecuencia de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, y las réplicas de este país, con sus efectos en toda la región de Medio Oriente, sobre todo a partir del cierre de la navegación de buques tanqueros por el Estrecho de Ormuz.
Consultado al respecto, el presidente de YPF. Horacio Marín, reveló que en el arranque de esta semana “vamos a hacer un análisis de situación, que incluye la evolución de la oferta y de la demanda (de naftas y gasoil) en el mercado interno, y las perspectivas de los precios internacionales”.
Del referido análisis participarán otras importantes operadoras, que adoptaron un criterio similar al de YPF, condicionadas por la principal refinadora y comercializadora, que detenta más del 55 % de participación en el mercado local.
Igual que YPF, estas compañías aspiran a una relativa estabilización (incluso a una baja) de los precios del crudo para “recuperar ingresos” que fueron postergados para no empujar una suba de la inflación. La Secretaría de Energía, dependiente del ministerio de Economía, jura y perjura que no está interviniendo en este asunto.
Tras haber alcanzado niveles de 119 y 114 dólares hace un par de semanas, a finales de la semana pasada los precios del barril Brent y WTI se ubicaron en torno a los 101 y 97 dólares, respectivamente.
Se trata de una baja que se explica en parte por el cese de los bombardeos, condicionado a una “negociación” que podría derivar en un acuerdo de paz. Pero nadie apuesta a un final definitivo de las hostilidades por las condicionalidades opuestas que plantean tanto Estados Unidos como Irán, sobre todo en lo referido al desarrollo de las actividades nucleares que Irán defiende para sí, y que Estados Unidos (con Israel como telón de fondo) pretende impedir.
Mientras tanto, Irán mantiene restricciones a la circulación de los barcos por ésa vía navegable, que transportan un volumen equivalente al 20 por ciento del crudo y del GNL que consumen los principales mercados demandantes de éstos insumos energéticos en el mundo.
Marín espera que se produzca una reapertura del Estrecho de Ormuz, pero advirtió que se trata de “un conflicto muy complejo”.
Así las cosas, tras la evaluación podría definirse incluso una continuación del buffer de precios dispuesto a comienzos de abril, un esquema mediante el cual YPF absorbió parte de la escalada del crudo internacional, evitando trasladarla plenamente a los surtidores.
El gobierno buscará que las mayores industrias del país se comprometan la semana entrante a comprar parte del Gas Natural Licuado (GNL)que se importará en junio para abastecer el pico invernal de consumo. En las últimas dos décadas, siempre fue el Estado el encargado de costear la importación del gas importado a través de la empresa Enarsa, subsidiando parcialmente el precio real del fluido para grandes industrias y distribuidoras y asumiendo además el riesgo financiero de esas operaciones. Esa dinámica —que implicaba una posición deficitaria tácita del Estado— cambiará a partir de este año. Al menos eso es lo que apunta la Secretaría de Energía.
Cerca de la cartera que dirige María Tettamanti explican que a partir de este invierno las grandes industrias —entre las que figuran empresas siderúrgicas, alimenticias, cementeras y petroquímicas, entre otras— que no confirmen por adelantado qué volúmenes de GNL necesitarán para abastecerse durante el pico de consumo se quedarán sin gas cuando se registren jornadas de bajas temperaturas.
Es un cambio copernicano que implica una pulseada con final abierto para que las industrias —y en menor medida las distribuidoras y generadoras— compren por adelantado el gas importado, cuyo costo puede trepar hasta casi los US$ 20 por millón de BTU, cinco veces más caro que el gas local. “Puede parecer una pulseada, pero en realidad es volver a aplicar los marcos regulatorios que estableció la Ley del Gas. Lo que pasa es que desde hace 25 años que vivimos alejados de la Ley e incluso los actores privados se olvidaron de cómo debe funcionar el mercado”, explicaron allegados al área energética del gobierno.
Cambio de raíz
El éxito de la jugada oficial dependerá de cuán convincente resulte la amenaza de que las industrias que no estén dispuestas a pagar el costo real del GNL se quedarán sin gas ‘físico’ durante los 40 o 50 días de bajas temperaturas del invierno. Si las industrias creen que el gobierno es efectivamente capaz de cortarles el gas durante esas jornadas, con el costo político que eso conlleva, es probable que varias empresas se comprometan esta semana a comprar el GNL a Enarsa o alguna compañía comercializadora.
Si, en cambio, creen que el gobierno no se va a animar a ir a fondo y finalmente Enarsa terminará comprando por su cuenta el gas necesario para cubrir toda la demanda proyectado en el trimestre junio-julio-agosto, lo más probable es que la mayoría de las industrias no estén dispuestas a comprar por adelantado el GNL.
Es como un juego de cartas donde las grandes industrias nucleadas en Acigra —entre las que figuran Tenaris, Arcor, Aluar, Acindar, Loma Negra y Cementos Avellaneda— e industrias de menor tamaño que reciben el gas de las distribuidoras —conocidos en la jerga como GUDI’s— deberán decidir si se van al mazo o cantan retruco para ver qué tiene el gobierno y hasta dónde está dispuesto a llegar.
Pregunta abierta
El interrogante empezará a despejarse este miércoles, cuando Enarsa realice una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para intentar colocar entre distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias el GNL que importará durante junio para cubrir la demanda de gas durante los días de frío que se registren en el mes. La gran duda es qué harán las industrias. Enarsa realizó una primera ronda de subastas hace dos semanas para ofrecer el GNL importado para la segunda quincena de mayo y ninguna industria participó de la compulsa.
La secretaria de Energía, María Tettamanti.
Fuentes cercanas a Acigra explicaron que el escaso tiempo de antelación con que el gobierno anunció esa subasta y las condiciones comerciales del pliego —los precios de venta del GNL se conocieron minutos antes de la convocatoria— atentaron contra la participación de las industrias. Habrá que ver qué sucede el miércoles. Allegados a Energía indicaron pulieron la redacción del pliego de la compulsa —sobre todo las condiciones de take or pay (TOP) que deben asumir los compradores— para incentivar la anuencia de los privados. También se buscará que las industrias sin estructura comercial propia puedan comprar gas a través de firmas comercializadoras.
“Somos optimistas. Lo importante es que las industrias, tanto las grandes que compran en el mercado mayorista como los GUDI’s, entiendan que tienen que pagar el costo real del GNL. Se terminó la etapa en que el gobierno subsidiaba el gas de invierno. Además, las industrias se beneficiaron por la baja del costo promedio del gas que generó el desarrollo de Vaca Muerta. Tienen margen para pagar el costo real del gas durante los meses de invierno”, insistieron desde el Ministerio de Economía.
Cómo solía funcionar el mercado en los picos de demanda
Durante los días de frío, la demanda residencial —considerada ‘prioritaria’ por la regulación— suele acaparar todo el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas de la ventana de gas seco de Vaca Muerta o el que se importa por barco (GNL) a un costo mucho mayor. Cuando eso ocurre, las industrias deben reducir su consumo o salir a buscar gas importado y pagarlo a un precio mayor.
Ese gas importado no se puede comprar de un día para el otro. Por lo tanto, es el Estado quien proyecta cuál va a ser la demanda potencial del sistema y desde 2008 hasta el año pasado compraba los buques de GNL necesarios para cubrir todo los picos de demanda y luego los revendía ex post a los distintos usuarios del sistema (industrias, generadoras, comercializadoras, comercializadas). Es decir, bajo el esquema que se aplicó en los últimos 15 años, quienes tomaban GNL en el mercado spot, le pagaban a Enarsa un precio inferior al que realmente abonaba la empresa estatal.
Lo que terminaba pasando en todos los inviernos es que, aprovechando la condición ‘fungible’ del gas, tanto las grandes industrias como las comercializadoras y distribuidoras demandaban los días de frío el GNL inyectado por Enarsa desde la terminal regasificadora de Escobar —por más que no tuviesen contratos que nominaban ese gas a su favor—, provocando un desbalance comercial en el sistema, porque consumían volúmenes de gas que en realidad le pertenecía a otro usuario. Ese desbalance se saldaba, en el caso de las industrias, abonándole a Enarsa como si fuese un proveedor de Gas de Última Instancia (GUI), pero le pagaban un valor inferior al del GNL importado.
En los hechos, los usuarios privados del sistema se aprovechaban de que Enarsa ya había comprado los cargamentos de GNL y estaba obligado a regasificarlos e inyectarlo desde la terminal regasificadora de Escobar (porque no existe capacidad de almacenamiento de grandes volúmenes de GNL).
En concreto, si esta semana Enarsa termina confirmando la compra de los 9 cargamentos de GNL que licitó para junio (las ofertas se presentarán este lunes) tendrá que descargarlos y regasificarlos obligatoriamente durante el mes que viene a medida que vayan llegando para liberar capacidad de la terminal de Escobar a fin de que el barco siguiente pueda ser descargado y regasificado. Esa restricción física es una debilidad del Estado.
Qué quiere hacer el gobierno ahora
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, una vez que este lunes reciba las ofertas proveedores como BP, TotalEnergies, Trafigura, Vitol y Glencore, entre otros, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
¿Qué pasa si esa subasta vuelve a quedar desierta cómo ocurrió hace dos semanas? En el gobierno aseguran que en ese caso no van a terminar comprando los nueve buques de GNL. Si no calzan esa oferta contra una demanda industrial o de generadoras, van a adjudicar menos cargamentos de los que licitaron y las industrias que no se aseguraron gas en la subasta de MEGSA deberán recurrir a alternativas como el uso de combustibles líquidos o reprogramar su actividad productiva en función de la disponibilidad de gas.
El gobierno quiere que las grandes industrias compren por adelantado el GNL que importa Enarsa.
Allegados a Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), las grandes industrias que compran unos 15 millones de m3 de gas por día (MMm3/día) en el mercado mayorista, dejaron trascender que están dispuestas a pagar el gas importado lo que realmente vale, pero afirman que solo por el volumen que efectivamente consuman. Por lo tanto, se resisten a adquirir por adelantado algo que necesariamente no van a utilizar.
El gobierno prevé también que las empresas comercializadoras puedan tener un rol importante facilitando alternativas para que las industrias —fundamentalmente los GUDI’s— puedan acceder a GNL en los días de mucho frio sin que tengan que contratarlo por su cuenta. ¿Qué va a pasar con las industrias que incurran en desbalances y tomen gas que no les correspondan? El gobierno afirma que el nuevo ente regulador va a cortarles el suministro. Sería la primera vez que pase en más de 20 años Las distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi— deberían ir una cuadrilla, por ejemplo, a cortarles el servicio. La Secretaria de Energía ya instruyó a todas las distribuidoras para que tengan preparadas los equipos en caso de que se llegue a esa situación.
Habrá que ver qué sucede esta semana con las subastas de MEGSA para saber si las industrias terminan comprando el gas como quiere el gobierno o deciden redoblar la apuesta y cantar retruco para ver qué cartas tiene el gobierno. Es una pulseada con final abierto en la antesala del período de mayor consumo de gas en la Argentina.
