El desarrollo del proyecto Vaca Muerta Oil Sur registra un ritmo de ejecución que permitirá al país contar con una nueva terminal exportadora, oeprativa desde fines de 2026 o comienzos de 2027. Las imágenes satelitales permiten observar cómo la fisonomía de Punta Colorada fue mutando desde que comenzaron las primeras obras de despeje del terreno hasta la actualidad.
Las capturas aéreas reflejan la evolución del área del proyecto en Punta Colorada entre diciembre 2024 y enero 2026, utilizando imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS. En ellas se distinguen con claridad los tanques de almacenamiento en proceso de montaje. Estas estructuras, que en conjunto albergarán 720 millones de litros de crudo, representan el corazón operativo del sistema.
Evolución del área del proyecto entre diciembre 2024 y enero 2026, con imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS.
Las imágenes permiten incluso advertir el avance en las obras civiles del proyecto Vaca Muerta Oil Sur y los caminos internos y los principales sistemas del complejo, los que configuran una trama industrial que ya ocupa un lugar central en el paisaje costero de la provincia.
La terminal no es un elemento aislado, sino el punto de llegada de una traza de 437 kilómetros de oleoducto que nace en Allen. El hito técnico alcanzado en noviembre, con la finalización de la última soldadura automática, marca el inicio de una nueva fase que es la de pruebas hidráulicas y el montaje final de instalaciones de superficie.
Vaca Muerta Oil Sur: comenzaron las obras del cruce del Río Negro
Actualmente, las contratistas Techint-Sacde que tienen a su cargo las obras del oleoducto, avanzan en estos primeros días del año con el proceso que permitirá el cruce especial del Río Negro, el mayor desafío de toda la traza, ya que implica extender el ducto unos 30 metros por debajo del cauce mediante la técnica de Cruce Horizontal Dirigido.
Comparativa visual del “antes y después” del proyecto, con imágenes Sentinel-2 Explorer integradas en ArcGIS Living Atlas.
La progresión de las imágenes coincide con el incremento de la actividad laboral en la zona, y se proyecta que para el bimestre marzo-abril de 2026, la obra alcance su pico máximo de ocupación con 1.600 trabajadores en terreno, de acuerdo a estimaciones de la provincia de Río Negro.
Con una inversión que ronda los U$S 3.000 millones, la infraestructura está diseñada para una evolución escalonada, la obra tiene una proyección de capacidad y de exportación inicial de 180.000 barriles diarios para fines de 2026, para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 barriles diarios y la tercera fase tiene una proyección final de 550.000 barriles diarios.
Jorge Brito ya se había desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022
Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
“Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneiacomo el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar”, aseguraron desde la compañía.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector.
Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016. A su vez, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Jorge Brito: Continuidad y visión estratégica en energías renovables
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
«Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina», señaló Jorge Brito.
“Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva”, concluyeron desde la empresa.
El precio internacional del petróleo supone una barrera al deseo de Trump de inversiones norteamericanas en Venezuela.
Donald Trump dejó en claro que los Estados Unidos controlorán el futuro del petróleo de Venezuelaen la primera semana posterior a la intervención militar que sacó a Nicolás Maduro del poder.
La administración Trump anunció un «acuerdo energético» con las autoridades interinas de Venezuela que busca comprometer a las petroleras norteamericanas a invertir en incrementar la producción y exportación de crudo pesado venezolano y reforzar el control de EE.UU. sobre el hemisferio occidental en la puja geopolítica que mantiene con China.
Para aceitar esa nueva agenda, Trump recibió el viernes último en la Casa Blanca a ejecutivos de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
Una por una, las claves de la agenda de petróleo de EE.UU. en Venezuela
A continuación, las tres claves relevantes para entender la agenda que Trump esta marcando para el futuro del crudo venezolano.
1. “Cambios significativos”, pero sin cambio inmediato de régimen
La intención de la administración Trump de trabajar con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política quedó clara desde un principio. La cuestión de fondo es si los cambios profundos que las petroleras demandan para invertir en Venezuela pueden ser resueltos antes de la salida del régimen político vigente a un nuevo ordenamiento democrático. Es un proceso que hoy no cuenta con plazos certeros.
El secretario de Estado, Marco Rubio, rechazó hablar de plazos para el llamado a nuevas elecciones y anunció un plan de tres etapas para el país, comenzando con la estabilización de Venezuela, seguida de la recuperación y finalmente la transición política.
“La segunda fase será la llamada recuperación, que consiste en garantizar que las empresas estadounidenses, occidentales y de otros países tengan acceso al mercado venezolano de forma justa”, indicó Rubio.
El Presidente de EE.UU., Donald Trump, trabajará con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política.
La ahora presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, dijo que mantendrá una agenda de cooperación bilateral amplia con los EE.UU. Venezuela y Estados Unidos emprendieron este fin de semana un proceso formal para restablecer sus relaciones diplomáticas.
El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en la reunión de las petroleras con el presidente, dijo que “hoy es inviable” invertir en Venezuela, pero confió en que la administración Trump podrá inducir a las autoridades vigentes a realizar “cambios significativos” para dar seguridad jurídica a las inversiones en el largo plazo.
“Confiamos en que, con esta administración y el presidente Trump trabajando en conjunto con el gobierno venezolano, esos cambios podrán implementarse. Y con respecto al gobierno venezolano, no tenemos una opinión al respecto, no hemos hablado con ellos”, dijo Woods.
El ex presidente de Exploración y Producción para África y América de Chevron, Ali Moshiri, considera lógico que EE.UU. trabaje con el chavismo para estabilizar la economía y luego ir a una transición de poder. «Es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia», dijo Moshiri en una entrevista exclusiva con EconoJournal y Clarín.
2. Incremento de la producción de crudo pesado
Trump recibió el viernes en la Casa Blanca a los líderes de la industria petrolera.
Una mayor disponibilidad de crudo pesado venezolano es ciertamente de gran interés para las refinerías estadounidenses sobre el Golfo de México y también un objetivo declarado del gobierno estadounidense.
El Departamento de Energía garantizó que Venezuela podrá importar de EE.UU. el crudo liviano que se necesita como diluyente en la producción de crudo pesado, de forma tal de incentivar una mayor producción, aunque los precios internacionales actuales pueden ser una barrera para la inversión extranjera.
Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo crudo del planeta, con poco más de 300.000 millones de barriles, concentradas principalmente en la Faja del Orinoco. La enorme mayoría es crudo pesado agrio, un petróleo denso y viscoso, además de un contenido elevado de azufre que dificulta su posterior refinación.
El blend insignia del país, el crudo Merey, tiene una gravedad API muy por debajo de los 20°, ubicándose en el espectro contrario de los crudos livianos como el shale oil que se produce en Permian o Vaca Muerta. Al ser más denso y viscoso, el proceso de extracción del crudo venezolano requiere la incorporación de diluyentes como crudos livianos o naftas para que la molécula fluya más fácil.
A pesar de estas dificultades inherentes a su producción, gran parte de las refinerías estadounidenses en Texas y Louisiana fueron construidas para extraer el máximo valor económico del crudo venezolano y existe capacidad ociosa para refinar más volúmenes.
Casi el 70% de la capacidad de refinación de EE.UU. funciona con mayor eficiencia con crudo más pesado, lo cual explica que los crudos pesados representan el 90% de las importaciones de petróleo crudo, según Fabricantes Estadounidenses de Combustibles y Petroquímicos (AFPM), la principal asociación de productores de combustibles del país.
Moshiri y demás expertos de la industria consideran que es factible incrementar la producción actual de 900.000 barriles por día a 1,5 millones de bpd en un plazo de dos años o menos. En cambio, Venezuela requerirá de inversiones en el orden de los US$ 100.000 millones para llevar la producción a 3 millones de bpd en el plazo de una década o más.
La pregunta es si los precios internacionales vigentes justifican semejantes inversiones. Para empezar, el Merey actualmente cotiza con descuentos de 20 dólares o más por barril en comparación con el precio del Brent debido a las sanciones vigentes sobre Venezuela.
Trump llegó a sugerir que el Estado norteamericano subsidiará el recupero de las inversiones en infraestructura petrolera en Venezuela. “Se tendrá que gastar una enorme cantidad de dinero y las compañías petroleras lo gastarán, y luego recibirán el reembolso a través de nosotros o de los ingresos”, dijo el presidente.
Sin embargo, la repuesta de los líderes de la industria presentes en la Casa Blanca fue más bien tibia a la hora de hablar de inversiones.
3. Control de las exportaciones de petróleo crudo venezolano
Venezuela comenzó a entregar a EE.UU. los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado.
El control por tiempo indefinido sobre las futuras exportaciones de petróleo desde Venezuela que anunció la administración Trump tiene ribetes comerciales y también de política internacional. EE.UU. podrá condicionar los envíos de petróleo venezolano a China, país que en los últimos años se transformó en el principal comprador de Venezuela.
El Departamento de Energía confirmó el miércoles que EE.UU. tomará control por tiempo indefinido sobre las exportaciones de petróleo crudo y combustibles venezolanos y la gestión de los ingresos generados por su venta en los mercados internacionales. Esto incluye a los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado que Venezuela acordó ceder a EE.UU.
Los ingresos se depositarán en cuentas en el extranjero controladas por EE.UU. Los fondos se desembolsarán “en beneficio del pueblo estadounidense y del pueblo venezolano, a discreción del gobierno estadounidense”. Adicionalmente, Trump firmó el viernes una orden ejecutiva para blindar esas cuentas de posibles embargos o procesos judiciales promovidos por acreedores del Estado venezolano.
Las sanciones económicas y el bloqueo naval contra el transporte de petróleo sancionado desde Venezuela se mantienen vigentes. Las empresas extranjeras pueden operar en Venezuela pero necesitan de una licencia especial otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los EE.UU. para poder realizar transacciones con el gobierno o entidades gubernamentales sobre las que pesan sanciones.
Chevron es la única major de EE.UU. que siguió operando en Venezuela.
Chevrones la única petrolera norteamericana que cuenta con una licencia de la OFAC para trabajar con la petrolera estatal PDVSA y exportar su producción a los EE.UU. Trafigura y Vitol, dos de los principales comercializadores de petróleo crudo del mundo, informaron el viernes que comenzaron a prestar «servicios logísticos y de comercialización para facilitar la venta de petróleo venezolano a petición del gobierno de EE.UU».
Trafigura ya poseía las licencias necesarias, mientras que Vitol obtuvo un permiso preliminar. «Estamos aquí para garantizar que podamos transportar todo este petróleo por todo el mundo«, dijo John Addison, ejecutivo de Vitol, en el evento del viernes en la Casa Blanca.
Sin embargo, el gobierno estadounidense habría optado por conceder a Vitol y otras empresas privadas que compren petróleo crudo a PDVSA unos permisos que vienen con condiciones adjuntas, en lugar de conceder a la petrolera estatal una licencia general para poder vender a cualquier participante legítimo del mercado, según publicó Argus Media.
Dichas condiciones estarían vinculadas con las exportaciones de petróleo venezolano a China. El Departamento de Energía había subrayado que “el único petróleo que se transportará dentro y fuera de Venezuela será a través de canales legítimos y autorizados, consistentes con la ley de Estados Unidos y la seguridad nacional”.
El secretario de Energía, Chris Wright, declaró que el comercio de petróleo entre Venezuela y China sería aceptable siempre y cuando los EE.UU. sean la fuerza dominante en el país sudamericano.
Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén
La empresa paraguaya Kaizen Energy S.A.E.C.A., especializada en soluciones de energía renovables, inició su proceso de expansión internacional con una inversión estratégica en la Argentina, donde avanza en la ampliación del Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén.
El proyecto se formalizó mediante la firma de un acta de compromiso con la Municipalidad de Cutral Co, que habilita el desarrollo de una iniciativa privada para ampliar la capacidad instalada del parque solar hasta 30 megavatios, que se sumaría a la infraestructura energética existente en la ciudad.
Se trata de una etapa inicial, pero estratégica, que habilita el avance administrativo y técnico del proyecto, el cual ya cuenta con autorizaciones otorgadas por CAMMESA y por el Estado Nacional. Esta operación representa el primer proyecto internacional de Kaizen Energy, marcando un hito en su crecimiento regional.
Parque solar
La ciudad de Cutral Co ya cuenta con un parque solar operativo de 3,1 MW, habilitado para comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. La ampliación permitirá escalar el proyecto, fortalecer la infraestructura energética local y generar nuevas oportunidades económicas.
Durante la firma del acta estuvieron presentes: el Intendente de la Municipalidad de Cutral Co, Ramón Rioseco; el Jefe de Gabinete y Gobierno de dicha ciudad, Walter Mardones; y Claudio Escobar, Ceo de Kaizen Energy Saeca.
La inversión
La inversión responde a una estrategia de internacionalización, orientada a llevar capital, tecnología y know-how paraguayo a mercados con alto potencial energético. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, aseguró Escobar.
“La elección de Neuquén se vincula a su rol estratégico dentro del mapa energético argentino, así como a las condiciones técnicas y regulatorias favorables para proyectos de energías renovables. Con esta iniciativa, Kaizen Energy refuerza su posicionamiento como actor regional en el sector energético, contribuyendo a la transición hacia energías limpias y fortaleciendo la presencia de empresas paraguayas en proyectos internacionales de gran escala”, destacaron desde la empresa.
El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17 por ciento.
Exportaciones del sector químico y petroquímico
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1 por ciento.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
Importaciones
Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
Ventas
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 noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo, el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
La primera medición de emisión de metano de Santa Cruz se realizó en la planta de gas El Cóndor.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, mediante la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, supervisó el inicio de un cronograma de medición de emisiones de metano en la planta de gas El Cóndor. Esta iniciativa, ejecutada por la operadora Ven Oil S.A. en conjunto con la firma especializada Make Energy Sustainable (MES), representa un avance en la fiscalización de activos hidrocarburíferos en la región.
El procedimiento técnico consistió en dos jornadas de relevamiento que integran tecnologías de detección directa e indirecta. Este despliegue buscó establecer una línea base sobre la liberación de gases de efecto invernadero en la atmósfera, un requerimiento cada vez más exigente en los mercados energéticos globales.
La metodología implementada se dividió en dos instancias complementarias. En la primera, los técnicos realizaron mediciones a nivel de componentes individuales utilizando cámaras ópticas de última generación. Estas herramientas permiten la identificación visual de emisiones fugitivas y venteos en válvulas, bridas y conexiones específicas dentro de la arquitectura de la planta.
Como complemento, se incorporó el uso de tecnología aérea mediante drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS). Este sistema permitió cuantificar las emisiones totales de la instalación, ofreciendo una perspectiva macroscópica que los métodos terrestres convencionales no logran capturar por sí solos.
Tecnología para medición del metano
La innovación de este sistema aéreo radica en la capacidad de generar estructuras virtuales denominadas “paredes” y “techos” alrededor de la planta. A través de este cerramiento digital, los sensores calcularon con exactitud el diferencial de metano que ingresa y egresa del perímetro del establecimiento, proporcionando un dato volumétrico integral de la operación.
Se utilizaron drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS)
Uno de los pilares del operativo fue la validación cruzada de datos. Los especialistas trabajaron para verificar que la sumatoria de las emisiones detectadas punto por punto en tierra guardara correlación directa con la magnitud registrada por el drone. Esta triangulación de resultados fortaleció la confiabilidad de los controles y minimizó los márgenes de error en la cuantificación.
Este evento marcó la primera operación de estas características realizada en territorio santacruceño. La relevancia de la actividad reside en su alineación con los estándares internacionales de mitigación de impacto ambiental, posicionando a la provincia en un lugar de cumplimiento respecto a protocolos de reducción de gases de efecto invernadero en la industria extractiva.
Finalmente, el proyecto persigue tres metas estructurales para el sector, orientadas a disminuir el impacto ambiental, incrementar los niveles de seguridad en los procesos operativos y potenciar la eficiencia productiva. Al reducir la pérdida de gas, la industria no solo protege el entorno, sino que optimiza el recurso económico, consolidando una gestión hidrocarburífera más sustentable en la provincia.
Montos de las sanciones aplicadas por el ENRE a Edenor y Edesur en el semestre va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
El último apagón masivo del miércoles 31 de diciembre, donde quedaron sin suministro 1.083.000 usuarios del área de concesión de Edesur, dejó expuesta la fragilidad en la que opera el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume cerca del 50% de la energía del país.
Para medir la calidad del servicio técnico que prestan las distribuidoras Edenor y Edesur, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza indicadores internacionales que miden la frecuencia (SAIFI, por sus siglas en inglés) y la duración (SAIDI) de los cortes de electricidad y están bajo parámetros fijados por la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 y que fueron revalidados por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de este año.
Frecuencia y duración de los cortes
Según la medición del semestre 57 de la concesión de las distribuidoras, que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025, la distribuidora Edenor tuvo una frecuencia (SAIFI) media de interrupción por usuario de 1,39 cortes en el semestre, una cifra inferior al parámetro de 2,64 que establece el ENRE, excluyendo los casos de cortes fortuitos o de fuerza mayor. En tanto, la cantidad media de cortes por usuario en Edesur fue de 4,12 interrupciones para el mismo semestre, un registro superior al parámetro de 2,07 que fijó el ente regulador para el mismo período.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edenor.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edenor.
La duración (SAIDI) total de los cortes de electricidad registrados en el semestre —un indicador que depende en gran medida de la capacidad de gestión operativa de las empresas distribuidoras— promedió en el caso de Edenor las 3,58 horas, un valor inferior a las 5,04 horas consideradas por el ENRE. En cambio, Edesur registró una media 7,37 horas de cortes por usuario en el semestre, un registro que está por encima del objetivo considerado de 3,81 horas fijado por el ente regulador.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edesur.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edesur.
Las sanciones que aplicó el ENRE a Edenor por la cantidad de interrupciones fueron por un monto de $ 950.055.215, que significó una bonificación de $ 6.116 en promedio a 155.345 usuarios. En cambio, Edesur tuvo que bonificar a 663.042 usuarios por $ 20.467.248.294 ($ 30.868 por usuarios).
Partidos y comunas
El ENRE destaca que Edenor cumplió el indicador SAIFI de frecuencia de cortes en todos los partidos bonaerenses y comunas porteñas que integran su área de concesión. En cambio, incumplió el indicador SAIDI de duración en los partidos de Escobar, San Fernando y Tigre.
La distribuidora Edesur, que pertenece al grupo italiano Enel, incumplió los indicadores de frecuencia y duraciónen todos los partidos y comunas de su área de concesión.
Calidad técnica
El ente regulador también registra la calidad del producto técnico, que implica medir los inconvenientes que tuvieron ambas empresas en el nivel de tensión y perturbaciones en la red eléctrica. Edenor tuvo un 7,2% de las mediciones de electricidad penalizadas, mientras que en Edesur fueron de 12,4% en el semestre que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
En este apartado, el ENRE estableció sanciones por la calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, reclamos de usuarios por tensión y perturbaciones. Edenor recibió una sanción de $ 52.294.727 en el semestre analizado. Mientras que en Edesur el monto de las multas fueron por $ 584.858.489.