SAN JUAN (Enviada especial).- El acto central por el Día Nacional de la Mineríaen San Juan se celebró bajo condiciones extremas. Ráfagas de viento de hasta 70 kilómetros por hora, calor agobiante y nubes de polvo recibieron a la comitiva presidencial encabezada por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei.
Realizado en el Velódromo Vicente Alejo Chancay y en el marco de la Expo Internacional San Juan Minera, el acto sirvió para que el gobierno nacional enviara una clara señal de respaldo al sector minero con la presencia del ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem; y el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo ‘Lule’ Menem.
“El Presidente Milei tomó la decisión de ubicar a la minería en el centro de la agenda política. Lo que estamos viviendo no tiene precedentes. Hubo transformaciones concretas”, afirmó el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero frente a empresarios, gobernadores y funcionarios del sector.
«Las reservas de cobre van a llevar a nuestro país a dimensiones aún desconocidas. La Argentina ha transitado un cambio de época en estos dos años”, continuó. Y apenas horas después de que el presidente Javier Milei anunciara a través de la red X el envío de una ley de «Súper RIGI», el funcionario destacó el impacto del Regimen de Incentivo para Grandes Inversiones sobre la actividad minera.
“Con el RIGI tenemos siete proyectos aprobados y 50.000 millones de dólares de inversiones comprometidos en total. Los proyectos mineros representan el 54% de las inversiones comprometidas en el RIGI”, señaló.
Exportaciones y minería
Lucero también hizo foco en la reciente modificación de la Ley de Glaciares, uno de los principales reclamos históricos de la industria minera. “La modificación a la Ley de Glaciares era la gran deuda pendiente. Ahora contamos con un marco claro y se logró gracias al trabajo de las provincias y el gobierno. Lo que era imposible se hace posible”, aseveró.
El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reivindicó el rol histórico de la minería en la provincia y aseguró que el actual contexto internacional abre una oportunidad inédita para el desarrollo del cobre argentino. “La minería nos define. Más del 80% de nuestras exportaciones tiene que ver con la minería”, sostuvo Orrego, quien además destacó el trabajo conjunto entre las provincias mineras en la denominada mesa del litio y del cobre.
“El presidente Milei tomó la decisión de mejorar la macro y empezó a haber estabilidad fiscal y seguridad jurídica. Avanzamos con el RIGI, la eliminación del cepo y llegamos a la modificación de la Ley de Glaciares”, aseveró el mandatario provincial.
Finalmente, y en línea con el discurso del gobierno nacional, Orrego remarcó que la transición energética mundial posiciona a San Juan y a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos cupríferos. “Las energías limpias nos dan oportunidades de desarrollo. Y tenemos oportunidades con el cobre. El mundo va hacia ahí”, señaló. Y concluyó con un mensaje directo a los inversores presentes en la feria: “El momento de invertir es ahora”.
La petrolera Vista anunció la finalización de la compra de activos de la noruega Equinor en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, ubicada en el suroeste argentino.
La operación incluyó la adquisición de una participación del 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y del 35 % en el bloque Bajo del Toro. El valor total de la transacción fue de 712 millones de dólares.
Para concretar la compra, Vista realizó un pago en efectivo de 387 millones de dólares a Equinor y entregó 6.223.220 ADS (acciones de depósito americanas) que representan acciones serie A de la compañía. Además, se abonaron 131 millones de dólares correspondientes a ajustes habituales relacionados con efectivo, deuda, capital de trabajo y contribuciones propias de este tipo de acuerdos.
Atención! Importante. Vista Energy terminó el proceso de adquisición de Equinor en Vaca Muerta. La empresa de Miguel Galuccio había avanzado en la compra con una inversión de U$S 712 millones. pic.twitter.com/CWuhiOkETV
Al 31 de marzo de 2026, el bloque Bandurria Sur contaba con 210 pozos en producción y durante el primer trimestre del año produjo 82.300 barriles de petróleo equivalente por día. En paralelo, el bloque Bajo del Toro tenía 23 pozos en producción y generó 5.400 barriles diarios en el mismo período.
Vista, presidida por el argentino Miguel Galuccio, concentra sus actividades en Vaca Muerta, donde ha invertido aproximadamente 6.890 millones de dólares. La empresa se posiciona como el segundo mayor productor de petróleo no convencional en Argentina.
Durante el primer trimestre de 2026, Vista reportó una producción total de 134.741 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que representa un aumento interanual del 67 %. Asimismo, la compañía registró una ganancia neta de 107,7 millones de dólares, un 30 % superior a la obtenida en el mismo período del año anterior.
El juicio que enfrentó a Burford Capital contra el Estado argentino por el incumplimiento del estatuto de YPF en el momento de su expropiación culminó con una derrota para la financiera, que reportó una pérdida contable de US$ 2.438 millones en el primer trimestre de 2026.
Christopher Bogart, CEO de Burford, explicó que “si bien la pérdida relacionada con YPF fue decepcionante y provocó un cargo contable no monetario muy importante, no hay impacto en caja derivado de esa pérdida”. Además, destacó que, incluso en el peor escenario, “habremos generado US$ 236 millones en ingresos de caja y más de US$ 100 millones en ganancias por el caso” y se mostró optimista sobre un desenlace favorable en el arbitraje.
Ante la sentencia que anuló la condena al Estado a pagar US$ 16.100 millones más intereses, Burford presentará un recurso para que un plenario de jueces de la Corte de Apelaciones de Nueva York revise la decisión. En caso de rechazo, la firma podría recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque reconocen que “la probabilidad de obtener un alivio adicional en los tribunales estadounidenses es baja desde un punto de vista estadístico”.
Burford financió desde 2015 las demandas de los administradores de la quiebra de las sociedades vinculadas a la familia Eskenazi, Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, que mantenían una deuda aproximada de US$ 3.000 millones con Repsol y bancos internacionales. También apoyó a Eton Park en sus reclamos.
Respecto a posibles recuperaciones, la compañía afirmó que “seguiremos buscando una recuperación para los demandantes a partir de los activos vinculados a YPF y creemos que estos conservan un valor potencial significativo para Burford”. Sin embargo, admitió que una fuerte desvalorización tras el fallo de apelación explica los resultados negativos del trimestre.
Burford informó que los demandantes planean presentar reclamos bajo tratados bilaterales de inversión: el de España y Argentina en el caso de Petersen, y el de Estados Unidos y Argentina para Eton Park. Señalaron que el arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) es un proceso que puede durar varios años, con un promedio de 4,4 años por caso, pero que suele ser efectivo, dado que el 86% de las demandas contra Argentina concluidas favorecen al inversor y el 97% de los laudos del CIADI se cumplen.
Tras la pérdida en el juicio, Burford revaluó sus activos relacionados a YPF a apenas US$ 93 millones, una fuerte caída frente a los más de US$ 1.500 millones reportados en el trimestre anterior. El ajuste generó un impacto neto negativo de US$ 1.476 millones en el ingreso neto antes de impuestos, atribuible únicamente a Burford.
Desde la Procuración del Tesoro, señalaron que la probable presentación de Burford ante el CIADI “ya había sido pretendida por los demandantes en 2015 y fue posteriormente abandonada por decisión de los propios actores, quienes optaron por litigar exclusivamente ante los tribunales de Nueva York”. Consideraron que “el intento de reabrir ahora esa vía constituye un nuevo e improcedente esfuerzo de los demandantes por pretender revivir, sin credibilidad alguna, un reclamo que ya fue rechazado de manera contundente por la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito”.
El Ministerio de Trabajo de Santa Cruz decretó la conciliación obligatoria en el conflicto que se desató en los yacimientos petroleros operados por Patagonia Resources, luego de que el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) anunciara un paro general en rechazo a los despidos.
Además, la cartera laboral ordenó dejar sin efecto las desvinculaciones denunciadas por el gremio y retrotraer la situación al estado previo a los despidos comunicados, con el fin de preservar la paz social en la región.
La próxima audiencia se llevará a cabo el 11 de mayo en la Delegación Las Heras del Ministerio de Trabajo, donde se abrirá una nueva ronda de negociaciones para evitar que se concreten nuevas cesantías en los yacimientos santacruceños.
Según el SIPGER, liderado por Rafael Güenchenen, la empresa AESA notificó despidos a operarios que prestaban servicios en los yacimientos bajo la operación de Patagonia Resources, lo que el sindicato calificó como una “grave e irresponsable decisión”.
Desde la organización sindical manifestaron que estas desvinculaciones constituyen “una violación de la conciliación obligatoria vigente” y exigieron “la inmediata retracción de todos los despidos realizados”.
Este conflicto se produce en un contexto complejo, ya que las nuevas operadoras de las áreas que YPF devolvió a la provincia el 1 de diciembre de 2025 aún no lograron reactivar los yacimientos, que permanecieron prácticamente paralizados durante todo 2025 y mantienen una escasa actividad en 2026.
El SIPGER ratificó la convocatoria a un paro general y otras medidas de acción directa en todas las áreas gestionadas por Patagonia Resources, en defensa de los puestos laborales, las familias petroleras y el desarrollo productivo de Santa Cruz.
El gremio también reclamó el cumplimiento efectivo de la conciliación obligatoria y el restablecimiento de las condiciones previas al conflicto, advirtiendo que “no existe posibilidad de sostener la paz social cuando las empresas responden con despidos en medio de una conciliación obligatoria”.
La responsabilidad de la escalada del conflicto fue atribuida por el sindicato a las compañías involucradas, que, según indicaron, están incumpliendo los acuerdos laborales vigentes.
YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país. El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.
El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.
YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.
Actualmente, la compañía abastece más del 90% del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.
Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.
La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes.
Pecom, la compañía petrolera perteneciente al grupo Pérez Companc, anunció la compra del 57% de la participación que Pluspetrol tenía en el bloque El Corcobo, que comprende cuatro concesiones convencionales de petróleo situadas en las provincias de Mendoza y La Pampa. Las áreas adquiridas son CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III.
Con esta operación, Pecom refuerza su estrategia de crecimiento en la exploración y producción upstream, posicionándose entre los cinco principales operadores petroleros del país. El bloque El Corcobo produce aproximadamente 18.000 barriles diarios, y tras la compra, la empresa superará la cifra de 50.000 barriles diarios operados.
Además, en febrero de este mismo año, Pecom incorporó el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en Chubut, que aporta alrededor de 25.000 barriles diarios de petróleo pesado, fortaleciendo aún más su capacidad productiva.
La transferencia de las áreas de Pluspetrol está sujeta a la aprobación de condiciones precedentes y a la obtención de autorizaciones regulatorias correspondientes. Estos campos son considerados maduros, pero cuentan con potencial para aplicar técnicas de recuperación terciaria (EOR), que permiten mejorar la extracción y prolongar la vida útil de los yacimientos.
A diferencia de otros actores del sector que se concentran en desarrollos no convencionales como Vaca Muerta, Pecom apuesta por mantener y optimizar la producción en activos convencionales, aprovechando su experiencia técnica y operativa en este tipo de recursos.
El CEO de Pecom, Horacio Bustillo, calificó la adquisición como “un paso histórico” para la empresa, que la consolida en el grupo de los cinco principales operadores del país. Además, destacó: “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”.
«Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales», dijo Luis Caputo sobre el Súper RIGI en conferencia de prensa.
El ministro de Economía, Luis Caputo, brindó este viernes detalles sobre el «Súper RIGI», un nuevo esquema de incentivos destinado a las grandes inversiones en sectores sin desarrollo previo en la economía argentina. La iniciativa busca en buena medida apuntalar la industrialización y agregación de valor de la producción energética y minera nacional, un tema que el presidente Javier Milei había deslizado en su discurso de apertura del Congreso de la Nación en marzo.
A diferencia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que ya suma 36proyectos presentados por US$95.000 millones centralmente en sectores tradicionales como hidrocarburos y minería, el nuevo esquema incentivará el arribo de nuevas actividades al país mediante beneficios sustancialmente mayores.
Entre las sectores que podrían beneficiarse, Caputo mencionó el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.
“Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales. También la instalación de datacenters y negocios vinculados al agro, la pesca y la agroforestación”, afirmó en una conferencia de prensa conjunta con el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y la ministra de Seguridad, Alejandra Monteoliva.
Los incentivos del Súper Rigi
El ministro de Economía explicó que el Súper RIGI a pesar de ofrecer mayores beneficios que el régimen de incentivos existente no tendrá costo fiscal porque busca el desarrollo de nuevos sectores en el país. «Vamos a tener una mayor recaudación fiscal porque, si bien hay reducciones impositivas, vamos a estar cobrando más debido a que son industrias que hoy no existen”, sostuvo Caputo.
La principal diferencia con el RIGI será la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias para las empresas, que pasará del 25% al 15%. Además, describió un proceso de amortización acelerada en donde se podrá deducir el 60% de la inversión en el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercer año.
Esto permitirá a las empresas recuperar la inversión a efectos fiscales en un plazo considerablemente más corto, con lo que se busca mejorar el flujo de fondos en las etapas iniciales de los proyectos.
Otro punto sustancial será la exención de aranceles a la importación para todo lo vinculado a la producción de bienes incluidos en el régimen. “Hoy en el RIGI estas excepciones básicamente son para los bienes de capital, pero hay algunos bienes de capital que tienen diferente nomenclatura. Entonces, a veces hay alguna zona gris que tenemos que debatir”, explicó Caputo. De esta forma, la iniciativa busca apuntalar la industrialización de la energía y minería para sumarles valor agregado de exportación.
En la apertura de sesiones del Congreso de este año, Milei había dicho que la producción y disponibilidad de energía barata constituían una condición necesaria para la industrialización. «Este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«, dijo el presidente. «Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó.
Proyectos sancionados en el RIGI
De los 36 proyectos presentados al RIGI hasta el momento, el gobierno solo sancionó 15 por unos 28.000 millones de dólares, cerca de un tercio del valor sumado entre todos los proyectos presentados.
El último proyecto sancionado fue el de Transportadora Gas del Sur (TGS) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno por US$700 millones. Caputo esta semana anunció que Chevron presentará un proyecto al RIGI por US$10.000 millones, aunque todavía no hubo precisiones por parte del petrolera estadounidense.
El proyecto de Chevron revelado por el ministro de Economía haría sobrepasar la barrera de los US$100.000 millones en montos acumulados por proyectos presentados, lo que equivale a cerca de una sexta parte del PBI argentino.
Argentina se ubicó tercera en el ranking de subas de combustibles de GlobalPetrolPrices.
El barril de petróleo Brent aumentó un 43,1% entre el 1 de marzo y el 27 de abril —de US$ 77,7 a US$111— debido a la Guerra en Medio Oriente, con un impacto radicalmente distinto en los surtidores de América Latina, de acuerdo a un ranking elaborado por EconoJournal a partir de datos de GlobalPetrolPrices. También se incluyen cifras de otros países del mundo a partir de un informe de Economía y Energía.
Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta en la región con un 39% y 24%, respectivamente. Argentina se ubicó en tercer lugar, con un traslado del 16% a los surtidores. En Brasil el alza fue de 7%, en Uruguay del 6%, en Colombia poco más del 2% y Bolivia no registró movimientos en el precio durante el período señalado, que es el que se tomó como referencia en todos los casos.
¿Por qué el mismo evento geopolítico se tradujo de forma tan dispar en el bolsillo de los conductores de la región? “El desenlace depende de dos factores específicos: el balance neto de petróleo y la gestión gubernamental de los precios de los combustibles”, explica un informe de los estrategas de J.P. Morgan Private Bank Nur Cristiani, Federico Cuevas y Mary Sangurima.
El primero tiene que ver con la posición de cada país frente al mercado internacional. Los exportadores netos, como Brasil y Colombia, tienen un mayor margen para financiar subsidios o rebajas impositivas porque el aumento del precio del crudo les genera ingresos adicionales. Para los países importadores, como Chile y Perú, el efecto es negativo.
El segundo factor se trata de la decisión política, de cuánto de ese costo el gobierno absorbe para evitar que se traslade al consumidor y a través de qué mecanismos.
¿Por qué Perú y Chile encabezan el ranking?
Perú y Chile, importadores netos de petróleo, registran el mayor traslado de precios a los surtidores.
En Perú, el aumento de 39,76% del precio de las naftas desde el inicio de la guerra responde a una combinación de los dos factores señalados por J.P. Morgan. Por un lado, la dependencia de la importación de combustibles. Por otro, el modelo de libre mercado —en el que, por ley, los precios se determinan en función de la oferta y la demanda, tomando como referencia los precios internacionales, así como el tipo de cambio y los costos logísticos— no brinda herramientas para contener esa suba. Perú tuvo un agravante adicional: a principios de marzo explotó un tramo del gasoducto de Megantoni, en Cusco, que presionó más la demanda hacia combustibles líquidos en un contexto de escasez de oferta.
En Chile se registró un alza de 23,8% en el periodo hasta llegar a US$1,655 el litro a fines de abril. El gobierno contuvo parcialmente el impacto de la suba que le genera ser un importador neto de petróleo con el Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (MEPCO), que actúa como estabilizador de alzas bruscas de estos productos a través de la suba o quita de impuestos.
El mecanismo, sin embargo, no fue del todo efectivo. El gobierno de José Antonio Kast reconoció que el costo acumulado del MEPCO al 25 de marzo fue de US$220 millones. «El mundo está en una crisis. Chile está en una crisis fiscal, se deben tomar decisiones y optar. Le va a aumentar el precio del combustible, pero le vamos a mantener el precio del transporte público, le vamos a mantener el precio de la calefacción”, resumió el presidente Kast.
Con ese diagnóstico, el gobierno chileno modificó el MEPCO vía decreto el 23 de marzo ampliando de dos a cuatro semanas la ventana para calcular el precio de paridad de importación. Cuanto más larga esa ventana, más suavizado queda el número y menos refleja el precio real del petróleo en el mercado internacional. Desde entonces, hay un debate político entre restablecer el mecanismo a su forma original, o mantenerlo en su nueva versión.
Economía y Energía mapeó la suba de las naftas en distintos países del mundo. Las diferencias porcentuales que se observan en algunos casos puntuales respecto del relevamiento de EconoJournal se deben a que las fechas de corte de ambos relevamientos varían levemente.
Argentina, con amortiguador parcial
El caso argentino es uno de los más complejos del ranking porque es uno de los países con mayor traslado a surtidores, a pesar de contar con producción propia y con YPF, principal jugadora del mercado, como amortiguadora de la suba.
Tras un aumento inicial de más del 15% hasta fines de marzo según la consultora Romano Group, YPF aplicó esquema de compensación articulado entre privados que, en los hechos, operó como un congelamiento de precios durante 45 días. “La apuesta fue ganar tiempo, esperando que la tensión geopolítica en Medio Oriente se moderara y que el precio internacional del crudo retrocediera, permitiendo así absorber parte de la suba no trasladada al consumidor final”, explica a este medio Carlos Mendizábal, co-Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.
El buffer duró 27 días. El 28 de abril, con el Brent escalando nuevamente por encima de los US$120, YPF actualizó levemente sus precios pese al compromiso asumido. La razón oficial fue la actualización de impuestos dispuesta por el gobierno mediante el Decreto 302/2026, publicado en el Boletín Oficial el 30 de abril, que estableció una suba del 0,5% en los tributos a los combustibles a partir del 1° de mayo.
Brasil y México contuvieron el impacto
Brasil y México, los dos gigantes de la región, cuentan con una ventaja estructural que fue acompañada por decisión política, y el resultado quedó reflejado en el 7% y 10% de suba de precios de la nafta, respectivamente.
Brasil es el mayor exportador neto de crudo de la región, con alrededor de 500.000 barriles diarios. A esa ventaja la acompañó con política de reducción de impuestos federales sobre los combustibles y un subsidio al diésel financiado con gravámenes temporales a las exportaciones de crudo y diesel. “El efecto sobre las cuentas fiscales ha sido prácticamente neutro y el impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) limitado”, asegura J.P. Morgan.
El aumento de la nafta en México, otro de los principales productores de crudo de América Latina, fue mayor al de Brasil, dada su poca capacidad de refinación: “La refinación no ha avanzado al mismo ritmo que la producción, por lo que incluso las mayores economías de la región siguen dependiendo de importaciones de gasolina, diésel y combustible para aviones», explica J.P. Morgan.
Es decir que, aunque el país exporte crudo, si no puede refinarlo localmente, igual necesita importar los derivados que usan los consumidores. Más allá de la condición estructural, hubo una intervención del Ministerio de Hacienda, a través de la reducción del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y la aplicación de estímulos fiscales con énfasis en el gasoil, dado su impacto en el transporte de carga y pasajeros.
Uruguay: estabilidad administrada, con la nafta ya cara
Uruguay no figura entre los países con mayor traslado (6%), dado que el gobierno de Yamandú Orsi moderó el pass-through del aumento internacional mediante un ajuste bimensual con tope del 7%, por debajo del incremento que hubiera resultado de la paridad de importación, según detalló en su último informe la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, la cual relevó las medidas instrumentadas en distintos países ante la subida del precio del petróleo. “La estrategia se complementó con subsidios al transporte público y medidas para sostener los precios de energéticos residenciales como el supergas”, agrega la consultora.
Lo cierto es que Uruguay era, antes del conflicto, uno de los países con la nafta más cara de la región, US$ 2,03, lo que le dio más margen para absorber el shock sin grandes ajustes.
Colombia: la protección del subsidio y la renta petrolera
En Colombia, el traslado fue el más acotado de la región, de apenas 2,49%. El país se beneficia de su condición de exportador neto con un saldo positivo de alrededor de 450.000 barriles diarios, que le genera ingresos adicionales cuando el crudo sube.
Asimismo, el gobierno mantiene precios regulados que ajusta gradualmente y con rezago, lo que evita que los saltos internacionales lleguen de golpe al surtidor. El mecanismo que utiliza es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que cubre la brecha entre el precio de paridad de importación y el precio interno regulado.
Sin embargo, esa protección tiene sus límites, según el análisis de los estrategas de J.P. Morgan. “Los mecanismos de transferencias fiscales neutralizan buena parte del efecto positivo que genera la mejora en los términos de intercambio, mientras que el ajuste de los precios regulados y las necesidades fiscales reducen el margen de maniobra del gobierno”, dice el informe.