Calidad comercial
El ente regulador también fija parámetros comerciales para las distribuidoras, que incluyen las conexiones, errores en la facturación, reclamos por falta de pago, suspensiones indebidas, entre otros aspectos.
En el último semestre analizado por el ENRE, Edenor recibió sanciones por $ 325.980.763 y Edesur por un monto de $ 3.012.813.708 en el mismo período.
Media Tensión
El ENRE analiza “la calidad del servicio aguas abajo del subsistema en Media Tensión” y en particular los alimentadores de Media Tensión (MT). En ente regulador informó que en Edenor “los mayores niveles de sanción por partido y comuna fueron registrados en Escobar, La Matanza, San Fernando y Moreno”.
En Edesur los niveles de media tensión más críticos se dieron en “la Comuna 7 (Flores y Parque Chacabuco) y en los partidos bonaerenses de Lomas de Zamora, San Vicente y Almirante Brown”. Por este punto, Edenor recibió una sanción de $ 4.228.281.117 y Edesur una de $ 33.689.183.913.
Sanciones
Este año el ENRE también modificó los parámetros para exigir una mayor calidad del servicio a las distribuidoras. Según el informe, ambas distribuidoras tuvieron sanciones por el acumulado de todos los parámetros de medición sobre la calidad del servicio por un total de $ 63.310.716.229.
Las multas de Edenorrepresentaron un 8,7% ($ 5.556.611.823), mientras que las de Edesur explicaron el 91,3% ($ 57.754.104.406) que aplicó el ente regulador.
Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según el último informe de calidad de servicio del ENRE.
Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tienen los mismos cuadros tarifarios y exigencias similares en materia de calidad en el servicio establecidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Sin embargo, Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según datos oficiales del ente regulador.
Además del nivel de inversión de los últimos años, donde hubo gobiernos con distintas políticas sobre subsidios y tarifas, existen otros aspectos que marcan una diferencia en el servicio de ambas distribuidoras como son las subestaciones nuevas, las exigencias en las instalaciones a la nueva demanda, la reparación del cableado y cámaras transformadoras y hasta el rol del management y la capacidad operativa para gestionar la red eléctrica.
Inversiones
Según lo que presentó cada distribuidora en la audiencia pública para la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada el 27 de febrero del año pasado, Edesur invirtió $ 859.000 millones entre 2017 y 2024.
Mientras que Edenor informó en la misma audiencia pública que mantiene un nivel de inversión de US$ 205 millones en promedio por año en el período que va de 2013 a 2025.
Subestaciones
Las subestaciones son clave en la operación y confiabilidad de las redes de distribución. Edenor (3,3 millones de usuarios) cuenta con 85 subestaciones para un área de cobertura de 4.637 km2 y con 41.896 km de redes de alta (AT), media (MT) y baja tensión. En los últimos 9 años Edenor construyó 13 nuevas subestaciones AT/MT. También concretó ampliaciones en otras 15 subestaciones AT/MT y cuatro en AT/AT.
Por su parte, Edesur (2,7 millones de usuarios) cuenta con 72 subestaciones para un área de cobertura de 3.300 km2 y una red de 29.082 km, según información que dio la empresa en la audiencia pública de RQT. La distribuidora del grupo italiano Enel inauguró en 2023 la subestación Elisa Bachofen en la localidad de San Vicente.
Edesur tiene peores registros que Edenor en frecuencia y duración de los cortes de electricidad, que están medidos por los indicadores internacionales SAIDI (Índice de Duración Promedio de Interrupciones del Sistema) y SAIFI (Índice de Frecuencia Media de Interrupciones del Sistema), clave para determinar la confiabilidad del sistema. En el último informe del ENRE, Edenor logró los mejores indicadores desde que inició su operación en 1992.
Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras a los edificios nuevos para conectarlos a las red.
Cámaras transformadoras para la nueva demanda
Otra diferencia entre distribuidoras es sobre cómo gestionan el crecimiento de la demanda. Según un relevamiento que hizo EconoJournal de distintas fuentes del sector, para conectar a la red a los edificios nuevos Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras.
“Esta medida genera resistencia en los desarrolladores inmobiliarios porque el espacio que ocupa una cámara transformadora es similar a una o dos cocheras, dependiendo el tamaño del edificio, pero es la forma que tenemos para que el sistema opere en mejores condiciones”, explicaron a este medio desde la distribuidora.
El inciso G del Artículo 1 del Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica validada por la RQT 2025-2030 -aprobada el año pasado por el ENRE- no establece como obligatoria la instalación de cámaras transformadoras en nuevas demandas superiores a 60 kVA (kilovatios amperios) y lo deja “a requerimiento de la distribuidora”. Es decir, la normativa faculta a cada distribuidora a exigir cámaras transformadoras.
Otra fuente con conocimiento del sector eléctrico explicó EconoJournal que “la falta de cámaras transformadoras en edificios nuevos es una de las principales razones que explican los cortes de electricidad sistemáticos en barrios con mayor crecimiento inmobiliario como, por ejemplo, Caballito, Almagro, Villa Crespo y Boedo, que están en el área de Edesur”. Lo mismo ocurre en municipios como Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Avellaneda, Florencio Varela y Ezeiza, entre otros, también en el área de la misma distribuidora.
Management
El grupo Enel, que depende del Ministerio de Economía y Finanzas de Italia, adquirió en 2009 la mayoría accionaria de Edesur. Sin embargo, desde hace algunos años la distribuidora de la zona sur del AMBA dejó de tener valor estratégico para el grupo. En 2022, Enel anunció que se iba a desprender de sus activos en la Argentina en un plan de desinversión que incluía a otros países. A partir de un pedido directo del presidente argentino Javier Milei a la primera ministra italiana Giorgia Meloni, en 2024 Enel definió no salir del país.
De todos modos, el grupo italiano no pudo conformar un management acorde a lo que requiere la operación de la distribuidora (Edesur abastece al 16% de la demanda del país). El 1° de enero Valter Moro dejó la gerencia general de Edesur por motivos personales, según explicó la empresa. En reemplazo asumió Luis Guillermo Prada Suárez, que trabajaba para Enel en Colombia.
El grupo italiano le dio más valor estratégico a otros activos en otros países que a Edesur. Esto le quitó agilidad en la toma de decisiones y operatividad en la Argentina. Fuentes del sector afirmaron a EconoJournal que hasta las actualizaciones de los salarios bajo convenio de Edesur son aprobadas en las oficinas que Enel tiene en Roma.
Imagen de El Perdido, que abarca un área de 6.878 hectáreas en el oeste de Mendoza, cerca del límite con Chile.
La minera canadiense Kobrea Exploration comenzó la fase 1 de la primera etapa de exploración del proyecto de cobre El Perdido, ubicado en el distrito de Malargue en la provincia de Mendoza. La empresa informó que completó el traslado al lugar de los equipos de exploración y empezará en los próximos días los trabajos de campo. En esta etapa la minera planea invertir alrededor de US$ 20 millones.
La Legislatura de Mendoza aprobó en diciembre el estudio de impacto ambiental del proyecto de cobre PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría en la provincia, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales. PSJ fue el primero en obtener el permiso ambiental en Mendoza después de más de dos décadas.
El escenario del cobre a nivel mundial es de precios al alza y expectativas de aumento de la demanda en los próximos años. El cobre volvió a aumentar en lo que va de enero trepando a una cotización de alrededor de US$ 13.000 por tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME). En 2025 la suba del precio del cobre a nivel internacional fue de casi 45% interanual.
El Distrito Minero de Malargüe tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura.
Los proyectos de Kobrea, la minera canadiense
Kobrea es una minera junior y cuenta con 14 propiedades mineras que cubren un área de 73.334 hectáreas en Mendoza. Están incluidas en siete proyectos dentro del Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), la iniciativa oficial para motorizar inversiones mineras en el oeste provincial.
Además de El Perdido, los otros proyectos de Kobrea que podrían contener depósitos de pórfidos de cobre de Malargüe Occidental son: Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino. Estas iniciativas obtuvieron la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En paralelo, la minera planea iniciar la exploración en los últimos tres, que suman un total de 17.000 hectáreas.
El Perdido tiene 6.878 hectáreas y es el que está más avanzado de este grupo de proyectos. El primer programa de perforación diamantina que inicia la próxima semana “evaluará el centro del sistema de esta propiedad, donde se encuentra la mayor densidad de vetas de stockwork (un tipo de depósito mineral) de cuarzo asociadas a un conjunto de alteración potásica, y que ha sido intruido por una serie de brechas hidrotermales interminerales”, destacó Kobrea.
Los proyectos de Kobrea en Mendoza son El Perdido, Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino.
Los proyectos del distrito minero de Malargüe en Mendoza se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre la Argentina y Chile. Las propiedades de Kobrea incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, según estiman en la compañía.
La empresa, que también cuenta con un proyecto de cobre en Columbia Británica en Canadá, tenía previsto iniciar los trabajos de exploración diamantina en diciembre, pero sufrió una demora por problemas logísticos en el último tramo de la construcción de un camino de 14 kilómetros.
Donald Trump convocó a líderes de la industria petrolera a la Casa Blanca para abordar una agenda de inversiones en Venezuela.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, recibió este viernes en la Casa Blanca a líderes de la industria petrolera norteamericana e internacional para comprometerlos a evaluar y avanzar con inversiones en Venezuela. Los ejecutivos de las principales petroleras del mundo se mostraron entusiasmados por la oportunidad generada a partir de la salida de Nicolás Maduro del poder, aunque pidieron por cambios profundos en Venezuela antes de invertir.
En la previa al encuentro, Trump había declarado que las petroleras se comprometieron a invertir US$ 100.000 millones en Venezuela. Sin embargo, ya en la reunión, el líder de ExxonMobil, Darren Woods, puso paños fríos a esa expectativa al subrayar que «hoy en día es inviable» invertir en Venezuela. Por el contrario, el líder de Chevron, Mike Wirth, dijo que ya evalúan incrementar su producción.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, el Secretario de Energía, Chris Wright y el Secretario de Interior, Doug Burgum, asistieron a la reunión junto con representantes de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
«Si no quieren entrar, solo avísenme, porque tengo 25 personas que no están aquí hoy y que están dispuestas a reemplazarlos», presionó Trump a los ejecutivos presentes en la reunión que fue abierta a la prensa. El presidente también afirmó que EE.UU. y Venezuela están «colaborando eficazmente» para reconstruir la infraestructura petrolera y gasífera del país.
La industria petrolera pide cambios profundos en Venezuela
Las petroleras exigieron a Trump una serie de medidas antes de reinvertir en Venezuela.
Los ejecutivos de las principales petroleras se comprometieron en líneas generales a evaluar las oportunidades existentes en Venezuela, aunque primó el interés por ver cambios significativos que garanticen el repago de eventuales inversiones.
El líder de ExxonMobil, una de las petroleras norteamericanas que dejó de operar en Venezuela y que tiene una sentencia a su favor en tribunales internacionales por la «nacionalización» de activos petroleros bajo el chavismo, fue el primero en manifestar las inquietudes de sus pares.
«Si observamos las estructuras y marcos legales y comerciales vigentes en Venezuela, hoy en día es inviable. Por lo tanto, es necesario realizar cambios significativos en esos marcos comerciales, en el sistema legal. Debe haber protecciones duraderas para la inversión y debe haber cambios en las leyes de hidrocarburos del país«, sentenció Woods.
Por su parte, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, otra petrolera norteamericana que también abandonó el país y tiene una sentencia favorable, también pidió por una reforma sectorial. «Debemos considerar la reestructuración de todo el sistema energético venezolano, incluyendo PDVSA. Si podemos hacerlo y pensar con audacia, existe la oportunidad de actuar con rapidez y restaurar la calidad de lo que sucedió en Venezuela o lo que se perdió en los últimos veinticinco años», dijo Lance.
Con respecto a las sentencias por algo más de US$ 10.000 millones contra Venezuela por la nacionalización de activos de estas empresas, Trump sugirió en un intercambio con el líder de ConocoPhillips que el gobierno no intercederá por esas deudas y que deberán anotarlas a pérdida. «Bueno, buen write off«, le respondió a Lance.
Los planes de Chevron en Venezuela
Chevron opera en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA.
Chevron es la única petrolera de las major de EE.UU. que continúa operando en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA, con una producción y exportación que en general promedió unos 200.000 barriles por día durante 2025. Wirth le anunció a Trump que tienen planes para incrementar la producción en un 50% en un plazo máximo de 24 meses.
«Podemos aumentar nuestra producción, dentro de nuestros propios planes de inversión disciplinados, en aproximadamente un 50% tan solo en los próximos dieciocho a veinticuatro meses, y eso es simplemente aprovechando lo que ya tenemos sobre el terreno», dijo el CEO de Chevron.
Por otro lado, Woods se comprometió a desplegar personal técnico de ExxonMobil en Venezuela prontamente si alcanzan un acuerdo con la administración Trump. «Comenzamos desde el principio a reunir al equipo técnico para que, si fuera necesario, pudiéramos empezar a trabajar casi de inmediato. Podremos empezar la evaluación en las próximas dos semanas«, dijo el CEO de la empresa.
Ali Moshiri, ex ejecutivo de Chevron, analizó la transición política en Venezuela y el potencial de recuperación de su industria petrolera.
No es exagerado decir que Ali Moshiri es el principal factótum que explica la continuidad ininterrumpidade Chevron durante las últimas dos décadas en Venezuela pese a la agudización del régimen chavista. Nacido en Irán, con ciudadanía estadounidense y hoy devenido en empresario petrolero, Moshiri condujo durante años la estratégica presidencia de Exploración y Producción para África y América de la major norteamericana.
Petrolero de la vieja escuela, no dudó en embarcar a Chevron en proyectos en entornos políticos y económicos complejos. Fue, de hecho, quien convenció al board de la compañía texana en invertir en Vaca Muerta en 2013, con cepo cambiario y apenas un año después de que la administración de Cristina Kirchner reestatizara YPF. «Para un verdadero petrolero, el único riesgo está en el subsuelo. No arriba de la superficie«, afirma en diálogo con Silvia Naishtat, editora de Clarín, y con EconoJournal en una entrevista telefónica realizada durante la tarde del miércoles.
Moshiri respaldó la asunción de Delcy Rodríguez, número dos de Nicolás Maduro, como presidenta interina de Venezuela y apoyó la estrategia del presidente de EE.UU., Donald Trump. «Desde el último sábado hay una nueva Venezuela. El desafío es quién va a encabezar el nuevo gobierno. En mi opinión, nos guste o no, debería ser alguien del sistema político actual (NdR: es decir del chavismo) para poder garantizar un balance (de fuerzas) y evitar un vacío de poder».
El ex ejecutivo de Chevron, que tiene previsto viajar en los próximo días a Caracas, está en pleno proceso de lanzamiento de un fondo de inversión para invertir alrededor de US$ 2000 millones en Venezuela para aumentar la producción de crudo. En esa clave, confirmó que mantiene conversaciones con funcionarios de la administración estadounidense. A punto tal que adelantó que la mitad de su inversión prevista —unos US$ 1000 millones— podrían ser financiados con fondos del gobierno de EE.UU.
El regreso de Moshiri a la Argentina
Al mismo tiempo, Moshiri adelantó que asoció con Doris Capuro, titular de Luft Energía, para reactivar campos maduros que la petrolera bajo control estatal operaba en Santa Cruz. La apuesta, en ese sentido, es reactivar tres áreas en la cuenca del Golfo San Jorge: maduras, suboptimizadas y relegadas en la carrera por el shale de Vaca Muerta.
Hace más de una década, Moshiri lideró el histórico ingreso de Chevron a Vaca Muerta, impulsando la primera gran inversión en Loma Campana, en asociación con YPF. Ahora, Moshiri y Capurro, en ese entonces vicepresidenta de la petrolera bajo control estatal, se asocian para destrabar valor en los campos maduros de petróleo de la Argentina. Su estrategia es clara: mejorar la eficiencia de campos maduros, los factores de recuperación e incrementar la producción.
–Usted fue uno de los protagonistas del desembarco de Chevron en Vaca Muerta. ¿Qué lo sigue atrayendo hoy de la Argentina como destino de inversión?
Ali Moshiri: Todo comenzó cuando ingresamos a Vaca Muerta con Miguel (Galuccio) y Doris (Capurro) en 2013. Eso cambió a la industria petrolera en la Argentina realmente. Y no fue sólo mérito mío: fue colaboración, fue confianza, fue trabajar todos juntos. Yo tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina. Pensaban que yo estaba “loco”, pero me alegra que lo hayamos hecho.
Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. El abril pasado nos encontramos con Doris después de años de relación. Ella tiene un fondo de inversión y nos propuso invertir en tres campos convencionales de YPF en Santa Cruz. Hoy somos socios en esos tres campos. Así que, aunque dejé Chevron con Vaca Muerta, estoy volviendo con el convencional. Y creo que, con suerte, también podemos hacer crecer ese negocio.
Su país es absolutamente increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: ya que tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica que quiere empujar al país más hacia el capitalismo. Ojalá funcione. Espero que sí. Creo que el presidente Macri lo intentó, pero no tuvo éxito. Tal vez esta vez sí lo sea.
Moshiri asegutó que Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses
–¿Cómo describe la situación actual en Venezuela? ¿Cuáles cree que son los principales desafíos?
AM: Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. El primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante, y que sea alguien del sistema actual —te guste o no—, esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo.
Eso fue lo que dije en CNBC: si traés a alguien completamente nuevo se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
–¿Usted se encuentra ahora en Venezuela?
AM: Voy a Caracas muy seguido. Planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
–¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
AM: Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento. Y no creo que la administración de Trump reconozca lo que te mencioné: que se necesita alguien del sistema actual.
–¿Por cuánto tiempo?
AM: Solo para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”.
Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático.
Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben en América Latina la prioridad número uno es la economía. Nosotros, los latinoamericanos, no somos ideológicos ni particularmente religiosos: dependemos de la economía. En Medio Oriente es la religión; para nosotros es la economía. Y eso es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia.
–¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
AM: Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedábamos. Hicimos lo mismo en Angola.
La ideología es algo que decide la gente. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se queda. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
–¿La industria petrolera venezolana está preparada para aumentar rápidamente su producción de crudo?
AM: Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.
Uno y medio es fácil. Es parecido a Vaca Muerta: al principio la infraestructura alcanzaba; ahora hablan de nuevos gasoductos y almacenamiento. Es un proceso normal.
–¿Está pensando en invertir para llegar a ese plateau de 1,5 millones?
AM: Sí. Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
–¿Ha conversado sobre este punto con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
AM: Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Después del sábado todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar.
Nuestro objetivo es que, de esos 2.000 millones, 1.000 vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años, con un PPM (Project Portfolio Management – Gestión de Portafolio de Proyectos) detallando todas las oportunidades.
–¿Qué puede pasar con el precio internacional del petróleo?
AM: El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras (major) no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela, especialmente las que estuvieron y se fueron. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos de operación. Creo que se viene un tiempo de precios bajos y no de precios altos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja.
Por eso, creo que la inversión petrolera que vendrá en Venezuela estará ligada a compañías independientes del mercado privado. Existirán un montón de conversaciones, va a haber un montón de oportunidades, pero al final del día la inversión provendrá de compañías independientes, no de las grandes majors.