Bolivia: el caso extremo
Al final de la lista aparece Bolivia, que mantuvo congelado el valor en el surtidor a pesar de que el país importa casi el 90% del diésel que consume y el 50% de la nafta.
La brecha entre el precio subsidiado y el internacional, que normalmente absorbe el fisco, fue tan grande que generó una escasez de combustible por la incapacidad de comprar. En marzo y abril hubo desabastecimiento en varias regiones y, el 5 de mayo, una huelga de transportistas con bloqueos en las rutas troncales hacia Argentina, Chile y Perú. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Sebastián Daroca, anunció que en junio se revisarán los precios, y que en la medida en que suba el precio del crudo, aumentarán los precios de todos los combustibles.
El impacto en el resto del mundo
La respuesta global fue uniforme en su objetivo de evitar el traslado pleno al consumidor, pero muy distinta en los instrumentos. Por fuera de Latinoamérica, Economía y Energía relevó también la batería de medidas a las que apelaron Estados Unidos, China, Alemania y Reino Unido, entre otros países.
Estados Unidos acordó liberar 172 millones de barriles de su Reserva Estratégica de Petróleo, suspendió por 60 días la Ley Jones —que obliga a que el transporte entre puertos del país se realice en buques de bandera estadounidense— para reducir costos logísticos, y flexibilizó regulaciones ambientales sobre las mezclas de naftas. Con todo, no escapó al shock: la nafta subió 46% y el gasoil 58% entre el 26 de febrero y el 27 de abril de este año.
En China, el aumento de la nafta en surtidores fue de 22%. El gigante asiático revisa sus precios minoristas cada diez días hábiles a través de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. En el contexto actual, la agencia trasladó solo alrededor de la mitad del incremento que surgiría del mecanismo automático, absorbiendo el resto. Al mismo tiempo, instruyó a las principales petroleras nacionales a priorizar el abastecimiento interno, lo que redujo la oferta de refinados disponible para el resto de Asia.
Japón liberó reservas estatales y privadas, amplió por un año la generación a carbón ante las restricciones en el suministro de GNL, y aplicó subsidios a las petroleras para mantener el precio de las naftas en torno a US$1,07 por litro. El aumento fue de 10%.
En Alemania el aumento fue de 18%, a pesar de que redujo impuestos a naftas y gasoil por dos meses y limitó los aumentos en estaciones de servicio a una sola vez por día.
Reino Unido, con aumentos de 19% en surtidor, mantuvo el recorte del impuesto a los combustibles vigente desde 2022 y focalizó asistencia en hogares que usan derivados del petróleo para calefacción.
La presencia de Rucci en la OTC marcó la importancia de los trabajadores en el crecimiento de Vaca Muerta.
HOUSTON (enviada especial) El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que “el desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional», en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) en Houston.
Rucci se mostró junto a autoridades del gobierno de Neuquén y empresas petroleras y aseguró que su presencia estuvo vinculada con mostrar la importancia de Vaca Muerta en el contexto global y el rol de los trabajadores en los logros alcanzados.
“Es algo importante estar acá. Hemos logrado empezar a trabajar entre todos, respetándonos y entendiendo el crecimiento que está teniendo la industria”, sostuvo Rucci durante una entrevista brindada a EconoJournal desde el interior del stand que Argentina desplegó en el mítico NRG Center.
El dirigente sindical destacó en la OTC especialmente el rol de los trabajadores en el desarrollo de los no convencionales y planteó que el momento actual exige una coordinación más estrecha entre todos los actores del sector: “La participación de los trabajadores es fundamental en todo esto”, afirmó, y agregó que “si empujamos el carro entre todos va a ser más fácil cumplir este sueño que es Vaca Muerta para los argentinos y los neuquinos”.
La presencia de Rucci en Houstonse dio además en un contexto en el que Neuquén buscó posicionarse como proveedor global de shale oil y avanzar en proyectos estratégicos como el desarrollo de gas natural licuado (GNL), que requerirán miles de nuevos trabajadores con mayores niveles de capacitación.
Migración hacia Vaca Muerta y el futuro de los trabajadores del convencional
En ese escenario, el sindicalista reconoció a este medio que existe preocupación por la creciente migración hacia la Cuenca Neuquina impulsada por los anuncios de inversión y expansión de las compañías petroleras. “Muchos llegan pensando que las oportunidades son ilimitadas y después encuentran otra realidad”, advirtió.
En este contexto, aseguró que la región cuenta con la mano de obra preparada para sostener el crecimiento que necesita Vaca Muerta y se mostró despreocupado por el futuro de los trabajadores de la actividad convencional, ya que afirmó que “podrán ser reubicados rápidamente”.
“El desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional”, argumentó.
Consultado sobre la situación de los trabajadores de las áreas de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, donde YPF ya presentó un plan de abandono de 2.000 pozos Rucci afirmó que las empresas ya están reconvirtiendo al personal. Este proceso, que se convertirá en un leading case para Neuquén, demandará varios años para completar la remediación de los pasivos ambientales y el desmantelamiento de instalaciones y baterías.
“Los trabajadores petroleros no sobran.La industria tiene claro todo lo que puso la gente para llegar hasta acá”, sostuvo. En esa línea, planteó que el objetivo es garantizar previsibilidad laboral en una etapa de transformación acelerada del sector energético argentino. Además, señaló que eso incluirá acuerdos con los gobiernos de Neuquén y Río Negro para impulsar capacitaciones orientadas a preparar trabajadores frente a la nueva etapa de expansión de la industria. “Hay interés de las empresas, del gobierno y del sindicato para trabajar esto juntos”, concluyó.
La compañía abrió una nueva convocatoria a jóvenes profesionales de las ingenierías para sumarse a equipos estratégicos en todo el país.
El programa combina formación, rotación por áreas y participación en proyectos centrales del negocio.
TGN, compañía clave para el desarrollo energético nacional, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.
La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.
“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.
La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.
Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.
“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, Director de Operaciones de la compañía.
El programa JP26 contempla:
Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
Plan de capacitación técnica y de gestión.
Participación activa en proyectos core de la compañía.
Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.
TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.
Resultados recientes
Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.
Condiciones y plazos de la convocatoria
La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.
El ministerio de Economía indicó que, a partir de hoy, los usuarios de gas envasado “pueden acceder al nuevo beneficio para la compra de garrafas a través de las billeteras virtuales BNA+, y MODO incluyendo todos los bancos adheridos a esta plataforma de pago”.
“Este nuevo esquema está destinado sólo a los hogares que se inscribieron en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) y cumplen con los criterios para ser beneficiarios”, se puntualizó.
Este reintegro reemplaza al Programa Hogar e incluye dos garrafas por mes para el período invernal y una por mes entre los meses más cálidos, será de $ 9.593 por garrafa y la devolución del dinero se hará en el momento de la compra.
En esta primera etapa, hay cerca de 2.000 comercios adheridos en todo el país, donde los usuarios podrán adquirir las garrafas con el descuento a modo de reintegro. A su vez, el Banco Nación promoverá la adhesión de más comercios habilitados para la venta de garrafas, ampliando la red disponible para acceder al beneficio.
Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y deseen acceder al subsidio a la garrafa a través del SEF, deben inscribirse en www.argentina.gob.ar/subsidios o en la opción Trámites de la web o de la app Mi Argentina.
Este registro no tiene una fecha límite para inscribirse, pero mientras no estén inscriptos, los usuarios no accederán al beneficio, comunicó la secretaría de Energía, en la órbita de Economía.
Los hogares que pueden acceder a este subsidios son los que tengan ingresos netos del hogar menores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) para hogar tipo 2 — INDEC; hogares con integrante titular de Certificado de Vivienda emitido por el ReNaBaP-, hogares con integrante que percibe Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur; u hogares con integrante titular de Certificado Único de Discapacidad (CUD).
Economía consideró que “esta iniciativa fortalece la transparencia y eficiencia en la asignación de los subsidios, al tiempo que impulsa la inclusión financiera y el uso de medios de pago digitales, garantizando que los beneficios lleguen de manera directa y oportuna a los hogares que más lo necesitan”.
Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)
El SEF representa un cambio estructural respecto a modelos anteriores de subsidios como la Garrafa Social. En ese esquema, se subsidiaba de forma indiscriminada, sin mecanismos de focalización real en los sectores vulnerables, y, a la vez, se aplicaba sobre el precio de la garrafa mediante precios máximos fijados por el Estado, lo que terminó generando un faltante crónico de producto, señaló la S.E.
En este nuevo esquema, el Estado no interviene en la formación del precio: la garrafa se vende a precio de mercado, garantizando el abastecimiento, se destacó.
El acceso, se describió, “es mediante Declaración Jurada (DDJJ) y cruces de datos del servicio SINTyS, lo que agiliza el proceso de inscripción y coloca la responsabilidad de la solicitud en el usuario, eliminando burocracia previa innecesaria. La validación es mensual y automática, con criterios claros de elegibilidad y focalización efectiva en hogares vulnerables”.
Pérez de Solay afirmó que la industria quiere «en 10 años hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
El CEO de Glencore Argentina, Martín Pérez de Solay, presentó la estrategia operativa de la compañía para el sector cuprífero en la Argentina, con un esquema que prioriza la reactivación de Alumbrera y el desarrollo secuencial de Pachón. Durante su presentación en la Exposición Internacional San Juan Minera, el directivo estableció como meta colocar ese cobre en el mercado hacia 2028 y como desafío sectorial planteó que «en 10 años queremos hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
La hoja de ruta técnica de Glencore contempla la reapertura de la mina Alumbrera como un paso estratégico inicial. Según el ejecutivo, esta operación funcionará como una instancia productiva que permitirá reinsertar al país en el mercado global de metales básicos en el corto plazo. “Acabamos de anunciar el objetivo de reiniciar Alumbrera, queremos poner cobre argentino en el mercado en 2028”, precisó Pérez de Solay respecto a los plazos estimados.
El plan utiliza la infraestructura existente en Alumbrera para facilitar la transición hacia proyectos de mayor escala, como Agua Rica y, posteriormente, Pachón. El directivo enfatizó, en el encuentro sectorial organizado por Panorama Minero, la importancia de un crecimiento estructurado y el diálogo permanente con las autoridades para garantizar la viabilidad de las inversiones. “Tomamos la decisión hace un año de ir por todo y armar un programa de crecimiento ordenado”, señaló.
Respecto a Pachón, el ejecutivo brindó detalles sobre la magnitud del reservorio y su longevidad operativa, proyectando una actividad que superaría las siete décadas. “Es un proyecto que se va a desarrollar a su máxima capacidad”, afirmó sobre el yacimiento, que cuenta con reservas de seis millones de toneladas de cobre. La primera fase de procesamiento alcanzaría las 185.000 toneladas diarias de mineral.
La flexibilidad del desarrollo permite, de acuerdo con la visión de la empresa, adaptar la producción a las condiciones del mercado de manera constante. “Nadie planea una mina a 70 años”, observó el directivo, al tiempo que remarcó que las sucesivas etapas de expansión aseguran la rentabilidad del activo. Al respecto, añadió: “Siempre es viable poner producción. Esa es la belleza de este proyecto”.
Preocupación por el empleo y la infraestructura
En el ámbito social, Pérez de Solay identificó al empleo como una de las demandas principales de las comunidades locales ante la falta histórica de desembolsos de capital. “Hay en la Argentina una gran preocupación por el trabajo, apoyada en muchos años en los que no ha habido inversión. La minería se proyecta como un sector que puede generar empleo”, explicó el CEO en el encuentro sectorial.
La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.
La gestión del recurso hídrico fue otro de los ejes centrales, donde se planteó la necesidad de aplicar tecnología para optimizar el consumo en zonas con estrés hídrico. El ejecutivo propuso el diseño de estrategias de compensación entre regiones para mitigar el impacto ambiental. “Tenemos que empezar a pensar de manera inteligente”, subrayó respecto a la eficiencia técnica necesaria en los procesos industriales.
En relación con la infraestructura, la postura de la compañía es que las mineras no deben actuar como financistas directos de las obras civiles, debido a la disparidad en los retornos de inversión. “Los retornos de la infraestructura son más bajos que los de la minería. Usar capital con riesgo minero en infraestructura es mal uso del capital”, argumentó, sugiriendo que las empresas deben aportar la demanda contractual para que especialistas ejecuten las obras.
Pérez de Solay concluyó que la especialización técnica es clave para la competitividad del sector y que la responsabilidad de las operadoras debe centrarse en su núcleo de negocio. “Nosotros nos especializamos en lo que sabemos hacer”, sentenció, diferenciando el rol de las mineras frente a los desarrolladores de infraestructura básica y logística.
Finalmente, el directivo reconoció la magnitud de los objetivos planteados para la próxima década, aunque destacó un cambio de tendencia en las condiciones para la inversión minera en la Argentina. “Me asusta el tamaño de las cifras que tenemos por delante”, admitió, pero cerró su intervención con una perspectiva favorable sobre el escenario actual: “Todo lo que tenemos que hacer para que pase está pasando. Esta vez es distinto”.
La nueva edición se realizará el 28 de mayo en la Ciudad de Buenos Aires con una agenda centrada en el escenario global y los desafíos estructurales del país. Participarán dirigentes, analistas y empresarios en un encuentro con fines solidarios.
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.
La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global.
Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y América Latina en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.
Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.
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Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez.
Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
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El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
Se esperan más de mil asistentes en el evento, que tendrá lugar en el Goldencenter de Parque Norte en CABA (Prensa Latam Economic Forum).
A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias.
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Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.
Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país.
En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.
El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.
Según Adolfo Storni, gerente general de CAPEX, el costo de perforar un pozo en Vaca Muerta es hoy un 50% superior al de Estados Unidos.
La frase, dicha en Houston durante la Offshore Technology Conference, expone un punto que la industria conoce pero rara vez formula en público: el shale argentino no es caro por su geología, sino por su superficie. La roca es buena; el sistema operativo no.
La diferencia de costos no surge del subsuelo, sino de una cadena de servicios y logística que mantiene precios desalineados. La arena de fractura cuesta entre 150 y 200 dólares la tonelada, cinco veces más que en el Permian. Los equipos de perforación son escasos y más caros de operar.
Los fletes pesan más en la ecuación. La oferta de proveedores es limitada. Cada etapa del proceso se encarece y ralentiza el desarrollo.
A este cuadro se suma un componente financiero que casi nunca aparece en el debate público: la tasa de interés real en dólares. Storni estima que ronda el 20%, producto de un tipo de cambio estable y una inflación todavía alta.
En la práctica, eso significa que cualquier empresa que financie su inversión en dólares y venda en pesos queda fuera de escala. Solo las actividades dolarizadas —como el petróleo y el gas exportable— logran sostenerse dentro de esa ecuación. El costo del capital se convierte así en un límite operativo adicional.
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En paralelo, CAPEX avanza en una estrategia que combina actividad convencional en Río Negro, desarrollo no convencional en Cinco Saltos Norte y un enclave integrado en Agua del Cajón que articula gas, petróleo, generación térmica, gas licuado y renovables.
La diversificación funciona como defensa ante una estructura de costos que no acompaña la escala del desarrollo no convencional.
El punto central de la mirada de Storni no es la comparación con Estados Unidos, sino la consecuencia: mientras el costo del pozo argentino no converja hacia estándares internacionales, la llegada masiva de capital externo seguirá condicionada.
La competitividad del shale local depende menos de la calidad de la roca —que ya demostró su potencial— y más de la capacidad del sistema para reducir costos, ampliar oferta de servicios y alinear precios relativos con los de las cuencas líderes.
La industria tiene productividad, recursos y escala para sostener un ciclo de inversión prolongado. Lo que falta es resolver la brecha entre el potencial geológico y el costo operativo. Ese es el verdadero límite del desarrollo argentino.
El presidente Javier Milei anunció que enviará al Congreso un proyecto para crear un “Súper RIGI”, una versión ampliada del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
El mensaje fue difundido a través de su cuenta oficial, donde afirmó que el nuevo esquema tendrá mayores ventajas que el régimen vigente y alcanzará sectores que no forman parte de la estructura productiva actual.
El anuncio se produce luego de que el Poder Ejecutivo confirmara que impulsará la derogación de la Ley Chevron, el régimen especial que desde 2014 otorgaba incentivos a inversiones de gran escala en hidrocarburos.
Ese marco funcionaba como complemento de la Ley de Hidrocarburos para proyectos de alto CAPEX y habilitaba beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aplicados a desarrollos no convencionales.
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El RIGI vigente, creado en 2024, cuenta con trece proyectos aprobados en energía, minería, industria e infraestructura.
El esquema opera como el principal instrumento para inversiones de gran escala y concentra iniciativas vinculadas a generación eléctrica, transporte de hidrocarburos, producción de litio, desarrollo cuprífero y ampliación de capacidad industrial y logística.
La presentación del proyecto de “Súper RIGI” abre un proceso de redefinición del marco aplicable a inversiones de alto CAPEX. Hasta el momento, no se publicó texto oficial ni se difundieron detalles sobre su estructura tributaria, sectores alcanzados o criterios de elegibilidad.
La publicación del articulado permitirá determinar su relación con el régimen vigente y con los instrumentos sectoriales aplicados a energía y minería.
Chevron confirmó una inversión superior a USD 10.000 millones en Vaca Muerta, que será presentada como proyecto dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La definición surgió en una reunión en Estados Unidos entre ejecutivos de la compañía y el ministro de Economía, Luis Caputo, quien señaló que la empresa enviará la documentación técnica en los próximos días.
Del encuentro participaron Eimar Bonner, directora financiera de Chevron, y Laura Lane, responsable de Asuntos Corporativos, junto al secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford.
La inversión se integra a un conjunto de más de 36 proyectos en evaluación vinculados al RIGI, que según datos oficiales supera los USD 100.000 millones. El volumen de iniciativas refleja la expansión del upstream no convencional como eje de desarrollo de capacidad productiva y operaciones de largo plazo en la cuenca neuquina.
Chevron opera en Argentina desde hace más de una década y es uno de los actores centrales en el desarrollo del shale. Su participación en Loma Campana —el bloque que inició la curva de producción no convencional del país— y en El Trapial la posiciona entre las compañías con mayor escala operativa en Neuquén.
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La inversión anunciada se orienta a ampliar la producción en estas áreas, profundizar el desarrollo de bloques existentes y sostener un plan de perforación y completación consistente con los niveles actuales de actividad.
El anuncio se produce en un contexto de expansión sostenida en Vaca Muerta. La producción total de petróleo alcanzó los 890.000 barriles diarios en el primer cuatrimestre del año, con tasas de crecimiento interanual superiores al 25% y un nivel de actividad que registró 1.800 etapas de fractura mensuales, máximo histórico para la cuenca.
Este desempeño registró un superávit energético de USD 7.829 millones en 2025 y estableció un nuevo piso de ingreso de divisas para el sector.
La inversión de Chevron se incorpora así a un escenario de aceleración operativa y ampliación de capacidad productiva en petróleo no convencional, en un momento en que la industria sostiene niveles récord de actividad y proyecta incrementos adicionales en la cuenca neuquina.
Vaca Muerta consolidó en 2026 un perfil estructural: es el principal proyecto de expansión externa de la Argentina y el único capaz de sostener un flujo de divisas de magnitud comparable al complejo agroexportador.
Con la infraestructura ya desplegada —oleoductos, plantas de tratamiento, ampliaciones de midstream y capacidad incremental de evacuación— el sistema se encamina a un piso exportador proyectado en torno a los 30.000 millones de dólares anuales en la próxima década.
La dinámica de inversión mantiene un ritmo estable. Operadoras y empresas de servicios profundizan la transición hacia desarrollos de fábrica, con mejoras en productividad por pozo, reducción de tiempos de perforación y mayor eficiencia en completación.
La curva de aprendizaje del shale argentino ya se expresa en costos operativos más competitivos y en una mayor integración de proveedores locales en etapas críticas de la cadena.
El crecimiento del sistema también reconfigura la logística regional. La expansión del transporte pesado, la rotación de personal y la demanda de servicios asociados obligan a ajustar rutas, accesos y nodos de abastecimiento.
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La infraestructura vial y urbana de la zona de influencia opera como variable operativa del desarrollo: su adecuación condiciona tiempos, costos y continuidad de actividad.
En paralelo, la presión demográfica sobre localidades cercanas al núcleo productivo —Añelo, Rincón de los Sauces, Centenario— introduce un componente adicional en la ecuación de competitividad. La disponibilidad de vivienda, servicios y conectividad incide en la rotación laboral, en la estabilidad de los equipos y en la capacidad de sostener turnos y dotaciones en ciclos prolongados.
La llegada del gas natural a Añelo en 2026 cierra una brecha histórica y mejora la base de servicios para la operación.
El sistema energético neuquino avanza hacia una integración más robusta entre producción, transporte y exportación. La ampliación de capacidad hacia Chile, la consolidación de envíos a refinerías del Atlántico y la proyección de infraestructura para GNL posicionan a Vaca Muerta como un activo estratégico de largo plazo.
La clave hacia adelante será sostener la competitividad del subsuelo con un entorno operativo capaz de acompañar la escala del desarrollo.
Vaca Muerta ya no es un proyecto emergente: es un sistema exportador en expansión, con impacto macroeconómico directo y con un conjunto de desafíos operativos que requieren coordinación entre Estado, empresas y territorio para sostener su ritmo de crecimiento.
TGN lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN
TGN, operadora regional de ductos y proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.
La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.
Desarrollo de jóvenes
“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.
La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.
Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.
“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, director de Operaciones de la compañía.
El programa JP26
Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
Plan de capacitación técnica y de gestión.
Participación activa en proyectos core de la compañía.
Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.
TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.
Resultados recientes
Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.
Condiciones y plazos de la convocatoria
La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.