«El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Y esa es la razón por la que creo que las grandes petroleras no van a venir corriendo a invertir dinero en Venezuela», planteó el ex ejecutivo de Chevron.
–¿Cuán preocupado está por la sobreoferta de crudo a nivel global?
AM: No hay duda de que existe una sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Con lo cual la pregunta es: ¿tiene sentido traer nueva producción al mercado justo en este momento? Sobre ese punto, una de las cosas buenas del petróleo venezolano es que es de tipo pesado, muy necesario para las refinerías (de EE.UU.). El petróleo del Permian es liviano y sobra a nivel mundial.
Nuestros proyectos en Venezuela asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
–¿Con 60 dólares se cubren los costos operativos en Venezuela?
AM: Sí, pero tienes que ser selectivo para elegir los activos (campos). En algunos yacimientos de Venezuela no se justifica la inversión con 60 dólares por barril. Pero para llegar a 1,5 millones de producción se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares. Para llegar a 2,5 millones de barriles de producción se necesitan, en cambio, proyectos con break even de 65 o 70. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
Moshiri: «Para llegar a 1,5 millones de producción en Venezuela se puede desarrollar yacimientos cuyo break even se ubica en los 45 dólares»
–¿Y cuál el break even de Vaca Muerta?
AM: Depende del operador. Por ejemplo, Vista puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta puede operar cómodamente a 45 dólares.
–¿Cómo podría impactar la reactivación de Venezuela sobre Vaca Muerta? ¿Y en Medio Oriente?
AM: Una eventual reactivación de Venezuela no afecta en nada a Vaca Muerta. Venezuela, que hoy produce 960.000 barriles diarios de crudo, puede sumar 500.000 barriles más, que irán mayormente a EE.UU. Eso no impacta en Vaca Muerta.
Para pasar de 1,5 a 2,5 o 3 millones hace falta invertir muchísimo dinero, unos 60.000 millones de dólares de inversión, y precios altos del crudo. Hay que reconstruir tanques, ductos, todo. Eso lleva tiempo y capital. Por eso, mis conversaciones con el gobierno de EE.UU. son para alcanzar una producción de 1,5 millones de bbl/d. Aumentar de ahí en más la producción es una historia diferente.
–¿Cómo ve hoy a Chevron en la Argentina?
AM: Creo que quedarse en la Argentina fue una decisión excelente para Chevron. La sociedad con YPF fue muy buena y permitió revalorizar activos como El Trapial, que tiene un enorme potencial no convencional. El contexto político actual va a atraer más empresas. Incluso se habla de proyectos de LNG, algo impensado antes. Con recursos, el dinero llega.
La primera fase de las obras de ampliación de la planta de Mega en Bahjía Blanca estará finalizada en marzo próximo
El directorio de la Compañía Mega aprobó la segunda etapa de ampliación de sus instalaciones en el polo petroquímico de Bahía Blanca. Esta decisión permitirá dar continuidad a la primera fase de obras actualmente en marcha que, se prevé, estarán finalizadas en marzo para incrementar la producción de etano, propano, butano y gasolina natural.
La conducción de la firma también facultó a la gerencia para suscribir un contrato estratégico de suministro de materia prima con YPF. Este acuerdo garantiza el flujo necesario para alimentar las nuevas unidades y el incremento de capacidad, además de autorizar la celebración de contratos de obra y la gestión de permisos técnicos y ambientales para la puesta en marcha de la nueva infraestructura.
El proyecto de expansión de Mega se articula en una sucesión de fases críticas que buscan transformar la capacidad operativa del complejo. La primera de ellas en ejecución contempla la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF), lo que actualmente se encuentra en etapa final de obra con un presupuesto total de US$250 millones.
YPF tiene un 38% del paquete accionario de la Compañía Mega, compartiendo la propiedad con Petrobras (34%) y Dow (28%), siendo la principal accionista individual en esta empresa que es la mayor procesadora de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina.
Mega escala su producción por etapas
La producción anual de Mega promedió en el reciente 2025 las 4800 toneladas día (tns/d) de producto, y se estima que el total del proyecto de expansión permitirá incrementar esa capacidad en un 50%, es decir, unas 2.300 tns adicionales para llevar en los próximos años a 7.200 tns/d.
Tomás Córdoba, CEO de Mega, en el último Energy Day de EconoJournal.
Así, este primer módulo que entrará en operaciones en marzo próximo, aportará inicialmente 850 tns/d. Una vez integrada al sistema, la segunda fase permitirá adicionar otras 1.000 tns/d, consolidando un salto estructural en la oferta de productos de la compañía.
La Fase II aprobada atraviesa en la actualidad la ingeniería de detalle en construcción, montajes y adecuaciones técnicas, y a partir de ello se podrán definir montos de inversión, fecha de inicio del plazo de obra que se estima en 24 meses, entre otros aspectos.
Mega procesa en la actualidad cerca del 40% del gas proveniente de la Cuenca Neuquina, y la obra de ampliación, como otros proyectos en marcha, se entiende clave ante el incremento de producción de gas y petróleo que se anticipa para los próximos años en Vaca Muerta.
La meta de la industria es potenciar la infraestructura de transporte y procesamiento para sostener ese crecimiento exponencial del shale con los mega proyectos de exportación en marcha, y dar viabilidad comercial a los subproductos derivados de demanda internacional.
Todo ese proceso representa un valor agregado que multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas, según el producto derivado y el valor internacional, lo que significará ingresos que de acuerdo a distintas fuentes pueden rondar entre US$3.500 a US$5.000 millones al año.
Mega en Bahía Blanca y un incremento exportador millonario
En la actualidad, la planta de Mega en Bahía Blanca recibe las 4.800 tns/d de líquidos que son acondicionados en la planta separadora de Loma La Lata, la cual también es motivo de adecuaciones y transportados a través de un poliducto de 600 kilómetros.
La etapa de ampliación en desarrollo, y las dos que seguirán permitirán duplicar la producción hasta las 7.200 tns/día.
Con la nueva configuración, la empresa no solo optimiza sus procesos y su capacidad de exportación, sino que también aumenta la capacidad del ecosistema en torno al crecimiento de Vaca Muerta, en conjunto con otros proyectos de NGLs en marcha que tiene otras compañías.
Precisamente, un dato del proyecto es el destino de la nueva producción. Debido a que el mercado interno de gas licuado de petróleo (GLP) se encuentra abastecido, la totalidad del incremento productivo se derivará a los mercados externos. En el corto plazo, se espera que la nueva capacidad genere exportaciones adicionales por US$100 millones anuales.
Una vez completado el tren de fraccionamiento, la cifra ascendería a US$150 millones anuales adicionales, tomando como referencia los precios actuales de mercado. Se estima que el potencial total de Mega con poco más de 7.000 toneladas diarias extras podría llevar la generación de divisas a una cifra cercana a los US$ 1.000 millones por año.
Neuquén apunta a mejorar la competitividad de Vaca Muerta frente al nuevo escenario mundial.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad que nuevas inversiones que incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional. Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística. Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
La mirada provincial sobre Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela.
Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
EE.UU. anunció que se hará cargo de la exportación de petróleo en Venezuela por tiempo indefinido.
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta. Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
“Con estas mejoras se puede reducir los tiempos de demora del transporte, lo que impacta en que las empresas utilicen menos camiones, en menos horas hombre y otros gastos que eso apareja. El objetivo es mejorar la logística para que las empresas no demoren tanto en ir de un punto a otro”, agregó.
Por último, afirmó que la Provincia seguirá trabajando en fortalecer el comercio de gas hacia Brasil y señaló que estas mejoras también permitirían a la Cuenca Neuquina ser más competitiva frente a otros jugadoras. «La batalla hay que darla en el precio», consideró.
Los presidentes de Rusia y EE.UU. en la cumbre de Alaska en 2025.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, dio luz verde a un proyecto de ley que buscará sancionar con aranceles a los países que importen petróleo de Rusia. El objetivo declarado es forzar a Brasil, India y China a cesar sus compras de energía a Rusia.
El avance del proyecto, que cuenta con un fuerte respaldo bipartidista, se produce tras tomar el control de las exportaciones de crudo desde Venezuela y en medio de tensiones diplomáticas entre EE.UU. y Rusia por la intercepción de un tanquero sancionado que portaba bandera rusa.
El senador del Partido Republicano , Lindsey Graham, anunció este miércoles que Trump autorizó la votación en el Senado de un proyecto de ley que busca aplicar una suerte de embargo global a las exportaciones de energía de Rusia.
«Este proyecto de ley permitirá al presidente Trump castigar a los países que compran petróleo ruso barato para alimentar la maquinaria de guerra de Putin», publicó Graham en su cuenta de X. «Este proyecto de ley le daría al presidente Trump una enorme influencia sobre países como China, India y Brasil para incentivarlos a dejar de comprar el petróleo ruso», agregó.
El proyecto ya tiene el respaldo comprometido de 82 senadores y se espera que una legislación similar ingrese en la Cámara de Representantes. «Espero una fuerte votación bipartidista, ojalá la próxima semana», auguró el senador.
Qué sanciones impondrá EE.UU. a países que importen energía de Rusia
El texto autoriza al presidente a aplicar aranceles de hasta 500% a los países que importen energía de Rusia. De esa manera, Trump tendría una herramienta para forzar a los grandes importadores de petróleo ruso como India, China y Brasil a cesar o al menos reducir significativamente sus compras.
Graham suavizó el potencial alcance de la medida sobre la Unión Europea al aclarar que habría una excepción para los países que importan energía rusa pero que estan financiando o colaborando con el esfuerzo de guerra de Ucrania frente a Rusia. Los gobiernos europeos en diciembre acordaron dejar de importar gas natural de Rusia a través de gasoductos o como GNL para el 2027.
En Latinoamérica, Brasil incrementó significativamente sus compras de gasoil a Rusia tras el comienzo de la guerra en Ucrania. No obstante, esas importaciones se contrajeron en el último año y medio por el temor a potenciales sanciones.
PDVSA confirmó que ya negocia exportaciones de crudo con EE.UU.
PDVSA aseguró que mantuvo reuniones con el gobierno de Donald Trump.
La administración Trump anunció que tomarán el control comercial de las exportaciones de petróleo desde Venezuela. La petrolera estatal venezolana PDVSA confirmó que entabló una negociación sobre «ventas de volúmenes de petróleo» con los EE.UU.
“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes», informó la petrolera en un comunicado difundido en sus redes sociales.
Intercepción de un petrolero con bandera rusa
EE.UU. interceptó un buque petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico.
Las fuerzas armadas de los EE.UU. abordaron y capturaron un petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico el miércoles luego de una persecución que duró semanas en alta mar.
El buque petrolero, originalmente llamado Bella 1, fue sancionado por EE.UU. en 2024 por operar dentro de la flota en la sombra que transporta petróleo ilícito de Irán.
El mes pasado, la Guardia Costera estadounidense intentó incautar el buque mientras se dirigía a Venezuela para recoger petróleo, operando entonces bajo bandera de Guyana. Sin embargo, la tripulación se negó a ser abordada y huyó hacia el Atlántico, siendo interceptada cerca de Islandia.
Rusia condenó la incautación del Bella 1. El Ministerio de Transporte argumentó que “ningún Estado tiene derecho a usar la fuerza contra buques que estén debidamente registrados en las jurisdicciones de otras naciones” según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, un tratado que EE.UU. no ha firmado.
Un informe del World Economic Forum (WEF) y Accenture señala que en los últimos diez años la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2 por ciento.
Un nuevo estudio del World Economic Forum (WEF) y Accenture, “Energy Transition Readiness: Latin America and the Caribbean”, establece que América Latina y el Caribe posee algunas de las condiciones y el potencial más favorable del mundo para liderar la energía limpia y avanzar en la transición energética. Sin embargo, la región enfrenta importantes desafíos en cuanto a inversiones, sobre todo en infraestructura.
De acuerdo con el informe, en los últimos diez años, la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2%. Nicolás Ruiz Moreno, senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, destaca que “los desafíos estructurales —desde cuellos de botella en infraestructura hasta políticas fragmentadas, innovación limitada y financiamiento insuficiente— evidencian las áreas críticas donde la reforma y la inversión focalizada pueden liberar todo el potencial de la región.”
Transición energética
América Latina es la segunda región del mundo más avanzada en energías renovables y lidera a nivel mundial en hidroenergía.
El reporte del WEF y Accenture sostiene que América Latina y El Caribe representa el 7% de la población mundial, el 5% del suministro total de energía del mundo, una parte significativa del crecimiento futuro de la demanda energética y un incremento constante en las inversiones en energía limpia (proyectadas en 70.000 millones de dólares para 2025, un aumento del 25% desde 2015). Sin embargo, la región atrajo solo el 5% de la inversión privada global en energía limpia en 2024 y apenas el 4% del capital mundial destinado a la transición energética, limitado por altas tasas de interés y escaso acceso a financiamiento. De acuerdo con el análisis, para cumplir los objetivos energéticos y climáticos, la inversión anual total en energía limpia debe aumentar hasta los 150.000 millones de dólares en 2030 y seguir incrementándose de forma sostenida hasta 2050.
El ejemplo de Argentina
El estudio del WEF y Accenture destaca también que el aumento de la demanda global y las presiones de descarbonización están impulsando el interés por el gas natural. En este contexto, destaca el caso de México y Argentina, que están proponiendo nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), y la capacidad regional de importación podría aumentar en un 50%.
El informe destaca también como ejemplo la expansión de producción de gas de Argentina. Según se explica, “la matriz energética de Argentina dependió durante mucho tiempo de las importaciones, los costosos combustibles líquidos y una integración limitada. A pesar de las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, las brechas de infraestructura y de mercado obstaculizaban el reemplazo de combustibles de alta intensidad de carbono, el crecimiento de las exportaciones y una mayor seguridad energética.”
Producción de gas argentino
El reporte señala que la respuesta fue una estrategia conjunta entre actores del sector energético e YPF, orientada a expandir la producción de gas en Vaca Muerta y desarrollar la infraestructura necesaria para su transporte, licuefacción y comercialización. “El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (2020) impulsó la participación de los productores, mientras que el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (2023) incrementó la capacidad de evacuación. Se prevé además la construcción de terminales de GNL y gasoductos transfronterizos, consolidando al gas natural como eje de la transición energética del país”, indica el documento.De esa forma, el WEF y Accenture concluyen que entre las buenas prácticas a imitar de este caso se encuentran que:
El diálogo construye legitimidad: Una participación estructurada con trabajadores, empresas y comunidades garantiza resultados de transición equitativos.
La reconversión laboral es esencial: Los marcos de capacitación y certificación preparan a la fuerza laboral para las industrias verdes emergentes.
La diversificación regional mantiene el impulso: Las inversiones locales en sectores alternativos generan resiliencia más allá de la economía del carbón.
EE.UU. administrará los ingresos de las exportaciones de crudo venezolano.
El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, dijo este miércoles que tomarán el control comercial sobre las exportaciones de petróleo crudode Venezuela por tiempo indefinido. La medida abarcará tanto al petróleo sancionado como a las futuras exportaciones de petróleo.
El presidente Donald Trump había anunciado por la noche del martes que Venezuela entregará a los EE.UU. entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado, cuya venta y gestión de los ingresos sería asumida por el gobierno estadounidense. EE.UU. viene aplicando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra los buques sancionados que transportan petróleo desde y hacia Venezuela.
EE.UU. venderá el petróleo de Venezuela
Sin embargo, la medida finalmente alcanzará a todas las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela. “En el futuro venderemos en el mercado la producción que salga de Venezuela, primero este petróleo almacenado, y luego de forma indefinida venderemos en el mercado la producción saliente de Venezuela”, dijo Wright en una conferencia de energía realizada por Goldman Sachs cerca de Miami.
El Secretario de Energía de EE.UU. Chris Wright
El secretario de Energía añadió que EE.UU. proveerá el diluyente que Venezuela necesita para incrementar la producción de crudo pesado en la Faja del Orinoco.
Trump dijo que el crudo venezolano será vendido a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
PDAC es la principal convención mundial de exploración y minería. Tendrá más de 30.000 asistentes de más de 130 países.
La Argentina desembarcará en elPDAC 2026, en Toronto, con un escenario más activo que en años anteriores y una narrativa minera que empezó a ordenarse. El último año dejó señales concretas: un régimen de incentivos en funcionamiento, proyectos que comenzaron a destrabarse y un debate regulatorio que volvió a ocupar un lugar central en la agenda política. En un contexto internacional cada vez más competitivo para atraer inversiones, esos movimientos empiezan a ser leídos por el mercado.
El PDAC —la principal convención mundial de exploración y minería, con más de 30.000 asistentes de más de 130 países— no es solo una vidriera comercial: es el espacio donde se mide el pulso de los países mineros, su capacidad de ofrecer reglas claras y su voluntad de jugar en las grandes ligas. Y en ese escenario, la forma en que la Argentina se presenta vuelve a ser clave.
Desde 2023, Argentina Mining viene cumpliendo un rol central en la construcción de esa presencia internacional a través del Argentina Mining Pavilion, un espacio que reúne a empresas argentinas dentro del PDAC y les permite mostrarse de manera ordenada, profesional y con identidad propia frente a inversores, proveedores y tomadores de decisión globales.
Los ejes de PDAC
El pabellón no solo concentra la participación comercial, sino que funciona como una plataforma de posicionamiento país: articula empresas, promueve alianzas estratégicas y suma una agenda propia de conferencias y networking. En un evento que reúne a más de 1.100 expositores y unos 2.500 inversores, ese tipo de iniciativas se vuelve un diferencial concreto para captar atención en un mercado saturado de ofertas.
En un mundo donde la competencia entre jurisdicciones mineras es cada vez más intensa, el aprendizaje es claro: no alcanza con tener recursos, hay que saber mostrarlos. Y en ese sentido, la experiencia acumulada de Argentina Mining en PDAC empieza a consolidarse como parte de la estrategia de visibilidad del sector.
Un año bisagra: RIGI y señales hacia el mercado
El principal punto de inflexión que explica este nuevo clima fue la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Más allá de las discusiones políticas, el régimen introdujo un marco de estabilidad fiscal, cambiaria y jurídica largamente reclamado por la minería y comenzó a traducirse en hechos concretos.
La presentación de proyectos al RIGI —y en algunos casos su aprobación— funcionó como una señal clara para el mercado: la Argentina volvió a ofrecer condiciones mínimas de previsibilidad para inversiones de gran escala. Esa señal fue particularmente relevante para el cobre, un mineral estratégico para la transición energética global y uno de los grandes pendientes de la minería argentina.
En paralelo, el avance en la discusión sobre la adecuación de la Ley de Glaciares volvió a poner sobre la mesa un tema sensible, pero inevitable. Sin resolver este debate, buena parte de los proyectos de cobre del país seguiría condicionada. El impulso de ordenar criterios técnicos y dar mayor certidumbre regulatoria fue leído por el sector como un paso necesario para destrabar inversiones de largo plazo.
El regreso del cobre a la agenda productiva
Uno de los movimientos políticos más relevantes del año fue el cambio de perfil de Mendoza frente a la minería. La aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge marcó un quiebre después de años de parálisis y posicionó a la provincia nuevamente dentro del mapa del cobre argentino.