Javier Milei anunció a través de su cuenta de la red social X que enviará al Congreso un proyecto de ley para disponer de lo que denominó “Súper RIGI”, en favor de empresas que tengan la intención de realizar inversiones en el país pero en el marco de condiciones más ventajosas que las dispuestas en el actual Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
Durante su viaje de regreso a la Argentina desde Los Estados Unidos, Milei posteó “Dado que no podemos comprarnos un B2 Spirit no me queda otra que lanzar una Mega Bomba desde el avión presidencial. Estaremos mandando al Congreso una ley sobre SÚPER RIGI, el cual tiene mayores ventajas que el RIGI original y que aplicará para sectores que nunca han existido en Argentina”.
Milei no identificó de qué sectores se trataría, pero el anuncio ocurre pocas horas después de reunirse, junto con el ministro de Economía, Luis Caputo, con empresarios estadounidenses que participaron de la 29 Conferencia Global del Instituto Milken, en Los Angeles.
El presidente argumentó acerca del RIGI potenciado (beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios durante 30 años), para atraer proyectos de inversión que “De ese modo, se podrán crear nuevas empresas que satisfagan las necesidades productivas de los nuevos sectores dinámicos de la economía al tiempo que multiplicará la cantidad de empleos”.
Resta conocer que beneficios adicionales a los ya otorgados vía RIGi está dispuesto a otorgar el gobierno, y que tratamiento tendrá el proyecto en el Congreso de la Nación.
Por otra parte, y tras una reunión que Milei mantuvo con directivos de Chevron con posterioridad a la citada Conferencia, la petrolera estadounidense anunció una inversión en el país de U$S 10 mil millones, ligada al RIGI.
Cabe referir que Chevron tiene activa participación en Vaca Muerta como socia operadora e inversora con YPF desde que, en el 2012, el gobierno de Cristina Fernández lograra la mayoría accionaria (51 %) para el Estado argentino mediante una expropiación a Repsol, avalada por una ley específica del Congreso de la Nación.
“Nos reunimos junto con Pablo Quirno y Alejandro Oxenford con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto (para acceder al) RIGI en los próximos días por más de U$S 10.000 millones”, escribió en su cuenta de X el ministro Caputo, compañero de viaje de Milei.
YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de U$S 1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre. Este resultado representa una mejora del 28 % con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la reducción de costos operativos , y un mejor entorno de precios para el petróleo y el gas. La utilidad neta fue de U$S 409 millones, describió la compañía de mayoría accionaria estatal.
El EBITDA ajustado es una medida que se calcula para una empresa tomando sus ganancias y sumándoles los gastos por intereses, los impuestos y los cargos por depreciación.
La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento de 39 % interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100 % propiedad de YPF.
Durante el primer trimestre las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78 % se destinaron a la producción del recurso No Convencional, principalmente en Vaca Muerta.
Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale, destacó la compañía.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región, se indicó.
El proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) continúa avanzando según lo previsto, con más del 62 % de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30 % en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años, se puntualizó.
Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG (brazo internacional de ADNOC), continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto.
En forma adicional, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques No Convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto. En el plano financiero, YPF detalló que obtuvo “un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr”.
Gracias a la generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.
La sede central de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) «atraviesa una situación crítica cuyo núcleo más sensible es la pérdida de recursos humanos«. La descripción es compartida por más de veinte referentes del sector nuclear argentino que fueron convocados por la Fundación Balseiro a reflexionar sobre el presente y futuro del organismo científico.
La fundación organizó el 24 y 25 de abril en Bariloche una actividad con un grupo reducido de personalidades de reconocida trayectoria en el área, quienes compartieron sus visiones sobre cuestiones estratégicas, controversiales y de proyección futura. EconoJournal accedió al documento final del evento, que incluye los artículos escritos por los expositores y sintetiza las coincidencias y diferencias.
Entre los expositores figuran Conrado Varotto (miembro fundador de INVAP), Alfredo Caro (ex director del Instituto Balseiro y del Centro Atómico Bariloche), Germán Guido Lavalle (ex presidente de CNEA), Julián Gadano (ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación) y Diego Hurtado (ex vicepresidente de CNEA).
«Todos coinciden en un punto central: la CNEA es una institución estratégica para el desarrollo de nuestro país que atraviesa una etapa crítica y que requiere unaredefinición profunda de su misión, su gobernanza, sus instrumentos de gestión y su relación con el ecosistema nuclear y científico-tecnológico nacional», dice el documento.
Dicha redefinición es estructural y va más allá de la coyuntura actual, marcada por reclamos salariales y presupuestarios. Cerca de 100 jefes y jefas de 11 de las 12 gerencias de la institución a mediados de abril elevaron una carta a las autoridades expresando su preocupación por la situación salarial, contractual y presupuestaria, en la que señalaron la «imposibilidad de sostener grupos de trabajo».
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, respondió que el gobierno trabaja en una reestructuración integral de la CNEA para que sea un organismo de investigación y desarrollo con capacidad de generar sus propios ingresos. «La inercia institucional que premió la expansión permanente nunca exigió resultados. Pedir más presupuesto sin cambiar la estructura es pedirle al Tesoro que financie indefinidamente un modelo que no cierra«, apuntó en un posteo en X.
CNEA: coincidencias y diferencias sobre el presente y futuro del organismo
Según la síntesis, los referentes coincidieron en que la CNEA enfrenta al menos cuatro desafíos: el fortalecimiento del organismo, la reforma de su gobernanza, la formación y retención de los recursos humanos, y la compensación adecuada de sus aportes al resto del ecosistema nuclear argentino. El diagnóstico común es que «la forma actual es inadecuada», aunque existen distintas miradas sobre cómo debería reorganizarse.
La expresión visible de la crisis esta en la dificultad del organismo para formar y retener el talento, su «activo más valioso». «El conocimiento nuclear profundo —el que permite diseñar, licenciar, operar, reparar, evaluar, innovar y formar— es conocimiento encarnado en comunidades técnicas. Se transmite entre generaciones mediante trabajo conjunto, dirección de tesis, participación en proyectos, operación de instalaciones y resolución de problemas reales. Una interrupción de esa cadena puede ser irreversible«, dice el documento.
Una buena parte de los problemas para retener el talento tienen origen en los problemas presupuestarios y salariales y en la relación institucionalmente desordenada con las empresas del ecosistema. «La síntesis posible es que la CNEA no debe competir innecesariamente con empresas, pero tampoco debe quedar subordinada a ellas ni transformarse en una cantera gratuita de talento y conocimiento«, advierten.
Sin embargo, en el documento se reconoce que existen diferencias sobre la manera en la que se deben abordar estos desafíos. Puntualmente, se mencionan diferencias vinculadas al peso relativo del Estado y del sector privado en el ecosistema y respecto de los grandes proyectos, como el CAREM o los reactores grandes como los diseños CANDU.
«Hay divergencias sobre la forma institucional concreta: autonomía de centros, estructura matricial, directorios, fondos fiduciarios, gestión de activos, laboratorios nacionales o reestructuración interna», señalan.
Aportes de los participantes
La síntesis anterior fue elaborada por el comité redactor en base a los textos escritos por los participantes, de los cuales emergen algunos conceptos que dan cuenta de los debates en curso dentro del sector.
El doctor en Física y ex director del Instituto Balseiro, Alfredo Caro, describió una serie de problemas en CNEA como la consolidación de áreas de poder ligadas a proyectos prolongados, la captura de recursos humanos e infraestructura por estructuras cerradas sobre sí mismas, la subutilización de equipamiento de alto valor, la endogamia en la formación y la hipertrofia de funciones jerárquicas como compensación salarial.
La propuesta de Caro es transformar a la CNEA en un Laboratorio Nacional moderno y que parte del financiamiento para sus proyectos de I+D provenga de la generación nucleoeléctrica a partir de su participación accionaria en Nucleoeléctrica Argentina. «Esto permite un cambio cultural: la CNEA dejaría de verse como un área dependiente sólo de fondos públicos para ser vista como una productora de recursos estratégicos de innovación«, explica Caro.
El ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, coincide en el valor que tiene el modelo de Laboratorios Nacionales del Departamento de Energía de los EE.UU. como ejemplo a replicar en el país. «El Estado hoy debe retirarse de las actividades productivas para que el sistema crezca, pero tiene un lugar irrenunciable en tres dimensiones: generación de incentivos correctos, regulación y licenciamiento, e I+D+I lo más en la punta que nuestras capacidades permitan», explicó.
El ingeniero nuclear ingeniero y actual miembro del directorio de INVAP, Juan Pablo Ordóñez, se expresó en una línea similar sobre la misión de la futura CNEA, la cual debería limitarse a la producción de bienes públicos. «Las actividades que no cumplan con la definición de ser bienes públicos, deberían ser transferidas a nuevas empresas que se creen para los fines específicos, o, en caso de ser viable, a las empresas existentes en el sector nuclear», analizó.
El físico-tecnólogo y ex presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, consideró que el organismo debería orientarse decididamente a la transferencia tecnológica y a la asociación con empresas de alta tecnología, tanto en el sector nuclear como en otras tecnologías sensibles y estratégicas.
«Esta redefinición del rol de la CNEA no implica que deje de participar en grandes proyectos futuros, como fueron el RA-10 o el CAREM. Significa que, para no desvirtuar su misión, la gestión de hitos, cronogramas y financiamiento debería recaer en otra instancia de gobiernoo en un consorcio público-privado creado específicamente para ese fin», apuntó.
El doctor en Física y ex vicepresidente de la CNEA, Diego Hurtado, consideró que el sector nuclear, en tanto sector económicamente estratégico, es compatible con los gobiernos que impulsan políticas industriales, energéticas y de I+D convergentes y de escala nacional.
En ese sentido, criticó las decisiones de cancelar proyectos como las centrales nucleares de tipo CANDU y Hualong One que China había ofrecido financiar. «Las centrales nucleares de potencia son la columna vertebral y el principio ordenador del sector nuclear argentino que garantiza la articulación de la trama institucional-empresarial y la convergencia de agendas institucionales y empresarias», evaluó.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 18/05/2026 al 31/05/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 30 ofertas, de las cuales 15 fueron de productores y 15 de comercializadores.
El volumen total adjudicado fue de 28,8 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,81 para el gas puesto en el GBA.
Desde Neuquén se ofrecieron 11,2 millones de m3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,13 el MBTU; Desde Tierra del Fuego la oferta de abasto adjudicada fue de 9 MMm3/día, a un precio promedio de U$S 3,80 el MBTU; Desde Chubut 10 MMm3/día a un precio promedio PIST de U$S 3,81 el MBTU, Desde Santa Cruz se ofertaron 2,9 MMm3/día a U$S 3,84, y desde la cuenca Noroeste 1,7 MMm3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,15 el MBTU.
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.
La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global. Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y la región en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.
Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.
Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
Nueva edición del Latam Economic Forum
Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación,Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias. Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.
Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país. En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.
El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.
TotalEnergies, junto a sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy, puso en marcha el parque eólico más austral del mundo, ubicado en Tierra del Fuego, a unos 130 kilómetros al norte de Río Grande, en una zona con alto potencial eólico.
El proyecto destaca por ser un sistema híbrido que combina generación eólica con almacenamiento en baterías, diseñado para alimentar las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa, las cuales operan de manera aislada de la red eléctrica convencional.
Este desarrollo cuenta con dos aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de pala, con una capacidad total de generación renovable de 9 MW. La integración con almacenamiento energético permitirá estabilizar el suministro y garantizar la continuidad operativa en un entorno remoto.
Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur cuenta con su primer parque eólico.
Una inversión privada de las empresas TotalEnergies, Wintershall y Pan American.
Está capacidad tecnológica para generar energía limpia es el primer paso para planificar y desarrollar la… pic.twitter.com/28XxF7M4R9
Según la empresa, esta iniciativa representa la primera solución híbrida a esta escala aplicada por TotalEnergies en operaciones de exploración y producción a nivel global. Además, se espera que reduzca en más de un 55% las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para la operación de las instalaciones en la Cuenca Austral hacia el final de la concesión.
El country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, calificó el proyecto como “un gran desafío” y resaltó que refleja “el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, valoró el potencial energético de la región y destacó que esta iniciativa demuestra cómo la industria puede adoptar nuevas tecnologías para hacer la producción de gas más sustentable y eficiente. Asimismo, subrayó la importancia de este tipo de inversiones para generar oportunidades productivas y fortalecer el desarrollo energético provincial.
Además del impacto ambiental positivo, TotalEnergies aseguró que el sistema híbrido aportará mayor confiabilidad operativa, minimizando interrupciones y reduciendo la dependencia de equipos rotativos tradicionales. La construcción y puesta en marcha del parque también generó empleo local durante las distintas etapas del proyecto.
TotalEnergies opera en Argentina desde 1978, con actividades de exploración y producción principalmente en Neuquén y Tierra del Fuego. A través de su filial Total Austral, participa en el 25% de la producción nacional de gas, posicionándose como la principal operadora privada del país en este sector.
La inauguración de este parque eólico forma parte de la estrategia global de TotalEnergies para disminuir emisiones y ampliar el desarrollo de soluciones energéticas con menor impacto ambiental, combinando su experiencia en hidrocarburos con proyectos renovables en eólica y solar.
Argentina registra volúmenes de importación de gasoil (diésel) en mínimos históricos. Fuente: Argus.
El déficit global en la oferta de petróleo y combustibles se agravará en las próximas semanas si el comercio energético por el estrecho de Ormuz no es restablecido en lo inmediato. Solo en petróleo crudo, el déficit llegó en abril a casi 4 millones de barriles por día, contenido en parte porinventarios que se van agotando. Los traders y líderes de las principales petroleras de EE.UU. ya anticipan mayores precios del crudo y escenarios de destrucción de demanda.
Dentro de este escenario, la Argentina emerge en Latinoamérica como un mercado menos expuesto a potenciales problemas de suministro por los cambios en los flujos energéticos generados por la guerra y con una gran coyuntura para la exportación gracias a Vaca Muerta.
Vaca Muerta: desempeño excepcional del Medanito y saldos exportables en destilados
Argentina comienza a ver saldos estructurales exportables en destilados. Fuente: Argus.
Argus, empresa líder en servicios de cotización de materias primas, destaca el comportamiento excepcional de los precios del crudo Medanito en el mercado internacional y las oportunidades que la creciente sustitución del gasoil por gas natural en generación eléctrica está generando en materia de exportación de combustibles en una región históricamente deficitaria en naftas y gasoil (diesel).
El barril de Medanito pasó de un descuento general de US$5 respecto al precio del barril Brent ICE antes de la guerra a tener un premio de US$5, con un pico de US$8 a comienzos de abril. “Se mantiene la tendencia del año pasado, la Costa Oeste de Estados Unidos enamorada del crudo Medanito, con valorizaciones a partir de producto de US$160 por barril”, subrayó el Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero.
En materia de combustibles, el aumento en la producción doméstica y disponibilidad de gas para la generación eléctrica no solo que está reduciendo la utilización de gasoil por parte de CAMMESA sino que está generando saldos exportables estructurales de este combustible y otros destilados a los países vecinos.
“El cono sur de Sudamérica es netamente importador de diésel. Argentina es la excepción, hoy está en una situación que no hemos visto en los últimos 20 años, está larga en diésel”, explicó Ferrero en una presentación para el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG).
Destrucción de demanda de combustibles en el mundo
El balance mundial de crudo es deficitario en 3,8 millones de bpd. Fuente: Argus.
La guerra en Medio Oriente acaba de cumplir dos meses. La relativa tregua abierta por las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán, con Pakistán como principal mediador, no dio paso a una verdadera normalización del tráfico por Ormuz, que se mantiene en aproximadamente un 5% con respecto al nivel promedio anterior a la guerra.
De no haber un cambio radical en el escenario, la oferta de petróleo empeorará y empujará a una mayor destrucción de demanda de combustibles en mayo, especialmente en Asia, la región que más depende del suministro energético de Medio Oriente.
Argus señala que en abril el balance global en petróleo crudo fue deficitario en 3,8 millones de bpd, lo que empujó a una caída de 10% en la refinación global. En la región Asia-Pacífico, las refinerías durante marzo y abril recortaron producción por 4,1 millones de bpd, contra una capacidad instalada de refino de 30,7 millones diarios.
Por Ormuz se perdió una oferta de crudo de 12,4 millones de bpd, mientras que el mercado respondió con suministros alternativos que totalizaron 9,2 millones de bpd. Sin embargo, una parte de esa oferta alternativa provino de los menguantes inventarios de petróleocrudo, que en abril aportaron 3,3 millones de bpd.
En consecuencia, la demanda deberá ajustarse a una oferta de combustibles que empeorará. Argus señala que los productos más afectados serán las naftas y el GLP.
En el caso del GLP, el mercado global pasó de una situación de ligero déficit a un severo déficit al perder 30% de la oferta. Asia es el mercado más afectado: los precios del butano y propano AFEI, el índice de referencia para estos productos en los mercados asiáticos, saltaron de US$ 600 a US$ 1200 por tonelada.
«Es uno de los mercados que más destrucción de demanda se verá. Se dejará de cocinar con GLP y se utilizará leña. Se dejará de consumir para los crackers y estos se detendrán», explicó Ferrero.
La visión de las petroleras y los traders
La región Asia-Pacífico fue la que más redujo la producción de combustibles por el faltante del crudo proveniente de Medio Oriente. Fuente: Argus.
Las principales petroleras de EE.UU. que cotizan en bolsa presentaron la semana pasada sus resultados del primer trimestre del año. Los CEOs ya anticipan mayores precios del petróleo crudo si la navegación por Ormuz no se restablece.
El CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, considera que el mercado todavía no sintió el impacto real por el lado de los precios. “Cuando se alcanzan los niveles mínimos de inventario necesarios para operar comercialmente, se pierde una de estas fuentes de suministro”, dijo en una call con inversores. “Prevemos que, mientras el estrecho permanezca cerrado, continuaremos viendo un aumento en los precios del mercado”, vaticinó.
Para el director financiero de ConocoPhillips, Andy O’Brien, los mercados de crudo han estado en un “periodo de gracia” desde finales de febrero hasta ahora, ya que los barcos cargados antes de la guerra tardan semanas en completar sus viajes. “Ahora, todos esos cargamentos han llegado a su destino”, afirmó.
“Comenzaremos a ver que algunos países dependientes de las importaciones podrían empezar a enfrentar una escasez crítica a medida que nos adentramos en el periodo de junio a julio”, concluyó O’Brien.
La destrucción de demanda también podría llegar a los mercados desarrollados según el banco JPMorgan Chase. Los inventarios comerciales en esos mercados están en camino de alcanzar niveles de estrés operativo a principios de junio y llegar a mínimos en septiembre si el estrecho permanece cerrado.
Los principales traders de energía del mundo como Trafigura y Vitol también están anticipando una profundización en la destrucción de demanda de combustibles en las próximas semanas.
“La destrucción de la demanda se está produciendo en lugares que no son centros de precios visibles”, declaró Saad Rahim, economista jefe de Trafigura, en un evento organizado a fines de abril por Financial Times. “Ese ajuste ya se está produciendo, pero si continúa, se agravará cada vez más. Nos encontramos en un punto de inflexión crítico”, agregó.
El CEO de Vitol, Russell Hardy, afirmó que la recuperación de toda la cadena de suministro llevará tiempo aunque las exportaciones de petróleo se reanuden pronto. «La reactivación de la producción, la reactivación de las refinerías… hay muchísima infraestructura que ha estado paralizada… se necesita tiempo para volver a poner todo en marcha», dijo.
Los precios del petróleo desde el comienzo de la guerra se han visto impulsados por la preocupación sobre la disponibilidad de suministro físico a corto plazo. «La evolución de los precios se centra en el petróleo físico«, evaluó el líder de Vitol.
«Lo que ocurra del tercer trimestre en adelante es menos relevante, porque si el estrecho se abre en diez días, la recuperación llevará tiempo, pero el petróleo fluirá y los clientes en el Este contarán con un mejor suministro para junio y julio», concluyó.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.
A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.
El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares. pic.twitter.com/CVuz0tmxeq
Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.
La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.
Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.
A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.
El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares. pic.twitter.com/CVuz0tmxeq
Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.
La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.
Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.
En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel 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, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.
En este contexto, 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.
“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”.
Medidas para incentivar la inversión
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”.
En esa línea, 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.
En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel 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, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.
En este contexto, 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.
“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”.
Medidas para incentivar la inversión
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”.
En esa línea, 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.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial evidenció que marzo de 2026 presentó una mejora en el nivel de actividad, con una recuperación en producción y ventas locales, en un contexto de comportamiento más moderado en las exportaciones.
Los datos relevados por la Cámara destacaron que la producción mostró un crecimiento del 20% respecto de febrero, impulsado principalmente por los agroquímicos, intermedios y los básicos orgánicos. En la comparación interanual, la producción registró una suba del 2%, mientras que el acumulado del primer trimestre se mantuvo prácticamente estable.
Ventas locales
Por su parte, las ventas locales exhibieron una mejora significativa del 45% en términos mensuales, reflejando una recomposición en la demanda en los agroquímicos, seguidos por los básicos orgánicos, los intermedios y los finales termoplásticos. A su vez, en la comparación interanual se observó una suba del 7%, mientras que el acumulado del año evidenció un leve descenso. Entre las empresas participantes del relevamiento mensual destacan que esta recuperación se debe a subas vinculadas, tanto a condiciones de mercado más firmes como al encarecimiento de materias primas, este último asociado al conflicto en Medio Oriente, que impactó tanto en las ventas locales como en las externas; un aumento tanto en volúmenes de venta como en precios, impulsados por una mayor demanda interna y una mejor colocación de stock en el mercado local.
El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones registraron una baja mensual del 3% y una caída interanual del 6%, aunque el acumulado del trimestre mostró un crecimiento del 24%. Este desempeño responde a una normalización luego de meses previos con niveles elevados de colocaciones externas.
Pequeña y Mediana Industria Química
En el segmento de la PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la evolución fue heterogénea. La producción mostró una disminución mensual del 14% y una caída interanual del 9%, con un acumulado levemente negativo. En el mercado local, las ventas crecieron un 11% mensual y un 10% interanual, con una variación acumulada del 6%, evidenciando una mejora en la actividad. En tanto, las exportaciones del segmento registraron un incremento del 19% mensual y un 77% interanual, consolidando su perfil exportador, con un acumulado positivo del 70%.