San Jorge se convirtió así en uno de los proyectos más avanzados del país, con un horizonte más claro hacia la etapa de construcción. Este giro mendocino no es un dato menor: ocurre en una jurisdicción que durante años funcionó como símbolo de las restricciones a la minería metalífera y hoy empieza a enviar señales distintas al mercado.
Otro hito fue la aprobación de Los Azules (San Juan) como primer proyecto de cobre incorporado al RIGI, con una inversión estimada en US$ 2.672 millones. La decisión funcionó como señal testigo: por primera vez, un proyecto cuprífero argentino accedió a un régimen diseñado para inversiones de escala, otorgando previsibilidad a un desarrollo de largo plazo.
Una señal particularmente observada fue el anuncio de reactivación de Alumbrera, en manos de de Glencore, en Catamarca. El yacimiento, inactivo desde 2018, podría retomar operaciones hacia 2028, marcando un cambio de época: no solo se destraban proyectos nuevos, sino que vuelven a ser viables activos existentes.
Si hay un proyecto que sintetiza el potencial del nuevo ciclo es Vicuña. Impulsado por la sociedad entre BHP y Lundin Mining, el proyecto promete convertirse en la mayor inversión extranjera directa de la historia argentina, con foco en cobre.
Más allá de los plazos y de las definiciones que aún restan, Vicuña representa un cambio de escala: vuelve a colocar a la Argentina en el radar de los grandes jugadores globales del cobre, un mineral crítico para la electrificación, las energías renovables y la transición energética.
Un mensaje en construcción, pero más claro
La Argentina llega al PDAC 2026 con un mensaje todavía en proceso de consolidación, pero mucho más claro que en años anteriores. Hay avances regulatorios, decisiones políticas que empiezan a alinearse con las demandas del sector y proyectos de cobre que vuelven a ocupar un lugar central en la conversación.
En ese camino, el Argentina Mining Pavilion se afirma como una herramienta clave para amplificar esa narrativa: no solo muestra empresas y proyectos, sino que transmite continuidad, profesionalismo y una voluntad explícita de reposicionar al país en el escenario minero global.
En Toronto, una vez más, la Argentina no irá solo a contar lo que tiene bajo el suelo, sino a explicar —con mayor claridad que antes— qué está dispuesta a hacer para convertir ese potencial en inversiones reales.
Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC2026. Comunicarse a: pdac@argentinamining.com o +54 9 261 535-4504
Venezuela demoraría al menos una década para volver a producir 3 millonesde barriles diarios.
El mercado petrolero comenzó a evaluar qué nivel de inversiones serían necesarias en Venezuelapara incrementar su producción de petróleo crudo, que actualmente se ubica en un tercio o menos de su pico histórico de3,5 millones de barriles diarios. El esfuerzo será considerable si se tiene en cuenta que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, deslizó la posibilidad de subsidiar a las petroleras norteamericanas para que vuelvan a invertir en ese país.
Las estimaciones de producción de crudoen Venezuela difieren según las fuentes. Los reportes oficiales declarados a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) indican una producción de 1,14 millones de barriles por día.
En cambio, Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana de petroleo crudo se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.
El ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millan Arcía, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción cercana a 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de líquidos.
El ecosistema de costos en Venezuela
El costo de producción es una variable central para determinar el nivel de inversión necesario. Venezuela tiene actuales costos significativamente elevados en comparación con la situación registrada hasta la primera presidencia de Hugo Chávez, pero que podrían ser corregidos si se refuerza la producción de crudos livianos y medianos que son claves para reducir los costos de producción de crudos pesados en la Faja del Orinoco.
La petrolera estatal PDVSA en la última década y media descuidó la producción de crudos livianos y medianos en el occidente venezolano y elevó la producción de pesados en el Orinoco.
El resultado fue un incremento en la importación de crudos livianos y naftas desde Irán y otros destinos, que son necesarios para emplear como diluyente para facilitar el incremento de producción de crudo pesado, rompiendo con el ecosistema de producción que mantenía los costos bajos.
«Venezuela tuvo costos de producción de cuatro dólares por barril e inclusive menos hasta el 2008. Actualmente estamos entre 27 y 33 dólares por barril para el crudo mejorado de la faja. El costo del crudo no mejorado, el que se extrae del pozo, esta por debajo de los 13 dólares por barril», explicó Millan Arcía consultado por EconoJournal.
La producción de crudo pesado Merey en el Orinoco se ubica actualmente en 700.000 bpd, mientras que la producción de crudos más livianos en el Occidente está en alrededor de 300.000 bpd y está en aumento.
«En un escenario de continuidad operativa, la producción total de crudos y condensados en Venezuela podría elevarse a entre 1.270.000 y 1.330.000 barriles por día para 2026«, evaluó el titular de la firma Fractal.
Inversiones y plazos para el aumento de la producción
Las inversiones para volver a producir 3 millones de barriles diarios superan los US$ 100.000 millones.
La consultora Rystad Energy evalúa que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd en Venezuela hacia el 2040 ascenderían a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para exploración y producción y 81.000 millones en infraestructura. Solo para sostener la producción estable en alrededor de 1,1 millones de bpd hasta el 2040 se necesitarían US$ 52.000 millones en upstream e infraestructura.
Rystad subraya que un suministro adicional de 300.000 bpd podría restablecerse en los próximos 2 a 3 años con un gasto incremental limitado. Pero ampliar la producción más allá de 1,4 millones de bpd requeriría una inversión estable de US$ 8000 a 9000 millones al año entre 2026 y 2040.
Por el contrario, Millán Arcia evalúa que las inversiones totales necesarias para llegar a 3 millones de bpd se ubicarían en alrededor de US$ 110.000 millones durante un plazo de 8 a 9 años.
El ex gerente corporativo de PDVSA también destacó que el costo por barril fluyente de crudo para el crudo Merey en la Franja del Orinoco es significativamente inferior en comparación con otros crudos pesados del continente como el crudo WCS en Canadá y el crudo Maya de México.
«El costo del barril fluyente para la faja que nosotros estimamos está entre 13 y 18 mil dólares por cada barril de nueva producción. Es decir, la inversión sería de entre 13.000 y 18.000 millones de dólares por cada millón de barriles de nueva producción», concluyó.
Romina Sassarini se convirtió en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal.
El Gobierno de la Provincia de Salta designó aRomina Sassarinicomo vicepresidenta de Recursos Energéticos y Mineros Salta S.A. (REMSA), convirtiéndose en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal, tras dejar su cargo como secretaria
de Minería y Energía de la provincia de Salta. “La decisión refuerza la estrategia de gestión de gobierno que busca integrar de manera técnica y eficiente los sectores energético y minero como ejes del desarrollo provincial”, destacaron desde la gobernación.
La incorporación de Sassarini al directorio de REMSA representa una señal política clara, donde la Provincia apuesta a consolidar una conducción con experiencia específica, conocimiento del sector productivo y capacidad de articulación entre el Estado, la inversión privada y el desarrollo de la actividad. En un contexto donde la competitividad territorial depende cada vez más de infraestructura, energía y previsibilidad, la designación de Sassarini apunta a fortalecer la toma de decisiones estratégicas.
“Desde una mirada integral, la designación reafirma un concepto central del modelo de desarrollo salteño: no hay minería sin energía, y no hay desarrollo sostenible en el Norte argentino sin una gestión técnica que comprenda tanto los ritmos de la inversión privada como las responsabilidades fiscales del Estado. REMSA cumple un rol clave en ese entramado, al actuar como brazo operativo del Gobierno provincial en proyectos vinculados a recursos energéticos, infraestructura estratégica y aprovechamiento de activos públicos”, plantearon desde la gobernación de Salta.
Una trayectoria vinculada a los momentos clave del sector
Romina Sassarini llega a este nuevo desafío con una trayectoria de más de 15 años vinculada al ámbito minero y energético provincial. Abogada de formación, construyó un perfil técnico-político que la llevó a ocupar distintas funciones dentro del Estado, hasta asumir, por decisión del gobernador Gustavo Sáenz, la Secretaría de Minería y Energía de la Provincia.
Durante más de tres años al frente de ese organismo, acompañó uno de los períodos más dinámicos de la historia minera reciente de Salta. Su gestión se caracterizó por el fortalecimiento institucional, la ampliación de equipos técnicos para fiscalización y control ambiental, la consolidación normativa, la incorporación de la perspectiva de género y la promoción de políticas activas orientadas al empleo, el desarrollo de proveedores locales y la articulación territorial.
Sassarini se desempeñaba como secretaria de Minería y Energía en Salta.
Nueva vicepresidenta de REMSA
Bajo ese esquema de trabajo, Salta se consolidó como la provincia con mayor cantidad de proyectos mineros en distintas etapas, incrementó de manera sostenida el empleo del sector, fue reconocida internacionalmente por su previsibilidad institucional y avanzó en la puesta en marcha de proyectos estratégicos tanto en litio como en minería metalífera. Ese recorrido técnico y político constituye hoy el principal capital que Sassarini aporta al directorio de REMSA.
El desafío que se abre para Sassarini es convertir ese conocimiento técnico acumulado en acciones concretas que mejoren la competitividad de las industrias locales, fortalezcan la infraestructura energética y aseguren que la actividad minera y energética se traduzca en desarrollo tangible para la provincia. Se trata de una función estratégica, donde la planificación de largo plazo debe convivir con la coyuntura de los mercados internacionales y la necesidad de sostener inversiones incluso en contextos cambiantes.
Un paso institucional con perspectiva de género
La designación de Sassarini como vicepresidenta de REMSA marca además un hecho institucional relevante ya que es la primera mujer en integrar el directorio de la empresa.
“Con esta incorporación, REMSA refuerza su estructura de conducción y suma una mirada que combina experiencia técnica, conocimiento territorial y capacidad de articulación institucional. La nueva etapa que se abre para la empresa estatal se apoya en un perfil que conoce en profundidad los desafíos del sector y que ahora tendrá la responsabilidad de intervenir desde un rol clave en la planificación estratégica y la ejecución de políticas públicas vinculadas a los recursos energéticos y mineros de Salta”, concluyeron.
«Las autoridades interinas de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo»,publicó Trump.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció en la noche del martes que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo «sancionados» para ser vendidos en el mercado. La cifra en la banda inferior representa al menos un mes de producción de petróleo en Venezuela durante el 2025. El dinero producido por las ventas de estos barriles será administrado por el gobierno estadounidense.
El anuncio llega después de una jornada de alta actividad en las aguas de Venezuela, con reportes de decenas debuques petroleros sancionados intentando sortear en masa el bloqueo naval que EE.UU. mantiene vigente desde comienzos de diciembre.
Las estimaciones de producción de crudo difieren según las fuentes. Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.
El anuncio de Trump implica que pretende capturar por lo menos el equivalente a 34 días de producción de Venezuela.
Trump confisca millones barriles sancionados estacionados en Venezuela
Trump anunció en un post en su cuenta de Truth Social que «las autoridades interinas de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y sancionado a Estados Unidos».
El presidente agregó que el petróleo se venderá a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
«Le he pedido al Secretario de Energía, Chris Wright, que ejecute este plan de inmediato», añadió. «Se transportará en barcos de almacenamiento y se transportará directamente a los muelles de descarga en Estados Unidos«, sumó.
Jorge Vugdelija nuevo director de Grandes Proyectos de TGS
La empresa transportista de gas TGSdecidió incorporar a Jorge Vugdelija como su nuevo director de Grandes Proyectos. Vugdelija liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, según indicaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.
Trayectoria del nuevo director
Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School.
A lo largo de su carrera, ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles de máxima responsabilidad como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.
Transporte de gas
Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.
En octubre de 2025, tgs fue adjudicada para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.
Grandes proyectos
Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país.
Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).
Este proyecto contempla una inversión global superior a US$ 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 kilómetros y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.
Nucleoeléctrica Argentina alcanzó en 2025 un récord histórico de generación eléctrica, consolidando por segundo año consecutivo su máximo nivel de producción anual. En el desagregado, dos de sus centrales nucleares, Atucha II y Embalse, batieron récords individuales de generación.
Durante el último año, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares superó su récord de generación neta anual, con un total de 10.760.572 MWh netos, sobrepasando el máximo registrado en 2024, que había sido de 10.449.015 MWh netos.
La electricidad generada por la empresa representó aproximadamente el 7,5% de la generación nacional total durante el 2025, indicaron desde la empresa a EconoJournal.
Récords de generación en Atucha II y Embalse
La Central Nuclear Embalse alcanzó en 2025 una generación neta de 5.352.203 MWh, superando su marca anterior de 5.224.058 MWh, registrada en 2023.
Por su parte, la Central Nuclear Atucha II generó 5.408.370 MWh netos, superando el récord previo de 5.200.490 MWh, alcanzado en 2016.
Estos resultados reflejan el alto nivel de confiabilidad y desempeño operativo de las centrales nucleares argentinas.
Avances en proyectos estratégicos
En paralelo a este desempeño, Nucleoeléctrica avanza con proyectos estratégicos clave para asegurar la continuidad y el fortalecimiento de la generación nuclear en el país.
En la Central Nuclear Atucha I continúa el Proyecto de Extensión de Vida, una de las obras de infraestructura energética más relevantes de la Argentina.
A un año del inicio de la parada programada, el proyecto registra un 48% de avance, con importantes progresos en la modernización de sistemas esenciales. Esta obra permitirá que Atucha I continúe aportando energía segura y confiable durante 20 años más.
Asimismo, en la Central Nuclear Atucha II, Nucleoeléctrica avanza con el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II), que ya presenta un 38 % de progreso.
Esta obra es esencial para asegurar el futuro operativo de Atucha II y garantizar una gestión responsable del combustible nuclear, conforme a los estándares internacionales más exigentes.
Sergio Mengoni, de TotalEnergies, y Horacio Marin, de YPF.
TotalEnergies formalizó su adhesión como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), mediante un acuerdo firmado este martes con YPF, impulsaora de la iniciativa. De esta manera, la petrolera de origen francés se posiciona como la primera aliada en este proyecto educativo que busca profesionalizar la mano de obra necesaria para potenciar las capacidades exportadoras de la Cuenca Neuquina.
El convenio quedó ratificado tras la firma entre Sergio Mengoni, director general y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. La adhesión representa un respaldo a la visión de la petrolera nacional de unificar criterios de capacitación en toda la industria del oil & gas y en particular en el desarrollo de Vaca Muerta.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, subrayó que la incorporación de socios de esta envergadura demuestra la relevancia del proyecto para la competitividad global del sector. Según el directivo, «el IVM resulta fundamental para capacitar a miles de trabajadores bajo premisas de excelencia operativa, por lo que el desafío requiere de un compromiso conjunto de todas las operadoras para complementar la formación técnica existente con experiencia real en entornos controlados».
El rol del Instituto Vaca Muerta
La creación de este instituto surge de una investigación prospectiva realizada por la Fundación YPF. El estudio analizó las demandas ocupacionales y tecnológicas que enfrentará el segmento del Upstream durante los próximos diez años.
Con un crecimiento proyectado que estima la creación de hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2030, el IVM se presenta como la herramienta principal para evitar cuellos de botella en la disponibilidad de personal calificado. En cuanto a su infraestructura, el instituto contará con un «pozo escuela» ubicado en Río Neuquén.
Esta instalación permitirá realizar prácticas y maniobras críticas como las de perforación y fractura en un ambiente real pero supervisado, algo inédito en la oferta académica de la región. La sede administrativa y académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde se concentrarán los laboratorios de última generación.
Mengoni junto a Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF
La propuesta pedagógica se centra en ocho perfiles estratégicos definidos por la industria: operadores de perforación, especialistas en fractura hidráulica, técnicos de producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, y operarios para plantas de tratamiento de agua, crudo y gas. El programa inicial para nuevos talentos consta de 304 horas de instrucción intensiva distribuidas en un cuatrimestre de cursada.
Desde la perspectiva de TotalEnergies, Mengoni manifestó la importancia de participar en una iniciativa que beneficia al ecosistema productivo. El directivo recordó que «la empresa posee una trayectoria de casi 50 años en la Argentina y más de tres décadas de operación específica en Neuquén, por lo que la inversión en educación técnica es parte de su compromiso de impacto social y cultural en las comunidades donde opera».
Finalmente, el IVM no solo se limitará a la formación de ingresantes, sino que ofrecerá esquemas de formación continua para el personal jerárquico y técnico que ya se encuentra en actividad. Esto incluye programas de reconversión tecnológica para adaptarse a los nuevos equipamientos digitales y protocolos de seguridad operativa obligatorios para cualquier trabajador que deba ingresar a un campo petrolero en el futuro cercano.
Trump prometió algún tipo de garantía para las petroleras que vuelvan a invertir en Venezuela.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, busca que las petroleras nortemericanas se comprometan cuanto antes con realizar inversiones en Venezuela. El primer contacto formal entre el gobierno y las compañías luego de la intervención militar en ese país ocurrirá esta semana durante un foro energético programado en Miami. Mientras tanto, Trump ya adelantó que buscan ofrecerles algún tipo de garantía para que aceleren las inversiones.
El secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, buscará conversar con ejecutivos de la industria petrolera sobre la reactivación del sector energético venezolano durante la Conferencia de Energía, Tecnologías Limpias y Servicios Públicos de Goldman Sachs en Miami.
Al evento asistirán ejecutivos de Chevron, ConocoPhillips y otras compañías. Chevron es la única petrolera de las major que aún opera en en el país.
Trump presiona y promete garantías en Venezuela las para petroleras
Trump declaró que mantuvo llamados con las petroleras durante el fin de semana y afirmó que hay un gran interés de invertir en Venezuela, aunque un relevamiento de Reuters entre directivos de petroleras arrojó que no existieron tales conversaciones.
Más allá de la presión pública sobre las compañías, el presidente deslizó este lunes que está delineando un proyecto en el que el Estado norteamericano podría actuar como garante para que aceleren inversiones en la infraestructura petrolera venezolana.
«Habrá que gastar una enorme cantidad de dinero, y las compañías petroleras lo harán, y luego recibirán un reembolso de nosotros o de sus ingresos», dijo Trump a la cadena NBC News.
El presidente agregó que el proyecto para que las compañías de la industria petrolera estadounidense expandan sus operaciones en el país podría estar “en funcionamiento” en menos de 18 meses.
«Tener una Venezuela productora de petróleo es bueno para Estados Unidos porque mantiene bajo el precio del petróleo”, analizó Trump.
Los cambios políticos que se avecinan en Venezuela luego de la operación militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro del poder prometen alterar el mapa del comercio del petróleo en el continente americano. Para las petroleras en Vaca Muerta, la atención estará puesta en la atracción de capital norteamericano en Venezuela y en los plazos de ingreso de nueva producción venezolana.
Por fuera de la Argentina, Guyana se perfila como el país inmediatamente más beneficiado por la intervención estadounidense, al diluir el riesgo de un conflicto militar con Venezuela por la disputa territorial entre los dos países en torno al Esequibo. En cambio, las productoras en Canadá verían esfumada la posibilidad de exportar más crudo pesado a las refinerías estadounidenses en el Golfo de México.
Crudo Medanito y crudo Merey no compiten en EE.UU.
La producción venezolana no compite particularmente con el crudo argentino por el acceso al mercado estadounidense. Las refinerías sobre el Golfo de México operan principalmente con crudos pesados, mientras que los volúmenes argentinos de crudo Medanito exportados a los EE.UU. tienen como destino principal la costa oeste del país.
El Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero, consideró que el impacto sobre Vaca Muerta de un eventual incremento de producción en Venezuela sería marginal.
«Vaca Muerta produce crudo liviano con contenido medio de azufre, muy distinto al Merey venezolano, que es pesado y con alto contenido de azufre», dijo Ferrero ante una consulta de EconoJournal.
En materia de precios, una mayor oferta venezolana competiría con otros crudos sudamericanos pesados. «Si se observa algún movimiento en los precios, será en forma de descuentos para los crudos pesados, como los ecuatorianos Napo y Oriente, los colombianos Vasconia y Castilla, y el brasileño Peregrin, frente a los grados medios y livianos, como WTI, Brent o Medanito«, apuntó el representante de Argus.
Potencial competencia con Vaca Muerta por las inversiones
En todo caso, el principal riesgo para Vaca Muerta podría ocurrir por el lado de un renovado interés inversor estadounidense en Venezuela que vaya en detrimento de la inversión en la Argentina, aunque las inversiones necesarias para maximizar la producción venezolana serían muy elevadas en un contexto de precios con tendencia a la baja.
Venezuela supo alcanzar picos de producción de 3,5 millones de barriles diarios Pero la producción actual quedó reducida a un tercio o menos del máximo histórico.
La consultora Rystad Energy evaluó que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd hacia el 2040 ascienden a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para upstream y 81.000 millones en infraestructura.
Chevron es la única petrolera norteamericana que sigue produciendo en Venezuela. El CEO de la empresa, Mike Wirth, marcó en noviembre un interés latente de aumentar las inversiones. «Los vaivenes que se observan en lugares como Venezuela son desafiantes, pero nosotros jugamos a largo plazo«, dijo Wirth. En cambio, el CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en noviembre se mostró más cauteloso sobre la idea de regresar al país. «Venezuela nos ha expropiado dos veces», declaró Woods.
ConocoPhillips y ExxonMobil cesaron sus operaciones en Venezuela y tienen sentencias favorables contra el Estado por la «nacionalización» de proyectos petroleros bajo el chavismo. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.
La administración del presidente Donald Trump informó este lunes que mantuvieron conversaciones sobre Venezuela con múltiples petroleras. «Todas nuestras compañías petroleras estan listas y deseosas de de realizar grandes inversiones en Venezuela que reconstruirán su infraestructura petrolera«, dijo una vocera de la Casa Blanca. Sin embargo, hasta el momento ninguna petrolera estadounidense se pronunció tras el llamado de Trump a invertir en el país sudamericano.
Producción y exportaciones de Venezuela
Kpler, una firma de seguimiento comercial, indica que la producción promedió unos 900.000 bpd durante el 2025, con la excepción de una baja drástica en noviembre y diciembre por problemas de servicio en el complejo petroquímico de Jose.
En cambio, el ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millán Arcia, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción de 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de condensado.
El país exportó un promedio de 750.000 bpd en 2025 según Kpler. De estas exportaciones, las refinerías independientes en China absorbieron en promedio unos 430.000 bpd en 2025 según Argus.
EE.UU. fue el segundo destino de las exportaciones venezolanas, con Chevron exportando unos 200.000 bpd durante el año pasado, aunque en diciembre las redujo a 120.000 bpd debido a los problemas en el complejo petroquímico.
El rol del crudo canadiense
Un incremento en la producción y exportación de petróleo venezolano a los EE.UU. podría desplazar a las importaciones del resto de los crudos pesados que se producen en el continente americano. Para los productores de crudo bituminoso en Canadá podría significar un golpe a la expectativa siempre latente de suplir con mayores volúmenes a las refinerías en el Golfo de México.
Canadá en los últimos diez años se transformó en una importante fuente de suministro de petróleo para los EE.UU, representando el 60% de las importaciones en 2023, en comparación con un 33% en 2013. Los volumenes importados se ubican en el orden de 4 millones de bpd. Las refinerías en los estados del Medio Oeste de EE.UU. son las principales consumidoras del crudo canadiense.
Las productoras también tienen la capacidad de transportar hasta 700.000 bpd desde la provincia canadiense de Alberta y con dirección a las refinerías en Texas a través del oleoducto Keystone. Un segundo proyecto cancelado, el oleoducto Keystone XL, hubiera podido incrementar esa capacidad de transporte al Golfo de México hasta 830.000 bpd.
Sin embargo, al crudo canadiense le costaría competir contra la llegada de mayores volúmenes de crudo Merey a las refinerías del golfo, cuyo costo de extracción es más bajo. «Están temerosos de perder de perder mercado porque saben de la desventaja de su crudo pesado, que en realidad es un bitumen, es una pasta que no fluye. Lo excavan, llevan a un mejorador, lo mezclan y ahí sí fluye. En cambio en el petróleo de la faja del Orinoco se perfora a un kilómetro de profundidad y en el 80% de los casos fluye naturalmente a condiciones iniciales», explicó Millán Arcia a EconoJournal.
Gustavo Araujo, Head of Research de Criteria, analiza las reacciones del mercado tras el cambio de régimen en Venezuela y los posibles impactos geopolíticos y energéticos en la región.
El comienzo de 2026 quedó marcado por un giro abrupto en el escenario geopolítico global, tras una operación impulsada por Estados Unidos en Venezuela que derivó en la captura y salida del poder de Nicolás Maduro. Ejecutada de manera rápida y precisa, la maniobra abrió un nuevo capítulo para la región, todavía cargado de incertidumbre. Sus implicancias políticas, energéticas y geopolíticas comenzaron a ser rápidamente procesadas por los mercados, aunque sin una lectura definitiva respecto de sus efectos estructurales de largo plazo.
En lo inmediato, los principales ganadores fueron las compañías petroleras y de servicios energéticos estadounidenses, que registraron subas significativas ante la expectativa de participar en la reconstrucción de la infraestructura venezolana y en una eventual reapertura del sector petrolero del país. En paralelo, los bonos soberanos venezolanos y la deuda de PDVSA mostraron fuertes avances, movimientos que interpretamos más como apuestas tácticas y especulativas que como inversiones sustentadas en fundamentos macroeconómicos sólidos, dada la profunda degradación productiva, financiera e institucional que arrastra Venezuela.
El precio internacional del petróleo, sin embargo, permaneció prácticamente inalterado. Esto sugiere que el mercado ya descontaba algún tipo de desenlace político y que una recuperación significativa de la producción venezolana llevará tiempo. Reconstruir capacidad extractiva, infraestructura y capital humano es un proceso de varios años, muy lejos aún de los niveles históricos previos a la crisis.
Más allá del petróleo, el trasfondo del episodio parece exceder lo estrictamente energético. El control de minerales críticos y tierras raras —donde China mantiene una posición dominante y Venezuela cumple un rol relevante— emerge como un eje central del reordenamiento geopolítico en curso. En ese marco, la acción estadounidense puede leerse como una señal más amplia de reposicionamiento regional y de disputa estratégica con China en América Latina.
Para la Argentina, el impacto sobre Vaca Muerta no es inmediato ni concluyente. En CRITERIA no esperamos presiones adicionales relevantes sobre el precio del crudo en el corto plazo pero decidimos mantener a YPF y Vista bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones de compra, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos y su efecto final sobre el equilibrio energético global.Principio del formulario
Reacción inicial
El inicio del nuevo año quedó marcado por la operación impulsada por Estados Unidos que derivó en la captura y extracción de Venezuela de Nicolás Maduro y su mujer, Cilia Flores. Ejecutada de manera quirúrgica, la maniobra abrió un escenario regional todavía incierto, con derivaciones políticas y económicas que el mercado comenzó a procesar de inmediato, aunque sin una lectura definitiva.
La reacción de los mercados el lunes 5 fue rápida y elocuente: dejó ganadores claros en el corto plazo, pero también una elevada dosis de incertidumbre que obliga a esperar a que se acomoden las expectativas para dimensionar el impacto final. Del lado de los beneficiados, y tras las declaraciones de Donald Trump señalando que la reconstrucción y explotación de la infraestructura petrolera venezolana quedaría en manos de compañías estadounidenses, empresas como Halliburton (HAL), Marathon Petroleum (MPC) o Chevron[1](CVX), comenzaron la jornada con subas significativas de entre 5 y 10%, reflejando la anticipación de mayores oportunidades de inversión y producción en el país caribeño.
En paralelo, los bonos soberanos globales venezolanos registraron fuertes avances —con subas superiores al 25%—, en un movimiento que interpretamos más como una apuesta táctica que como una inversión sustentada en fundamentos macrofinancieros sólidos, dada la magnitud de los desafíos que enfrenta la economía venezolana[2]. Igual suerte corrió PDVSA (empresa estatal responsable de la producción petrolífera y gas natural de Venezuela) que, con una deuda total de US$ 32.829 millones, vio como sus obligaciones negociables aumentaron de precio casi un 50 por ciento.
Por ahora, poco más. El precio del petróleo permaneció prácticamente inalterado, lo que sugiere que el mercado ya descontaba algún desenlace de este tipo. Además, no son pocos los analistas que señalan que una recuperación sustancial de la producción venezolana llevará años, lejos aún de los niveles previos a la crisis, estimados entre 3 y 3,5 millones de barriles diarios. Aun así, los mercados tienden a anticiparse, ajustando precios en función de expectativas: en ese sentido, las petroleras canadienses, proveedoras de crudos pesados a refinerías estadounidenses, aparecen como las más expuestas a una eventual expansión de la oferta venezolana.
¿Y Vaca Muerta? El efecto neto aún no es claro. En principio, no esperamos presiones adicionales significativas sobre el precio de referencia del crudo más allá de lo ya previsto para el próximo bienio, lo que limitaría impactos directos sobre YPF o Vista. No obstante, desde CRITERIA decidimos mantener ambas compañías bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos.
¿Por qué es tan relevante el petróleo venezolano?
Venezuela ocupa un lugar singular y estratégico dentro del mercado petrolero global, no tanto por su producción actual —hoy claramente deprimida— sino por el potencial latente que concentra y por las implicancias geopolíticas, energéticas y financieras asociadas a ese potencial. El país alberga las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, con más de 300.000 millones de barriles, superando incluso a Arabia Saudita (ver Gráfico nro. 1). Este dato, por sí solo, convierte a Venezuela en una variable estructural del equilibrio energético de largo plazo, aun cuando su capacidad efectiva de producción se haya visto severamente erosionada en la última década.
Gráfico nro. 1 Reservas probadas de petróleo en miles de millones de barriles. Primeros 10 países del mundo.
Fuente: OPEC 2024 Report
Históricamente, Venezuela fue un proveedor clave de crudos pesados y extrapesados, particularmente relevantes para el sistema de refinación de Estados Unidos, cuyas refinerías del Golfo de México fueron diseñadas para procesar este tipo de petróleo. Esa complementariedad técnica explica por qué, más allá de tensiones políticas, Venezuela siempre ocupó un rol central en la arquitectura energética hemisférica. La pérdida de producción —desde niveles cercanos a 3,5 millones de barriles diarios a menos de 800 mil en sus peores momentos— no eliminó esa relevancia, sino que la transformó en una opción estratégica diferida, cuya eventual reactivación podría alterar balances regionales y globales.
Desde el punto de vista del mercado, Venezuela funciona como una fuente potencial de oferta “latente”. No se trata de un shock inmediato —la reconstrucción de la infraestructura, el capital humano y la administración del sector llevará años—, pero sí de una expectativa que los mercados tienden a internalizar con anticipación.
¿Es sólo petróleo?
Las tierras raras se han convertido en uno de los activos estratégicos más sensibles del siglo XXI, por su rol central en la industria tecnológica, la transición energética y el complejo militar-industrial. China domina de manera abrumadora este mercado: concentra cerca del 60% de la producción global y, más importante aún, controla más del 80% de las capacidades de refinación y procesamiento, el verdadero cuello de botella de la cadena de valor. En este contexto, Venezuela emerge como una pieza funcional dentro de la estrategia geopolítica china en América Latina. El país posee yacimientos relevantes de minerales estratégicos —incluyendo tierras raras, coltán y otros metales críticos— cuya explotación, aún incipiente, se ha ido articulando crecientemente con capital, tecnología y acuerdos bilaterales chinos.
No son pocos los analistas que sostienen que la acción norteamericana en Venezuela trasciende largamente la lógica petrolera. Si bien el crudo sigue siendo un activo relevante, el verdadero trasfondo estratégico estaría vinculado al control de minerales críticos, en particular las tierras raras, y a la necesidad de comenzar a disputar la creciente influencia de China en América Latina.
En esa línea, todo este episodio puede leerse como el punto de partida de un proceso más amplio de reordenamiento global, en el que Estados Unidos buscaría retomar de manera explícita un rol de liderazgo regional largamente postergado. Más que una acción puntual, se trataría de una señal estratégica: reafirmar su influencia en América Latina en un contexto de competencia sistémica con China, reposicionar su presencia política y económica en la región y volver a incidir de forma directa en la configuración de las cadenas de suministro de recursos críticos. Desde esta perspectiva, Washington no solo intentaría corregir años de repliegue relativo, sino también sentar las bases de una arquitectura regional más alineada con sus intereses geopolíticos, económicos y de seguridad, en un mundo crecientemente fragmentado y multipolar.
Canadá, el jugador expuesto
Canadá se consolidó como uno de los principales productores mundiales de petróleo pesado, particularmente a partir de las arenas bituminosas de Alberta. Su crudo de referencia, el Western Canadian Select (WCS), es denso, con alto contenido de azufre y metales, y presenta características muy similares al crudo venezolano (como el Merey). La diferencia central entre ambos países no es técnica sino geopolítica: Canadá cuenta con acceso irrestricto al mercado estadounidense, mientras que Venezuela quedó virtualmente excluida desde 2019 por el régimen de sanciones.
Aun con la revolución del shale, Estados Unidos continúa dependiendo de importaciones de crudo pesado. Esto responde a un factor estructural: buena parte de sus refinerías —especialmente en la Costa del Golfo— fueron diseñadas para procesar petróleos más densos, ideales para la producción de diésel y otros destilados pesados. En 2024, más del 60% del petróleo importado por EE.UU. correspondió a este tipo de crudo, una proporción que se mantiene elevada desde hace más de dos décadas.
En ese marco, Canadá se convirtió en el proveedor dominante: explicó cerca del 62% de las importaciones totales y alrededor del 75% del crudo pesado. México quedó muy por detrás, con apenas un 7%, mientras que Venezuela —históricamente un socio estratégico— perdió completamente su lugar. Esta fuerte concentración en un único proveedor genera riesgos de suministro y tensiones potenciales. Por eso, una eventual rehabilitación de Venezuela como exportador hacia EE.UU. es vista por muchos analistas como una alternativa lógica para diversificar la oferta y reducir la dependencia canadiense.
[1] Chevron es la única petrolera estadounidense que nunca dejó el país. Aceptó las nuevas reglas del gobierno venezolano en 2007 y, durante las sanciones impuestas en 2019, operó (con restricciones) gracias a licencias del gobierno de EE.UU. Hoy, Chevron aparece como la mejor posicionada para ampliar rápidamente su actividad, si se normalizan las relaciones bilaterales.
[2] La deuda soberana de Venezuela y la de PDVSA representan uno de los casos más grandes de default del sistema internacional, y cualquier normalización del sector petrolero es condición necesaria —aunque no suficiente— para una reestructuración creíble.
La cantidad de fracturas es un indicador de la actividad no convencional.
La industria de los hidrocarburos no convencionales en la Argentina consolidó un crecimiento durante 2025. Según el último relevamiento de NCS Multistage, diciembre registró un total de 1.791 etapas de fractura, cerrando un balance anual acumulado de 23.896 etapas. Esta cifra representa un salto del 34% respecto al año anterior, reflejando la aceleración en los niveles de completación de pozos.
Durante el último mes del año, YPF mantuvo su posición como el actor principal en la cuenca. La compañía ejecutó 778 punciones, concentrando el 43% del total de las operaciones. En el ranking de operadoras, le siguieron Vista Energy, con 260 etapas (15%), y Tecpetrol, que alcanzó las 201 operaciones (11%), de acuerdo al relevamiento realizado por Luciano Fucello, CEO de NCSMultistage.
En la visión anual, la concentración de mercado indica que YPF representó el 52% de la actividad total del 2025, y detrás de ella Vista se posicionó como el segundo actor de peso con 2.655 etapas, seguida en una competencia muy cerrada por Pampa Energía (1.591), Pluspetrol (1.584) y Tecpetrol (1.414).
Estos números reflejan no solo la capacidad de ejecución de las grandes operadoras, sino también la consolidación de un ecosistema de empresas que, pese a la brecha, sostienen un ritmo de actividad de cuatro dígitos anuales para garantizar el flujo de producción en la Cuenca Neuquina.
La actividad volcada a la eficiencia
La orientación de la producción se volcó masivamente al petróleo (83%), frente al 13% destinado a objetivos de gas, y en el segmento de servicios especiales, Schlumberger (SLB) y Halliburton lideraron la provisión de fractura con un 38% y 37% de participación, respectivamente.
Uno de los datos técnicos más relevantes del informe es la relación entre equipos de perforación (rigs) y sets de fractura. Con 37 equipos activos frente a 13 sets, el ratio se sitúa en 2.8, una métrica idéntica a la de los Estados Unidos. Este indicador sugiere un equilibrio operativo que permite estabilizar el inventario de pozos perforados no completados (DUCs), con una tendencia a la baja.
Para el próximo año, las proyecciones indican un nuevo techo de 28.000 etapas de fractura, lo que representará un incremento esperado superior al 22%. Este incremento de actividad encontrará su motor principal en el desarrollo del Hub Norte. Empresas como Pluspetrol, Tecpetrol e YPF ya planifican una mayor intensidad operativa en dicha zona, lo que garantiza la continuidad de la curva de aprendizaje y la expansión de la infraestructura en la Cuenca Neuquina.
Esas estimaciones para 2026 reafirman la posición dominante de YPF en la cuenca, que prevé realizar casi la mitad de las operaciones totales con 13.600 etapas de fractura. Esta cifra establece una distancia considerable con el resto de la industria y subraya el rol de la petrolera como el principal impulsor de la curva de fracturas en la zona.
La proyección de al menos 28.000 fracturas para 2026 no solo establece un nuevo techo operativo, sino que subraya la necesidad de que la infraestructura y la cadena de valor de servicios acompañen este ritmo de crecimiento sostenido para que la Argentina capitalice el potencial de su shale.
Se trata de un equipo diseñado especialmente para soportar uso intensivo en yacimientos como Vaca Muerta y otros.
La industria argentina del petróleo y el gas continúa sumando desarrollos propios orientados a mejorar la eficiencia y la seguridad en campo. En este contexto, ABAC SRL, fabricante nacional de soluciones de control de fluidos y equipamiento para alta presión, presentó su nuevo SkidBanco de Prueba 30.000 psi. Se trata de un equipo diseñado especialmente para soportar uso intensivo en yacimientos como Vaca Muerta y otros.