Durante marzo de 2026, las importaciones del sector mostraron una dinámica alineada con la recuperación de la actividad con una variación interanual positiva del 15%, mientras que las exportaciones evidenciaron un favorable 83%, ambas medidas en dólares. Como resultado, el déficit de balanza comercial de marzo se redujo en un 34% en términos interanuales.
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 66% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.
Ventas totales
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo de 2026, fueron de 308 millones de dólares, acumulando un total de USD 819 millones en el primer trimestre del año.
“Los resultados de marzo en producción y ventas son muy alentadores, siguiendo algunos parámetros generales de la economía doméstica. Las exportaciones muestran un comportamiento moderado. Seguimos confiados en la recuperación de la demanda tanto interna como externa, esta última con un condimento temporal por el conflicto en medio oriente”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Conclusiones generales del sector
El mes de marzo mostró señales positivas para el sector petroquímico y químico, con una recuperación generalizada tanto en producción como en ventas locales respecto a los bajos niveles registrados en febrero. Los agroquímicos fueron el principal motor de esta mejora, seguidos por los intermedios y los básicos orgánicos, en un contexto de mayor demanda interna y reactivación de la actividad industrial.
Las ventas locales lideraron la recuperación, impulsadas por condiciones de mercado más firmes, una mejor colocación de stock y el encarecimiento de materias primas asociado al conflicto en Medio Oriente. Las ventas externas, en cambio, se mantuvieron prácticamente estables, reflejando un entorno exportador aún desafiante.
No obstante, si bien la recuperación de marzo es alentadora, los niveles de actividad aún se encuentran por debajo de los promedios observados durante el segundo semestre de 2025, lo que sugiere que el sector continúa en una fase de consolidación y que será necesario sostener esta tendencia en los próximos meses para confirmar una recuperación estructural.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, analizó el desarrollo minero de la provincia y el potencial que existe.
SAN JUAN (Enviada especial).- El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, presionó públicamente a las mineras para que comiencen a desarrollar sus proyectos de cobre. La provincia hizo su parte: generó condiciones, mejoró procesos y brindó seguridad jurídica. Ahora necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales. Es momento de que los proyectos se concreten, que se genere empleo y que el desarrollo se materialice”, planteó en la Expo Internacional San Juan Minera.
Avance de proyectos mineros en San Juan
Perea destacó el avance de proyectos clave que marcan la minería sanjuanina. “Hoy tenemos iniciativas que ya están produciendo y otras que avanzan en etapas decisivas. Hualilán está en operación, Veladero obtuvo la aprobación dentro del RIGI, Vicuña presentó la iniciativa más grande dentro de ese régimen y Los Azules fue el primero en obtener la aprobación. Estamos hablando de cuatro proyectos de escala global concentrados en la provincia”, detalló.
El funcionario aseguró que San Juan concentra la mayor parte de las inversiones cupríferas del país. “Alrededor del 80% de las inversiones en cobre de la Argentina se van a desarrollar aquí. Eso nos posiciona como un actor central en el nuevo mapa minero nacional”, afirmó.
Normativa minera
El ministro también subrayó avances en materia normativa y de gestión y destacó la reciente reforma de la Ley de Glaciares como un factor relevante para el sector. “Se trata de un paso importante que reconoce el rol de las provincias y fortalece el federalismo. Pero estos logros no son aislados: responden a un trabajo sostenido para hacer de San Juan un destino competitivo”, explicó.
Modernización del Estado
Uno de los ejes centrales de su exposición fue la modernización del Estado provincial y la agilización de procesos administrativos. “Hemos simplificado trámites, digitalizado el catastro minero y reducido significativamente los tiempos de gestión. Lo que antes demoraba hasta seis meses hoy puede resolverse en aproximadamente 30 días. Esto no implica menos controles, sino controles más eficientes”, indicó.
Perea también aportó datos sobre la actividad reciente en materia ambiental y de fiscalización. “Durante 2025 se aprobaron 45 declaraciones de impacto ambiental, lo que representa un incremento significativo respecto al año anterior. Además, realizamos inspecciones a través de la policía minera. Estamos trabajando con estándares internacionales y con un sistema de información abierto y transparente, porque la transparencia es clave para atraer inversiones”, afirmó.
Impacto de la actividad minera
El funcionario puso énfasis en la dimensión social del desarrollo minero y su impacto en el territorio. “Queremos que el crecimiento se refleje en cada uno de los departamentos mineros. Hoy ya hay cientos de jóvenes formándose en carreras vinculadas al sector y estamos ampliando la infraestructura educativa con nuevas aulas híbridas. La minería tiene que traducirse en oportunidades concretas para las familias sanjuaninas”, expresó.
El ministro también destacó el trabajo de promoción internacional que viene realizando la provincia. “Salimos a mostrar lo que San Juan tiene para ofrecer en los principales escenarios del mundo. Vamos a seguir haciéndolo porque es fundamental para atraer inversiones y consolidar relaciones de largo plazo”, señaló.
Finalmente, el funcionario dejó un mensaje sobre el rol estratégico de la actividad. “La minería no es un fin en sí mismo, sino una herramienta para generar trabajo y mejorar la calidad de vida. Es una política de Estado que debe sostenerse en el tiempo, con diálogo, aprendizaje y visión de largo plazo. Estamos entrando en una nueva etapa de la minería en San Juan, y creemos que será aún más grande con el acompañamiento de todo el sector”, aseveró.
El Grupo Techint, el principal holding industrial del país y uno de los grandes players energéticos de Vaca Muerta, dio un paso relevante de cara a avanzar con el recambio de su top management a nivel global. El grupo anunció este miércoles a última hora que Paolo Rocca, líder y principal referente del holding, dejará de ser el CEO de Tenaris, la empresa que fabrica tubos para el sector industrial de Oil&Gas y nave insignia industrial de Techint.
Paolo Rocca es el factótum de la expansión internacional de Tenaris en los últimos 25 años.
Su reemplazante será Gabriel Podskubka, un ingeniero argentino que desde hace dos años se desempeñaba como Director Global de Operaciones (COO, por sus siglas en inglés) de Tenaris, reportando directamente a Rocca. Fuentes cercanas a Techint indicaron que la transición en la conducción de Tenaris forma parte de un proceso lanzado desde hace tiempo y que no tiene relación con las descalificaciones públicas que sufrió Rocca en los últimos meses por parte del presidente Javier Milei. De hecho, Rocca continuará ejerciendo como presidente del Grupo Techint y como Chairman de Tenaris.
«El nombramiento de Gabriel Podskubka refleja la culminación de un proceso de planificación de liderazgo a largo plazo. Desde incluso antes de que Tenaris se convirtiera en una empresa pública en 2002, Paolo ha mostrado una visión extraordinaria al crear una empresa unificada que ofrece productos y servicios críticos y singularmente diferenciados a los clientes de la industria energética. Ha sido el arquitecto del crecimiento continuo de la empresa durante los últimos 25 años, durante los cuales ha reforzado los sólidos valores industriales que son la base de su éxito», explicó Tenaris a través de un comunicado emitido ayer.
Tenaris es líder mundial en tubos y servicios afines para la industria mundial de la energía. En el 2025 tuvo ventas anuales por 12 mil millones de dólares, cuenta con plantas industriales en 17 países, 25.000 empleados, 4 centros de I+D (uno de ellos en Campana, pcia de Buenos Aires) y cotiza en Nueva York, Italia y México.
Nuevo CEO
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer(COO) con la responsabilidad de coordinar las áreas comerciales y de marketing de la compañía, las operaciones productivas y de abastecimiento, así como el desarrollo de productos y servicios, puesto que ocupó desde abril de 2023.
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer (COO) de la empresa.
Tras incorporarse en 1995 a Siderca, la planta de tubos sin costura de Tenaris en Argentina, Podskubka ocupó diversos cargos en las áreas de marketing, comercial e industrial de Tenaris, hasta ser nombrado responsable de las operaciones de Tenaris en Europa del Este en 2009, y posteriormente Presidente de las operaciones de Medio Oriente en 2013.
«A lo largo de su carrera, ha desarrollado una amplia experiencia internacional. Ha vivido y trabajado en Argentina, Estados Unidos, Italia, Rumania y los Emiratos Árabes Unidos. Es egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, donde estudió Ingeniería Industrial. Posteriormente obtuvo un MBA en Harvard Business School. Gabriel está casado y tiene tres hijos», difundieron desde Tenaris.
YPFrealizó el lanzamiento de Diesel 10 Minero, un nuevo combustible diseñado específicamente para responder a las exigencias de la industria minera. La presentación tuvo lugar en el marco de la Expo San Juan Minera 2026, consolidando la posición de la compañía como el principal proveedor energético del sector.
Este producto surge como una evolución tecnológica orientada a mejorar la eficiencia operativa en contextos geográficos complejos. El nuevo combustible destaca por su ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, y la ausencia total de biocomponentes en su fórmula.
Estas características técnicas permiten que el fluido sea compatible con las motorizaciones más modernas, como las tecnologías Euro 5 y Tier 4. Al ser apto para sistemas de postratamiento de gases, el producto contribuye a la reducción de emisiones de efecto invernadero en las operaciones mineras.
Un combustible para condiciones extemas
Una de las ventajas competitivas de este lanzamiento es su capacidad para resistir temperaturas extremadamente bajas, que pueden alcanzar los 35 grados bajo cero en zonas de alta montaña. Esta resistencia resulta crítica no solo para la movilidad de la maquinaria pesada, sino también para la generación de energía eléctrica en los yacimientos.
La falta de suministro energético en condiciones climáticas hostiles podría forzar evacuaciones de personal, otorgando al combustible un rol vital para la seguridad humana.
La producción del Diesel 10 Minero se centralizará en la refinería de Luján de Cuyo, tras un proceso de desarrollo conjunto entre los equipos de servicios técnicos y especialistas de la planta. Según las proyecciones de la empresa, el producto comenzará a distribuirse a partir del próximo agosto.
La compañía lidera actualmente el mercado minero en la Argentina, con una participación superior al 90%. Esta hegemonía implica que nueve de cada diez litros de combustible utilizados por la industria son suministrados de forma directa por YPF. La cartera de clientes abarca desde pequeños proyectos de exploración hasta las grandes explotaciones de litio y metales en fase de producción plena.
La complejidad de la distribución se evidencia en operativos diarios, como los realizados en la provincia de San Juan, donde se movilizan múltiples camiones hacia altitudes que superan los 5.000 metros.
Estos procedimientos se ejecutan bajo normas de seguridad co-creadas con las empresas mineras, que suelen ser grandes corporaciones multinacionales con estándares internacionales. La logística dedicada garantiza que el suministro no sufra interrupciones, factor clave para la continuidad de los proyectos.
Uruguay y Argentina continúan proceso de diálogo sobre la instalación de una planta de hidrógeno verde y e-combustibles en Paysandú. 
Gage Zaffuto 