“El lanzamiento se inserta en una tendencia creciente de modernización tecnológica en la industria, donde los operadores priorizan equipos más robustos y eficientes, la misma tendencia que se observa en la incorporación de rigs de última generación en Neuquén. Este tipo de avances refuerza la competitividad de la cadena local de proveedores, alineada con el impulso que la industria argentina viene realizando hacia la innovación tecnológica aplicable a campo”, aseguraron Eduardo Cambiasso, gerente de Ingeniería; y Fernando Hernández, coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC a EconoJournal.
El nuevo equipo para las operaciones de Oil&Gas
El nuevo modelo desarrollado por ABAC presenta una estructura tipo banco abierto con tanque rotomoldeado de 500 litros. Esto permite operar con gran autonomía y adaptarse a maniobras frecuentes en entornos de pozo.
“El equipo ha sido concebido específicamente para escenarios donde la resistencia, la facilidad de acceso a componentes, la movilidad y el mantenimiento simplificado resultan determinantes”, precisaron Cambiasso y Hernández.
Atributos del nuevo banco de prueba hidráulico
Presión máxima de salida: 30.000 psi (2.068 bar).
Relación de presión de bomba: 1:265, adecuada para ensayos de integridad de alta exigencia.
Dimensiones: 1360 x 1400 x 1050 mm.
Peso con tanque vacío: 320 kg.
Construcción en acero laminado en caliente (perfiles IPN y UPN), con pintura epoxi grado industrial para máxima durabilidad.
La estructura responde a una demanda creciente del sector por equipos más accesibles, resistentes y de rápida intervención, un concepto que también se observa en nuevas tecnologías en Vaca Muerta.
Prestaciones hidráulicas y operativas optimizadas
“El diseño incorpora bombas neumáticas de alta y baja presión alimentadas exclusivamente por aire comprimido, eliminando la necesidad de energía eléctrica y aumentando la seguridad en locaciones petroleras”, indicaron Cambiasso y Hernández.
Los caudales operativos permiten llenado rápido y escalamiento progresivo hacia alta presión, un aspecto clave para minimizar tiempos muertos en pruebas repetitivas:
12 L/min a 1 bar
7 L/min a 50 bar
0,7 L/min a 500 bar
0,4 L/min a 1500 bar
El sistema requiere aire comprimido con una presión máxima de 145 psi (10 bar), con consumos de:
Bomba de baja presión: 1.600 NL/min
Bomba de alta presión: 1.500 NL/min
Las conexiones incluidas están estandarizadas para operación intensiva:
Entrada de agua: 3/4″ NPT H
Entrada de aire: 1/2″ NPT H
Salida principal: 9/16” AU H
Despresurización: 1/4” AU H
El diseño incorpora bombas neumáticas de alta y baja presión alimentadas exclusivamente por aire comprimido
Mayor robustez, accesibilidad y mantenimiento simplificado
“El enfoque de diseño fue claro: un equipo pensado para uso intensivo en servicio, donde la confiabilidad mecánica y la facilidad de mantenimiento resultan tan importantes como la capacidad de presión”, remarcaron el gerente de Ingeniería y el coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC
Por eso, el skid ofrece:
Acceso directo a los componentes hidráulicos.
Visualización clara del circuito y accesorios.
Inspección rápida y reducción del tiempo de parada por mantenimiento.
Resistencia estructural al traslado dentro de locaciones petroleras.
Este tipo de mejoras en diseño y operación coincide con la tendencia sectorial hacia soluciones cada vez más seguras, eficientes y preparadas para entornos hostiles, similar a los avances que están transformando la operación en yacimientos a partir de nuevas tecnologías, automatización y control digital, según marcaron desde la empresa.
A diferencia de bancos cerrados, la configuración abierta con tanque integrado facilita la inspección periódica, el acceso directo a componentes hidráulicos y la rápida detección de fugas o comportamientos anómalos, algo especialmente valorado en operación intensiva de empresas de servicio y operadores con flotas distribuidas en distintas locaciones de campo.
Además, la estructura está diseñada para soportar manipulación frecuente, vibraciones y traslados cortos dentro de instalaciones petroleras, manteniendo la estabilidad mecánica y la seguridad operativa.
Aporte estratégico a la cadena de valor nacional
“El Skid Banco de Prueba 30.000 psi representa un avance significativo para el ecosistema tecnológico argentino del petróleo, no solo amplía la oferta de ABAC como proveedor nacional de equipos de alta presión, sino que también contribuye a fortalecer la disponibilidad local de tecnología crítica”, plantearon Cambiasso y Hernández.
En un sector en el que la eficiencia operativa se ha vuelto un pilar, la fabricación nacional de equipos robustos reduce tiempos logísticos, facilita el soporte técnico y disminuye costos para operadoras y empresas de servicio.
La industria argentina como señalan referentes del sector continúa avanzando hacia un ecosistema más innovador y tecnológicamente competitivo, donde el desarrollo local juega un rol clave para sostener la expansión de Vaca Muerta.
“En línea con los desarrollos tecnológicos que empresas argentinas han impulsado para mejorar eficiencia, seguridad y flexibilidad en operaciones. ABAC se suma con un producto diseñado integralmente en el país y apto para los desafíos actuales de Vaca Muerta y otras cuencas”, sostuvieron desde la compañía.
El diseño
“El nuevo Skid Banco de Prueba 30.000 psi de ABAC SRL se posiciona como una herramienta estratégica para empresas de servicios, talleres especializados y operadoras que requieren capacidad de ensayo confiable, rápida y segura en condiciones exigentes. Su diseño abierto, su tanque integrado, su capacidad de presión extrema y su ingeniería centrada en el mantenimiento y la operación intensiva, el equipo refuerza la presencia de tecnología nacional de alto nivel en el sector Oil & Gas”, concluyeron desde ABAC.
PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron este lunes una asociación estratégica con el fin de dinamizar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en la formación Vaca Muerta. La operación consiste en la adquisición, por parte de la firma estadounidense, del 20% de la participación que PAE posee en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro.
PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources, la compañía del multimillonario Harold Hamm, conocido como el «rey del fracking», que en noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de su participación en el bloque Los Toldos II Oeste, en Neuquén.
Durante décadas Continental fue pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable.
A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta. El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.
PAE y Continental en alianza estratégica
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.
«Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy», dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, en un comunicado de las empresas.
Continental es pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos y aporta ese know how.
“PAE es un operador altamente capacitado -agregó Lawler- con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta».
PAE lleva más de 50 años con presencia en Neuquén y es uno de los mayores productores del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.
Por su parte, Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.
Asimismo, Continental ocupa una posición de liderazgo en recursos en múltiples cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, Texas.
La promo estará vigente desde el lunes 5 de enero hasta el jueves 5 de marzo
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Venezuela avanzó en 2007 sobre la propiedad de activos de ConocoPhillips y ExxonMobil.
Donald Trump fue directo al grano al momento de justificar la conveniencia de la operación militar ejecutada en Venezuela para capturar y extraer al presidente venezolano Nicolás Maduro. En conferencia de prensa, el presidente de los Estados Unidos habló de recuperar el petróleo «robado», en referencia a la ola de nacionalizaciones de activos de petroleras estadounidenses en Venezuela durante el chavismo.
Sin mencionarlas, Trump apuntaba a los casos de las petrolerasConocoPhillips y ExxonMobil, que tienen sentencias favorables contra el Estado venezolano por la «nacionalización» de proyectos petroleros. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.
El presidente estadounidense celebró en conferencia de prensa la captura de Maduro, a quien calificó como “el capo de una vasta red criminal responsable del tráfico de cantidades colosales de drogas letales e ilícitas a Estados Unidos”.
En ese sentido, el Departamento de Justicia informó la existencia de una causa abierta en Nueva York contra Maduro, su esposa e hijo por tráfico de drogas y otros delitos. Maduro también fue acusado por el delito de conspiración narcoterrorista.
Sin embargo, Trump enfatizó que la principal ganancia con la captura del líder chavista es la oportunidad de recuperar los recursos energéticos estatizados por Venezuela. «Nos robaron enormes infraestructuras petroleras como si fuéramos bebés, y no hicimos nada al respecto», dijo el presidente, quien prometió inversiones de las petroleras norteamericanas en territorio venezolano.
Las sentencias por activos petroleros estatizados en Venezuela
En efecto, el gobierno de Hugo Chávez procedió en 2007 con la denominada nacionalización de activos deExxonMobil, ConocoPhillips y demás petroleras. Las petroleras iniciaron juicios en tribunales internacionales y finalmente obtuvieron sentencias favorables que suman unos US$ 10.000 millones.
El gobierno de Chávez obligó a las petroleras extranjeras a renegociar los términos de los contratos de explotación que mantenían con la petrolera estatal PDVSA a través de empresas mixtas. Bajo los nuevos acuerdos, PDVSA tendría al menos el 60% de participación en todos los proyectos.
Petroleras como TotalEnergies y Chevron aceptaron los nuevos términos. No fue el caso de ConocoPhillips y ExxonMobil, que calificaron la medida como una expropiación sin compensación económica, optando por retirarse de sus operaciones en Venezuela e iniciando demandas en tribunales internacionales.
ExxonMobil dejó el proyecto Cerro Negro, sobre el cual obtuvo en 2014 un fallo favorable en un tribunal del CIADI por 1600 millones de dólares. ConocoPhillips abandonó sus participaciones en Petrozuata, Hamaca y el Golfo de Paria y logró en 2019 un fallo favorable también del CIADI por US$ 8370 millones. Las sentencias fueron ratificadas en cortes estadounidenses.
Trump: «Las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela»
«Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», prometió Trump en el marco de la conferencia de prensa que dio para confirmar la acción sobre Venezuela. Más aún: aseguró que está empujando a las petroleras estadounidenses a volver a invertir en ese país.
Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década.
Las exportaciones de crudo y combustibles superan los 700.000 barriles por día. China fue el principal mercado de colocación, representando en 2025 entre el 55 y el 90% de las exportaciones petroleras mensuales de Venezuela.
Donald Trump difundió en sus redes sociales una fotografía del traslado del presidente de Venezuela a un buque de guerra estadounidense.
El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció que EE.UU. administrará Venezuela hasta que se produzca una transición política, luego de un impactante operativo militar que derivó en la captura y extracción del presidente Nicolás Maduro. Trump también destacó que «las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela«. El gobierno de Javier Milei respaldó públicamente la operación militar.
“Vamos a gobernar el país hasta que podamos hacer una transición segura, adecuada y juiciosa”, indicó Trump en conferencia de prensa. El presidente estadounidense también dijo que la vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, ya esta en contacto con el Secretario de Estado, Marco Rubio. Rodríguez se encuentra en Venezuela según la agencia Telesur.
«Por ahora no hay nadie (que se encargue de Venezuela). Hay una vicepresidenta que fue nombrada por Maduro. Tuvo una larga conversación con Marco (Rubio) y ella esta dispuesta a hacer los que creemos que es necesario para que Venezuela vuelva a ser grande», añadió.
Trump además advirtió que están listos para un segundo ataque, en una clara advertencia al gobierno de Caracas y a la Fuerza Armada Nacional Bolivariana. «Estamos preperados para un segundo ataque mucho más grande. Este ataque fue quirúrgico y tenemos uno segundo preparado, pero probablemente no sea necesario», señaló.
La fiscal general de los EE.UU., Pam Bondi, informó que Maduro y su esposa están imputados en la Corte del Distrito Sur de Nueva York por «conspiración narcoterrorista contra los EE.UU.», entre otros delitos.
Operación y repercusión global de la caída de Maduro en Venezuela
Trump este sábado en conferencia de prensa.
Las Fuerzas Armadas de los EE.UU. en la madrugada de este sábado ejecutaron una operación especial en Venezuela para capturar y extraer al presidente Maduro y su esposa, que incluyó bombardeos sobre blancos militares en Caracas y otras localidades. Maduro y su espora están siendo transportados a los EE.UU.
La repercusión diplomática, política y energética de la acción militar estadounidense ejecutada en la madrugada de este sábado en Venezuela es absoluta. No hay registros históricos de una operación militar directa estadounidense en Sudamérica. El precedente más cercano en Latinoamérica fue la operación de captura y extradición a los EE.UU. del dictador de Panamá, Manuel Noriega en 1990.
En Sudamérica, los presidentes de la Argentina, Ecuador y Paraguay celebraron la caída de Maduro, con matices. En cambio, los gobiernos de México, Brasil, Colombia y Chile llamaron la atención sobre la violación del derecho internacional.
Trump puso el foco en el petróleo de Venezuela
Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, con exportaciones por cerca de 700.000 barriles por día. Las cifras se encuentran muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década, aunque existe el potencial para incrementarla a por lo menos dos millones de bpd en poco tiempo.
Trump durante su conferencia de prensa hizo hincapié en los «bastos recursos» energéticos de Venezuela. «Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», dijo.
La consultora WoodMackenzie estima que con mejoras operativas y algunas inversiones modestas en la región de petróleo pesado de la Faja del Orinoco la producción de Venezuela podría elevarse en alrededor de 2 millones de bpd dentro de uno a dos años.
La administración Trump venía ejecutando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra la «flota en la sombra» que opera con crudo venezolano.
La puesta en marcha del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que el Gobierno oficializó este viernes a través del Decreto 943/2025 establece un esquema que, de acuerdo a las consideraciones técnicas y nuevos parámetros, significará un aumento para hogares de bajos ingresos que superará un 20% a lo largo de 2026.
De acuerdo a un análisis de la consultora especializada Economía y Energía, con el nuevo esquema vigente desde hoy, se proyecta que las tarifas medias de gas natural se ubiquen un 23% por encima de los valores de 2025, pero el impacto será mayor para los hogares de bajos ingresos, quienes enfrentarán incrementos superiores a la media debido a una mayor cobertura sobre el precio del gas en el PIST.
El nuevo esquema deja sin efecto el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) vigente desde 2022.
En el sector eléctrico, el ajuste se explica por el nuevo bloque anual subsidiado de 2.850 kWh que representa una reducción del 32% para los antiguos usuarios de Nivel 2 de ingresos bajos, mientras que para el Nivel 3 de ingresos medios la caída es del 5%, de acuerdo a la consultora que dirige el economista de la energía Nicolás Arceo.
Esta asimetría en los nuevos límites de consumo base, sumada a la convergencia de regímenes, provocará que los usuarios de ingresos más bajos —aquellos que no superan una Canasta Básica Total (CBT)- afronten los mayores aumentos del sistema, estimados en un 20% promedio para el año que comienza, impulsados centralmente por la pérdida de cobertura en sus volúmenes de consumo habitual.
El nuevo esquema deja sin efecto el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) vigente desde 2022, por lo que desmantela el esquema de niveles según los ingresos de cada usuario que se identificaban como N1 (altos), N2 (bajos) y N3 (medios). La norma busca corregir lo que el Gobierno entiende es una «inequidad horizontal» y consolidar un ajuste fiscal que ya redujo el peso de los subsidios del 1,42% del PIB en 2023 al 0,60% proyectado para 2025. A la vez, concluye el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, iniciado en 2024.
Un nuevo criterio de segmentación
El FSE establece solo dos categorías, la de hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica. Los usuarios beneficiarios recibirán una bonificación sobre el valor de la energía, pero los que no califican abonarán el costo pleno del servicio. El criterio principal de elegibilidad se fija en ingresos del hogar menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, junto con supuestos de vulnerabilidad específicos.
La medida se adopta luego de haber finalizado el período de Consulta Pública, desarrollada durante 15 días hábiles y finalizada el pasado 19 de diciembre. La consulta es parte del cierre de la Emergencia Pública en materia tarifaria y como parte del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía, con el objetivo de focalizar la ayuda del Estado en los hogares vulnerables y terminar con la multiplicidad de regímenes superpuestos. El esquema unifica los beneficios para los consumos residenciales de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de gas licuado del petróleo (GLP).
El nuevo esquema de subsidios tendrá un impacto mayor en los sectores de menores recursos, con aumentos por encima del 20 por ciento.
El Decreto crea el registro de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al RASE, y allí las personas que ya estaban inscriptas no deberán volver a anotarse, sino que sus datos serán migrados automáticamente, pero podrán actualizar información de su Declaración Jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.
En electricidad, los hogares que califican contarán con una bonificación base del 50% todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda y 150 kWh en los meses templados. En gas por redes se mantienen los bloques de consumo vigentes, y el 50% de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que no se contempla bonificación en los períodos de baja demanda.
De forma extraordinaria, y sólo durante 2026, se establece una bonificación adicional de hasta 25% en enero para los beneficiarios de electricidad, gas natural y propano por redes, que irá disminuyendo gradualmente hasta desaparecer en diciembre de ese año. El Gobierno resaltó que el nuevo régimen integra también a los usuarios de gas propano indiluido por redes y a los beneficiarios del ex Programa Hogar (garrafas), que pasarán contar con reglas homogéneas.
Estos últimos usuarios contarán con un plazo de seis meses para inscribirse en el SEF, garantizando durante ese período la continuidad de la asistencia mientras se completa la migración al nuevo esquema. Una vez finalizado ese proceso, el Programa Hogar será dado de baja y los usuarios quedarán incluidos en el régimen general de subsidios energéticos focalizados.
El diagnóstico fiscal de un costo histórico
El decreto se apoya en informes técnicos de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para justificar la urgencia del cambio. Alli se menciona que, en los últimos 21 años, el Estado nacional aportó más de US$ 104.000 millones para cubrir la brecha entre el costo de generación y la tarifa pagada por los usuarios, y que en 2023, el subsidio al precio mayorista alcanzó los US$ 4.800 millones.
El Ejecutivo afirma que el esquema del Decreto 332/22 que dispuso la segmentación por niveles de ingresos resultó ser un mecanismo «complejo y poco transparente». Según la norma, la coexistencia de la segmentación con la Tarifa Social y el Régimen de Zona Fría generó situaciones donde hogares con idéntica capacidad económica recibían beneficios dispares. La redeterminación de subsidios se presenta como un paso necesario para que los precios reflejen los costos reales de la energía, promoviendo el ahorro y la inversión en infraestructura.
El viceministro Daniel González asegurí en el último Energy Day de EconoJournal que «los subsidios dejaron de ser una carga para la macro».
El nuevo registro SEF si bien se constituye sobre la base del antiguo RASE, pasa a tener una lógica de control mucho más estricta con un único universo de beneficiarios, y el criterio de elegibilidad para acceder al subsidio del Estado se endurece, ya que sólo podrán acceder aquellos hogares cuyos ingresos netos no superen tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un «Hogar 2» según el INDEC.
La Secretaría de Energía no se limitará a la declaración jurada, sino que se establece el uso de indicadores de exteriorización patrimonial como bienes de lujo, autos de menos de 10 años, embarcaciones, datos cruzados con bases de datos como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), para atender solicitudes de quienes declarando bajos ingresos, posean activos que demuestren capacidad de pago.
La norma introduce límites físicos al beneficio. El subsidio ya no es sobre el 100% de la factura, sino sobre un «bloque base». En el caso de la electricidad se identifica la estacionalidad marcada, para lo cual se fijan dos bloques diferenciados para incentivar el ahorro en los meses de mayor presión sobre el sistema. En ese esquema se decidió bloques de 300 kWh/mes paa los picos de demanda de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre, y de 150 kWh/mes para el valle de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre.
Cualquier consumo por encima de estos límites se pagará a precio estacional pleno, lo que podría representar saltos significativos en las facturas de hogares electrodependientes o sin gas natural. En tanto para el gas natural y propano por redes, el Gobierno introduce el Precio Anual Uniforme (PAU). El objetivo es evitar que en invierno la factura se vuelva impagable debido a la combinación de mayor consumo y mayor precio del fluido, y se mantienen los volúmenes base de las resoluciones 686/22 y 91/24 segmentados por zona geográfica.
La falla fue en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques, ubicada en Florencio Varela.
La falla en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques de la distribuidora Edesur provocó un apagón que dejó a 1.083.000 usuarios sin electricidad durante la madrugada de este miércoles. En esta nota, EconoJournal publica las fotos de la sobrecarga en la subestación de Edesur.
El apagón se produjo a las 00.55 en medio de la ola de calor que mantiene bajo alerta naranaja a la Ciudad de Buenos Aires. En efecto, la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) al momento de la falla era de 30°.
En ese sentido, Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), este miércoles registró una demanda de energía eléctrica de 27.816 MW en todo el país. La proyección de la empresa mixta para este 31 de diciembre es de 26.966 MW.
La subestación donde se produjo la falla está ubicada en Florencio Varela y es uno de los principales nodos de distribución de Edesuren el corredor sur del AMBA. Cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia.
El apagón en el área de Edesur se produjo a las 00.55 en medio de una ola de calor.
Edesur: las fotos que explican el apagón
En total, 1.083.000 usuarios sufrieron el corte de luz debido a la falla registrada en la subestación transformadora Bosques. La cifra representa al 40 por ciento del total de los usuarios que abastace Edesur. De allí, el impacto general que tuvo el apagón.
Mientras que el desperfecto ocurrió a las 0.55 de la madrugada, a través de un tuit Edesur aseguró que para las 4.30 el servicio ya había sido restablecido para el 97% de los hogares afectados.
«Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas», sostiene el tuit que publicó la empresa a las 5.10 am.
Estas son las fotos de la falla que derivó en el apagón de Edesur.
La subestación Bosques es uno de los principales nodos de distribución de Edesur en el corredor sur del AMBA.
Casi un 40% del universo total de usuarios de Edesur se quedó sin electricidad. Edesur informó que para las 4.30 de la madrugada el servicio eléctrico ya estaba restablecido para 97% de los hogares afectados por el corte masivo.Fuentes del mercado eléctrico afirmaron que será clave saber cómo reingresan en operación las centrales termoeléctricas que salieron de despacho por la falla en la subestación Bosques.Se vieron afectados 1.083.000 usuarios de la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y de localidades del Conurbano.La subestación Bosques de Edesur cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia.El inconveniente fue en el interruptor de acoplador de barras, que es un dispositivo clave para flexibilizar la operación de la estación transformadora.
La grúa de IMPSA llegó a la obra del ASECG II en el complejo Atucha.
Nucleoeléctrica Argentina alcanzó un nuevo hito en el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) con la llegada de una grúa pórtico de última generación fabricada en IMPSA. El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de la central nuclear Atucha II luego del 2027.
El equipamiento fue desarrollado por IMPSA en base a una especificación técnica elaborada íntegramente por la Gerencia de Proyectos de Nucleoeléctrica.
La grúa cuenta con un diseño innovador que permitirá mover y posicionar con precisión los canastos que contienen los elementos combustibles gastados durante las tareas de almacenamiento en seco.
La instalación y puesta en marcha del equipo está prevista para principios de 2026 y se estima que tomará cuatro meses.
ASECG II, un proyecto clave para Atucha II
La empresa generadora estatal informó un avance general de 38% en la ejecución del proyecto ASECG II, que será necesario para poder seguir operando el reactor de Atucha II luego de 2027.
El proyecto ASECG II registra un avance de 38%.
Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento con capacidad limitada. Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco, una solución segura, eficiente y sostenible que utilizan los países con industria nuclear desarrollada.
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. Ya se completaron obras civiles claves como la base de hormigón de alta resistencia donde se ubicarán los silos y se avanza en la construcción de los componentes del sistema.
El diseño del sistema incorpora ventilación pasiva, que mantiene la temperatura dentro de rangos seguros sin necesidad de energía eléctrica ni intervención humana, aumentando la confiabilidad a largo plazo.
En el caso de Atucha I, Nucleoeléctrica inauguró en 2022 un centro de almacenamiento en seco para alojar los combustibles gastados, pensando también en la operación futura de esta central nuclear, sobre la cual se estan ejecutando los trabajos del proyecto de extensión de vida. La inversión conjunta en este proyecto y el ASECG II esta valuada en US$ 700 millones.
Una falla registrada a las 00.55 de este miércoles en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques —uno de los peores lugares para sufrir un inconveniente técnico porque el sistema automático de protecciones libera la energía de toda la estación— provocó un apagón masivo en la madrugada de este miércoles en la red de Edesur. En total, se vieron afectados 1.083.000 usuarios de la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y de localidades del Conurbano; casi un 40% del universo total de usuarios de la empresa controlada por la italiana Enel.
Ubicada en Florencio Varela, la subestación Bosques es uno de los principales nodos de distribución de Edesur —cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia— en el corredor sur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), especialmente en localidades como Avellaneda, Berazategui y Quilmes.
Qué dijo Edesur
Edesur informó que para las 4.30 de la madrugada el servicio eléctrico ya estaba restablecido para 97% de los hogares que se vieron afectados por el corte masivo. «Agradecemos el trabajo de nuestros colaboradores que en tiempo récord y en horas de la madrugada lograron restablecer el servicio a casi la totalidad de los clientes en menos de 3 horas realizaron las acciones necesarias para que poco más de 1 millón de clientes volvieran a tener servicio eléctrico», indicó la empresa.
| Apagón masivo en CABA
En la última madrugada del año, un corte masivo dejó sin luz a más de 30 mil usuarios en la Ciudad y sur del conurbano.
Falla en subestación Bosques, en plena ola de calor. Edesur trabaja en el restablecimiento. Otra vez la infraestructura muestra sus… pic.twitter.com/MOqcHCP0OC
Fuentes del mercado eléctrico afirmaron que será clave saber cómo reingresan en operación las centrales termoeléctricas que salieron de despacho por la falla en la subestación Bosques. El inconveniente en el interruptor de acoplador de barras —un dispositivo clave para flexibilizar la operación de la estación transformadora que funciona como un puente que permite energizar barras colectoras dentro de la planta— motivó que dejaran de operar centrales por unos 2500 megawatt (MW) de potencia a la 1 de la madrugada.
Al cierre de esta nota, según comentaron a EconoJournal fuentes privadas, las turbinas de gas 1 y 2 de la central Ensenada Barragán se encontraban en proceso de arranque, al igual que la máquina TG09 de Central Costanera. Sin embargo, la central Dock Sud aún no estaba en condiciones de reingresar en despacho.
Carlos Luis Rabuffetti, nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios
La transportadora gasífera TGN anunció un cambio en su estructura ejecutiva con el nombramiento de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios. El ingeniero industrial, egresado del ITBA, asumirá sus funciones el 1° de enero próximo. Este movimiento marca el inicio de una nueva etapa operativa para la firma, en un contexto en el cual el sistema se encuentra en una renovada etapa de desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.
El directivo llega a la compañía con un respaldo de casi cuatro décadas de trayectoria dentro de la organización Techint. En su paso previo por Tecpetrol, donde ocupó la gerencia de Desarrollo de Negocios, Rabuffetti lideró proyectos de gas y energía orientados al mercado latinoamericano. Esta experiencia técnica y estratégica se alinea con los desafíos de infraestructura de la red de gasoductos del país para el corto plazo.
La designación implica el cierre de un ciclo de 24 años para Guillermo Cánovas, quien deja el cargo tras una extensa carrera en la empresa. Cánovas ejerció la dirección del área comercial desde 2008, periodo en el cual encabezó iniciativas estratégicas que consolidaron el crecimiento de TGN. Su gestión queda como una pieza clave en el posicionamiento actual de la operadora dentro del mercado de transporte de hidrocarburos.
TGN desempeña un rol central en la matriz energética al transportar el 40% del gas inyectado en los gasoductos troncales de la Argentina. A través de los sistemas Norte y Centro Oeste, la compañía opera una red de 11.317 kilómetros de ductos y 22 plantas compresoras. Su ubicación geográfica resulta estratégica, ya que actúa como el único operador con conexiones físicas hacia Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
En cuanto a su composición accionaria, la empresa mantiene una estructura encabezada por Gasinvest -integrada por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles– con el 56% del capital. El resto de la participación se reparte entre SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el mercado bursátil local, donde el 20% de las acciones cotiza bajo la órbita de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).
Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida.
ABB, la compañía dedicada a tecnologías de electrificación y automatización, fue reconocida por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) con el Premio 2025 a la Gestión Integrada de Seguridad y Ambiente. Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida en la industria energética.
El premio fue entregado durante la ceremonia del Día del Petróleo y del Gas, en el marco del tradicional almuerzo anual del IAPG, que reúne a referentes de la industria, empresas, autoridades y especialistas para intercambiar miradas sobre los desafíos actuales y futuros del sector, con especial foco en la seguridad operativa y la sostenibilidad.
Distinción
“En ABB entendemos que el mejor camino para una industria energética sostenible es integrar la seguridad y el cuidado del ambiente en cada decisión y en cada proceso. Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes”, afirmó Giselle Somale, Country Holding Officer (CHO) de ABB para Argentina, Uruguay y Paraguay.
En representación de la compañía ABB y de todo su equipo de HSE (“Health, Security & Enviroment” Salud, Seguridad y Medioambiente), el premio fue recibido por Somale, quien destacó la relevancia de este reconocimiento tanto para la compañía como para el conjunto de la industria del petróleo y del gas.
«La empresa impulsa una gestión integrada de seguridad y ambiente alineada con los más altos estándares internacionales, acompañando los procesos de digitalización, automatización y transición energética. La compañía promueve entornos de trabajo seguros, una gestión responsable de los recursos y una cultura preventiva que involucra a todos los niveles de la organización», destacaron desde la compañía.
“Este reconocimiento es un logro colectivo que alcanzamos gracias al compromiso diario de nuestros equipos. Nos impulsa a seguir fortaleciendo una gestión integrada de seguridad y ambiente que acompañe los desafíos del negocio y contribuya al desarrollo de una industria cada vez más segura, eficiente y sostenible”, agregó Somale.
«Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes», indicaron desde la empresa.
El premio
El premio fue compartido junto a otros referentes del sector, en un espacio de diálogo y encuentro que permitió reflexionar sobre el rol estratégico de la seguridad y el cuidado del ambiente en la construcción de una industria energética más eficiente, sostenible y preparada para el futuro. En ese marco, la distinción refuerza el compromiso con una gestión integrada que articula tecnología, liderazgo y cultura organizacional como ejes clave para impulsar soluciones que contribuyan a un desarrollo energético sostenible que se consolida con proyectos de envergadura histórica en Argentina.Un reconocimiento que se suma al de la “Excelencia en Prevención y Salud Ocupacional” de la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT)Este reconocimiento local del IAPG se suma al hito a nivel latinoamericano que refuerza nuestra identidad como marca empleadora de calidad en la región, indicaron.
En mayo, en el marco de las Jornadas Latinoamericanas de Higiene y Seguridad, organizadas anualmente desde 1977 por la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT), ABB fue también distinguida en la categoría de “Empresa” por su continua y meritoria labor en la prevención de riesgos laborales, salud ocupacional y cuidado del medio ambiente, posicionándonos entre las empresas líderes en nuestro país.
«Estos logros son el reflejo del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestro liderazgo en el campo de la seguridad y la salud en el trabajo. Continuaremos impulsando iniciativas que refuercen nuestro compromiso con la prevención, la innovación y el cuidado del medio ambiente, pilares fundamentales de nuestra identidad como empleador de calidad en la región y custodio de la Sostenibilidad de la operación en toda nuestra cadena de valor industrial», concluyeron desde la compañía.
En las colocaciones del sector energético, YPF fue el principal emisor al absorber poco más de uno de cada cuatro dólares de financiamiento.
El sector energético, con el impulso del petróleo, el gas y la electricidad, cerró un 2025 de gran dinamismo en el mercado de capitales local en busca de un financiamiento históricamente complejo en el país. A través de 80 emisiones de Obligaciones Negociables (ON), un total de 28 empresas captaron US$ 10.571 millones, una cifra que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año.
De acuerdo al informe de cierre de año que realizó RICSA Sociedad de Bolsa para EconoJournal, este dinamismo se acentuó especialmente hacia el cierre del calendario, cuando 23 de esas colocaciones se concretaron en el último trimestre, sintonizando con el clima de mayor optimismo que ganaron los mercados tras las elecciones de medio término en la Argentina, lo que permitió una baja sustancial en el costo de financiamiento.
Si bien en 2024 el sector había registrado una mayor participación relativa (33,15%), junto con un mayor número de emisiones (100) y una mayor cantidad de empresas emisoras (29), en 2025 se observa un incremento significativo en el monto total colocado, que creció un 15,11% interanual. El total pasó, así, de US$ 9.183 millones en 2024 a US$ 10.571 millones en 2025, lo que evidencia una mayor concentración del financiamiento en emisiones de mayor volumen,
Para dimensionar la importancia, el monto de colocaciones es casi equivalente a las exportaciones de Combustibles y Energía que, de acuerdo al Indec, sumó unos US$ 10.005 millones en los primeros once meses del año. El ranking de emisiones del sector energético en 2025 estuvo encabezado por un grupo de apenas cinco empresas que concentraron una porción significativa del financiamiento a través de Obligaciones Negociables, las cuales en conjunto concentraron aproximadamente un 68% del monto total emitido por compañías del sector.
«El primer lugar en participación en el total de ON emitidas lo ocupa el sector de Servicios Financieros, que representan más del 40% del total de las emisiones, mientras que el sector energético se ubica en segundo lugar. En cuanto al perfil de los emisores, todas las ON del sector energético fueron emitidas por grandes compañías, sin participación de PyMEs durante 2025″, explicó Gustavo Delbon, Gerente de Riesgo, Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Sociedad de Bolsa.
El aporte del Mercado de Capitales
En cuanto a la moneda de emisión, tanto en 2024 como en 2025 se observa un claro predominio de las colocaciones denominadas en dólares (hard dollar), tanto por cantidad de emisiones como por monto colocado. En el periodo este tipo de emisiones alcanzaron US$ 9.958 millones, mientras que las emisiones dólar linked totalizaron US$ 515 millones y las colocaciones en pesos argentinos ascendieron a $ 130.481 millones (equivalentes a US$ 98 millones).
En comparación con el 2024, el 2025 muestra un incremento importante en la participación de las emisiones de Obligaciones Negociables en hard dollar, que pasó de representar el 81,03% en 2024 al 94,20% en 2025, evidenciando una mayor concentración del financiamiento del sector energético en instrumentos en moneda dura y una reducción relativa de las alternativas en dólar linked, pesos y UVA.
Cinco empresas concentraron el 68% de los montos emitidos, sobre un total de volumen que superó en un 15% 2024.
La evolución mensual del monto colocado -resaltó el analista- refleja una marcada aceleración hacia el cierre del año. Tras un primer semestre con volúmenes moderados y cierta heterogeneidad en las colocaciones, el mercado de Obligaciones Negociables del sector energético mostró en octubre y noviembre los niveles más elevados del período.
Complementario al análisis de plazos y tasas, se presenta la evolución mensual de la duration de las emisiones, medidas a través del mínimo, máximo y promedio ponderado observada en cada mes, en lo cual se observa una clara extensión de los plazos a lo largo del año, con un incremento tanto en la duration máxima como en la duration promedio ponderada hacia el último trimestre, lo que refleja una mayor disposición del mercado a financiar proyectos de mediano y largo plazo.
Esta dinámica se evidenció, particularmente, en la emisión de Pampa Energía realizada en noviembre de 2025, que alcanzó una duration de 93 meses y una TIR de corte del 8,10%, constituyéndose como una de las colocaciones de mayor plazo dentro del sector analizado.
Mejores condiciones de financiamiento
Analizado en conjunto, los datos muestran una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento del sector, asociándose un leve incremento de la TIR promedio a, principalmente, un aumento de los plazos de financiamiento. Particularmente el plazo promedio ponderado de las emisiones pasó de 68 meses en 2024 a 74 meses en 2025, explicó Delbón.
En el año, las Obligaciones Negociables denominadas en dólares presentaron una TIR mínima del 3,5% y una máxima del 11,9%, con una TIR promedio ponderada del 8,06%. Estas emisiones se caracterizaron, además, por duration significativamente más extensas, con una duration mínima de 6 meses, una máxima de 93 meses, lo que evidencia el uso del mercado de capitales para financiar proyectos a mediano y largo plazo.
Por su parte, las ON dólar linked exhibieron una mayor dispersión en las tasas, con rendimientos que oscilaron entre 0,0% y 13,0%, y una tasa promedio ponderada del 1,7%. En términos de plazos, este tipo de emisiones se concentró en horizontes más acotados, con duration comprendidas entre 15 y 19 meses y una duration promedio ponderada cercana a los 17 meses, posicionándose principalmente como instrumentos de cobertura cambiaria de corto plazo.
El VMOS logró la reapertura del financiamiento internacional de project financie después de décadas.
Las tasas relativamente bajas observadas en este segmento se explican, en gran medida, por las expectativas de inestabilidad cambiaria y evolución del tipo de cambio prevalecientes en mayor parte del 2025. Finalmente, las ON en pesos registraron una tasa mínima del 32,0% y una máxima del 47,8%, con una tasa promedio ponderada del 36,9%. Estas emisiones se concentraron exclusivamente en el corto plazo, con duration comprendidas entre 9 y 11 meses.
Qué esperar para el 2026
En conjunto, para el Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RiCSA, esta dinámica confirma que el mercado de capitales se consolida como una herramienta clave para el financiamiento estructural del sector energético, particularmente en proyectos de mediano y largo plazo. El repunte en el volumen de emisiones durante la segunda mitad de 2025 anticipa un mayor protagonismo del mercado de capitales como fuente de financiamiento durante 2026, especialmente para los sectores de Energía.
«El cierre del año con un mayor dinamismo en las emisiones tiene un fuerte componente post-electoral. Más allá de los datos puntuales, lo que se observa es un cambio en las expectativas: el mercado empezó a anticipar un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica, lo que incentivó tanto a emisores como a inversores a volver a mirar el financiamiento vía mercado de capitales», aseguró Delbon.
En el mismo sentido, agregó que «hacia el primer semestre de 2026, la sostenibilidad de este desempeño va a depender, en gran medida, de que se consoliden algunas señales clave. En particular, el mercado va a estar muy atento a la evolución del riesgo país, que aparece como un termómetro central para validar el nuevo escenario, así como a la estabilidad cambiaria y monetaria. En este sentido, más que un boom puntual, el mercado parece estar descontando un proceso gradual, y si la estabilidad macro se sostiene y el riesgo país continúa moderándose, el mercado de ON podría seguir mostrando un buen nivel de actividad».
Así, para el analista, se espera que «las necesidades de inversión asociadas al desarrollo de la producción y la infraestructura del sector energético, tanto como en oil & gas como en el mercado eléctrico, continúen impulsando la demanda de financiamiento de mediano y largo plazo». En este contexto, las ON se consolidan como un instrumento flexible y eficiente, permitiendo a las empresas adaptar moneda, plazo y estructura de tasas a los flujos esperados de cada proyecto.
En este contexto, el acceso al financiamiento externo no aparece como una alternativa masiva, sino más bien selectiva, al menos en el 2026, condicionada por el perfil crediticio de los emisores y la escala de los proyectos. «Un formato que empezó a reaparecer es el de los préstamos sindicados con bancos internacionales, utilizados principalmente para financiar inversiones de mayor envergadura», reseñó.
En este sentido, Delbon reseñó que «el mercado de capitales -tanto local como internacional- tiende a funcionar de manera complementaria. El mercado de capitales local, en algunos casos con alcance internacional, sigue siendo clave para financiar capital de trabajo e inversiones, mientras que el financiamiento bancario externo puede jugar un rol relevante en proyectos estratégicos, siempre que se consolide la estabilidad macroeconómica».
La suba de tarifas será de 2,5% y el gobierno publicará un decreto para crear el nuevo esquema de subsidios que regirá desde enero.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes los nuevos precios de la energía mayorista de la electricidad y el gas natural que regirán a partir del 1° de enero y que se trasladarán a los nuevos cuadros tarifarios para el verano. La suba es de 3,22% para la energía eléctrica y de 0,53% para el precio mayorista del gas. El impacto en las facturas finales será entre 2,5% y 3% en promedio, según indicaron fuentes del sector consultadas por EconoJournal.
También aumentó alrededor de 0,91% el precio del transporteen alta tensión. La cartera energética formalizó los incrementos a través de las resoluciones 604 y 605 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
El precio de la electricidad y el gas es uno de los tres componentes de las facturas de los usuarios residenciales, junto con el transporte y la distribución. El precio mayorista incide en alrededor de un 50% en la factura final de los hogares, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) pesa un 25% y el margen del transporte un 5%. A esto se suma un 20% de los impuestos.
Según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales, el gobierno publicará esta semana un decreto simple para crear el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Una formalidad que necesita el Ejecutivo para implementar el nuevo diseño de subvenciones estatales que comenzará a regir a partir del 1° de enero.
Subsidios Energéticos Focalizados
El gobierno eliminó la segmentación tarifaria que dividía en tres categorías a los usuarios residenciales y a partir de enero estrenará el nuevo esquema de SEF, que tendrá dos grupos: los hogares con y sin subvenciones estatales.
El nuevo esquema prevé para el verano que los hogares de altos ingresos (Nivel 1) empiecen a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares que permanezcan dentro del universo subvencionado (Nivel 2 y 3) se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes, que es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.
El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST). Con el transcurso de los meses irá bajando hasta llegar a un 50% hacia diciembre de 2026, según estima la Secretaría de Energía.
Precio de la electricidad para el verano
La suba del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) será de 3,88% para el período estival que va del 1° de enero al 30 de abril. La suba se trasladará a los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales.
De este modo, el precio mayorista de la energía pasó de 60.184 pesos por MWh ($/MWh) a 62.519 $/MWh en la hora pico, mientras que en el horario denominado valle el salto es de 57.887 $/MWh a 60.133 $/MWh. A estos precios se les aplicará la bonificación y los topes de consumo subsidiado para los hogares subvencionados.
En la misma resolución 604 la cartera que dirige Tettamanti actualizó los nuevos valores del precio de transporte de energía eléctrica en alta tensión para cada distribuidora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Por ejemplo, los Precios Estabilizados de Transporte (PET) en Edelpa, la distribuidora de la localidad de La Plata, y Edenor y Edesur en el AMBA, que concentran la mayor cantidad de usuarios del país, aumentaron de 9.537 $/MWh a 9.624 $/MWh.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista de la energía eléctrica entre el 1° de enero y el 30 de abril.
Precio del gas para el verano
El aumento de alrededor de 0,53% del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se trasladarán a los cuadros tarifarios a partir del 1° de enero en las facturas finales. Por ejemplo, en el caso de Metrogas, que distribuye en el AMBA, el precio del gas pasará de 2,940 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) a 2,956 US$/MMBTU.
Para Camuzzi Gas del Sur, el precio PIST en la provincia de Neuquén saltará de 2,991 US$/MMBTU a 3,007 US$/MMBTU y para Litoral Gas en la provincia de Santa Fe el precio subirá de 2,961 US$/MMBTU a 2,977 US$/MMBTU.
La Secretaría de Energía aumentó el precio mayorista del gas natural a partir del 1° de enero.
El nuevo modelo de concesión de obra prevé que el financiamiento corra por cuenta de los privados.
El Poder Ejecutivo oficializó este lunes un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.
La normativa recupera las atribuciones de la Ley 17.520, sancionada en 1967 pero que fue modificada a lo largo de los años, especialmente en los 90, y la Ley 24.095 que dispone el régimen legal del sector de energía eléctrica. La figura de concesión de obra pública, a diferencia de los proyectos que se realizan con partidas presupuestarias del Tesoro nacional, prevé que el financiamiento lo aporten los privados como principal diferencia al modelo vigente en los últimos años.
El Decreto 921/2025 publicado en el Boletín Oficial, «tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación», explicó la Secretaría de Energía.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en la Resolución 715 de julio último, se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
La medida se da a conocer después de que la semana pasada el Gobierno oficializó la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la Resolución 2090 del Ministerio de Economía avanzó con el proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.
Cómo se ampliará la red de transporte
Mediante la nueva norma, como parte del proceso de desregulación del mercado eléctrico, se fundamenta que se logrará así el desarrollo de inversiones bajo un esquema que, según los considerandos «otorga garantías a los concesionarios en términos de la remuneración, variación de las condiciones contractuales, el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera».
La medida se fundamenta en «la necesidad de optimizar los servicios del Estado, el fin de reducir el gasto público y, adicionalmente, posibilitar la inversión privada en obras tales como las ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica».
Según el decreto, el sistema de transporte y distribución en la Argentina se encuentra bajo una emergencia declarada originalmente en 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026, por lo cual el Ejecutivo determinó que las ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realicen bajo la modalidad de «libre iniciativa y al propio riesgo de quien la ejecute».
El articulado señala que el concesionario no solo construirá, sino que «llevará a cabo la operación y mantenimiento de las obras de ampliación bajo supervisión de la transportista, a cuyos efectos el concesionario asumirá el rol de Transportista Independiente«. Este esquema busca, según los fundamentos, «alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible».
Desrulación del Mercado Eléctrico
El Gobierno considera este paso como una pieza central para normalizar el sector. En el comunicado oficial que acompaña la medida, la Secretaría de Energía sostiene que la ejecución de obras prioritarias mediante concesión es una «condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación«.
Al respecto, el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de su cuenta en X reforzó que el esquema de concesión de obra «permitirá que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica«, lo cual permitiría destrabar inversiones que el Ejecutivo califica como largamente postergadas.
El Gobierno busca avanzar con obras clave para el sistema eléctrico.
El decreto también establece en su articulado un esquema de responsabilidades compartidas entre las carteras económicas. Mientras que el Ministerio de Economía mantendrá su jerarquía como autoridad de aplicación de los contratos de concesión, ejerciendo la supervisión y el control sobre el cumplimiento de los mismos, se delegan en la Secretaría de Energía facultades críticas para la operatividad del plan.
Se especifica, en el caso de la Secretaría, la potestad de aprobar los pliegos de bases y condiciones generales, particulares y de especificaciones técnicas, efectuar la convocatoria a Licitación Pública Nacional e Internacional para las obras identificadas como prioritarias y organizar la Comisión Evaluadora, calificar a los oferentes y dictar el acto administrativo de adjudicación.
Entre los proyectos específicos que la normativa pone en marcha se destacan el sistema “AMBA I”, la “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y la “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, que fueron oportunamente declaradas como prioritarias entre más de una decenas de proyectos de ampliación.
Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael. Se trata del tercer parque solar que la empresa pone en marcha en Mendoza y que viene a completar un plan de inversión de US$ 400 millones en la provincia cuyana.
La empresa adelantó el comienzo de generación de 140 de los 180 MW de capacidad instalada que tendrá el parque solar San Rafael. El proyecto demandó una inversión de 180 millones de dólares.
Ubicado en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo, el parque solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados en el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó la relevancia del proyecto. “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”, dijo Latorre.
San Rafael es el tercer parque solar inaugurado por Genneia en Mendoza.
Genneia, líder en energías renovables en la Argentina
La presencia de Genneia en Mendoza alcanza hasta el momento una inversión superior a los US$ 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada. Los proyectos ejecutados en la provincia refuerzan el liderazgo de la compañía en generación renovable en el país.
La reciente entrada en operación del parque solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del parque solar Anchoris y la inauguración del parque eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1540 MW.
La entrada en operación adelantada de los 140 MW del parque solar San Rafael eleva la capacidad instalada total de energía solar de Genneia a 630 MW. Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.
El CEO de Genneia, Bernardo Andrews, celebró el ingreso en operación del tercer parque solar en Mendoza. “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”, destacó.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
El descuento
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
“De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores”, aseguraron desde la empresa.
El gobierno oficializó este miércoles la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la resolución Nº 2090 del Ministerio de Economía formalizó el lanzamiento del proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.
Se espera que en las próximas horas se publique en el portal Contrat.ar, la plataforma digital controlado por la Oficina de Compras del Estado que se utilizó para reconcesionar las represas hidroeléctricas del Comahue, el pliego licitatorio con la letra chica del Concurso Público Nacional e Internacional para transferir la participación accionaria de Enarsa en Transener. Así lo hizo mediante la Resolución 2090/2025 en una edición suplementaria del Boletín Oficial.
Según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa, la compulsa deberá estar concluida a finales del verano. Los interesados deberán presentar ofertas el martes 23 de marzo por la mañana. El pliego prohíbe de forma taxativa que empresas controladas por Estados nacionales (de otros país) o provinciales participen de la licitación. Y establece como condición necesaria para inscribirse en el concurso que los participantes acrediten un patrimonio equivalente al valor accionario de Transener, cuya valuación bursátil supera hoy los 800 millones de dólares.
En el área energética del gobierno son optimistas y aspiran a que la venta del 50% de Citilec le permita al Estado recaudar más de US$ 200 millones. Será clave, en ese sentido, saber qué entorno financiero existirá en marzo de este año. La privatización de las centrales hidroeléctricas del Comahue terminó siendo un proceso competitivo porque el inesperado triunfo de LLA en las elecciones redujo el costo de financiamiento local e internacional. Ver cómo resuelve el gobierno los vencimientos de deuda en enero por más de US$ 4300 millones será un primer paso en esa dirección.
Acuerdo con Pampa
Un aspecto poco conocido del proceso de privatización, cuya resolución demoró el lanzamiento del concurso, fue la negociación con Pampa Energía, que controla el otro 50% de Citilec, para viabilizar en términos legales y económicos la operación de venta de la participación de Enarsa.
Sucede que el holding que encabeza Marcelo Mindlin poseía dos derechos contractuales que le permitían resguardar el valor de su participación en Transener. Por un lado, contaba con un Right of First Refusal (ROFR) o Derecho de Primera Preferencia, una cláusula que le permitía empardar y definir a su favor una oferta de un tercero por el 50% de Enarsa en Citilec. En la práctica, ese beneficio en poder de Pampa atentaba contra el proceso de privatización que impulsa el gobierno porque reducía la competencia en el concurso.
A su vez, Pampa poseía un segundo derecho contractual denominado Tag Along o Derecho de Acompañamiento, que le otorgaba la potestad de exigir a quien compre el 50% de Citilec que posee Enarsa que obligatoriamente adquiera también la participación accionaria de Pampa en los mismo términos y condiciones que los aceptados por la empresa estatal.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.
El Tag Along está pensado, por lo general, como un instrumento para busca evitar que accionistas minoritarios queden «atrapados» con un nuevo controlador no deseado, dándoles una vía de salida.
El gobierno terminó de negociar con Pampa hace dos semanas la cesión recíproca de ambos derechos. Eso implicó que tanto Pampa como Enarsa (y la empresa que compre su participación en Citilec) desistieron de ejercer ambos derechos. Para eso fue necesario modificar el acuerdo de accionistas original de Transener firmado en los ‘90, lo que motivó la intervención de la Procuración del Tesoro y también de la Comisión de Defensa a la Competencia. En el plano político, el cierre de la negociación motivó la participación de Marcelo Mindlin, del ministro Luis ‘Toto’ Caputo e incluso de Presidencia de la Nación.
El proceso de venta de Transener
La empresa transportista completa su cartera accionaria con un 20% de acciones en poder de la Anses, y un 28% restante en manos de tenedores privados de las acciones que cotizan en bolsa.
Las empresas interesados en Transener tendrán tres meses a partir de la publicación de los pliegos, que se asegura estarán desde el viernes en el portal Contrat.Ar, para preparar y presentar sus ofertas, tiempo que se consideraba necesario para abordar la complejidad técnica de la empresa.
Para avanzar con este proceso se realizó una tasación del paquete accionario, determinando un valor de US$ 205 millones por el 50% de Citilec.
Fuentes allegadas al proceso también explicaron a EconoJournal que en el pliego hay una cláusula que busca evitar que haya una inversión especulativa por parte de quien resulte adjudicado, y que obliga al comprador en caso de decidir una venta a menos de dos años de la privatización a transferirle al Estado nacional la mitad del resultado de la nueva operación de venta.
Mecanismo de privatización
En sus considerandos, la resolución de Economía especifica el alcance de la venta y el rol de la empresa estatal en la cadena de control al señalar que “Enarsa es titular del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (Citelec), sociedad de inversión que controla a Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener Sociedad Anónima (Transener)”.
Asimismo, la norma aclara que esta licitación no contempla los mecanismos de preferencia previstos en legislaciones previas de privatización. “La modalidad y el procedimiento de privatización referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la ley 23.696 y sus modificatorias, como tampoco la implementación de un programa de propiedad participada”, se explicitó.
De acuerdo con el Artículo 5° de la resolución, los plazos críticos para los potenciales inversores son de consultas de pliego hasta el 13 de marzo de 2026; la presentación de ofertas hasta las 09.30 del 23 de marzo, y el acto de apertura a las 10 del 23 de marzo próximo. De esta manera se empieza a dar cumplimiento a los dispuesto a fines de julio, mediante la Resolución 1050/25, que estableció un proceso de 8 meses que para concretar la operación mediante una licitación nacional e internacional.
La resolución subraya la complejidad de la estructura societaria y la relevancia de los activos en cuestión, al señalar que Citelec no solo controla la red de alta tensión nacional a través de Transener, sino que también posee ramificaciones internacionales y regionales. “Citelec es accionista minoritaria y controlante indirecta, a través de Transener de las compañías Transener Internacional Ltda. y Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Ttransba)”.
Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada Transba, y es el eje central sobre el cual el Gobierno también prevé en el primer trimestre del año lanzar una serie de licitaciones para la construcción de tres obras de alta tensión claves para aliviar la demanda sobre el sistema, garantizar la estabilidad del abastecimiento y permitir la vinculación de nuevas obras de generación en los principales corredores eléctricos.
A partir de enero se disolverá el actual modelo dividido en tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3) y sólo habrá dos categorías: los hogares que reciben subsidios y los que no los perciben.
El Gobierno pondrá en marcha un nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), a partir del 1º de enero de 2026, que reemplazará definitivamente a la segmentación tarifaria heredada de la gestión de Alberto Fernández. El objetivo del Ejecutivo consiste en concentrar la asistencia estatal en los hogares más vulnerables y avanzar en un esquema de precios alineado con los costos reales de la energía.
En los hechos, dejará de existir el actual modelo dividido en tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3) y sólo habrá dos categorías: los hogares que reciben subsidios y los que no los perciben.
Este 20 de diciembre concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer el nuevo esquema de subsidios, que era el paso formal que el Ejecutivo necesitaba para avanzar sobre la nueva política tarifaria.
Qué cambia respecto del esquema actual y quiénes seguirán recibiendo subsidios
Mientras que la segmentación vigente distinguía entre altos, medios y bajos ingresos, el nuevo sistema de subsidios fusionará en un mismo grupo a los hogares de menores ingresos y a gran parte de los sectores medios que hoy reciben asistencia. De este modo, el Estado dejará de subsidiar de forma diferenciada a los usuarios N2 y N3 y pasará a otorgar una única subvención focalizada, basada en el nivel de ingresos del hogar.
Según lo informado por el Gobierno, quedarán dentro del universo subsidiado aquellos hogares cuyos ingresos totales —suma de los haberes de todos los adultos del grupo familiar— sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el INDEC. Con valores de noviembre, ese umbral ronda los $3,7 millones mensuales.
Además del ingreso, seguirán vigentes los criterios de exclusión patrimonial, como la titularidad de más de un inmueble, la posesión de aeronaves o embarcaciones de lujo, vehículos de alta gama o la compra reciente de moneda extranjera, entre otros. Los hogares que superen ese nivel de ingresos quedarán automáticamente fuera del esquema y comenzarán a pagar el precio plenode la energía eléctrica y el gas natural.
¿Cuál será el impacto del nuevo esquema de subsidios?
De acuerdo con estimaciones oficiales, el impacto del nuevo esquema será acotado en su primera etapa. Alrededor del 4% de los hogares que hoy reciben algún tipo de subsidioperderán la ayuda estatal en 2026. Se trata de los usuarios del actual segmento N3 cuyos ingresos superan el nuevo umbral fijado.
Por ejemplo, en el caso del servicio eléctrico, unos 145.000 usuarios residenciales dejarán de estar subsidiados sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país.
Cómo evolucionará el nivel de subsidios durante 2026
El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST).
Con el transcurso de los meses, ese aporte irá bajando hasta llegar a un objetivo del 50% hacia diciembre de 2026. En ese sentido, el Gobierno anticipa que durante el verano el impacto sobre las facturas de los hogares subsidiados será limitado, mientras que el mayor ajuste se sentirá en los usuarios de mayores ingresos, que desde enero comenzarán a pagar la tarifa plena.
Alrededor del 4% de los hogares que hoy reciben algún tipo de subsidio perderán la ayuda estatal en 2026.
Bloques de consumo subsidiados
Los hogares que continúen dentro del esquema recibirán subsidios sobre un bloque mensual de hasta 300 kWh de electricidad. Ese valor surge como un promedio entre los topes actuales de los hogares N2 y N3.
El consumo que supere ese umbral será facturado a precio pleno, incluso para los usuarios subsidiados, con el objetivo de desalentar consumos elevados.
Qué pasa con el Programa Hogar
Otro de los ejes centrales de la nueva política tarifaria es la eliminación del Programa Hogar a partir de 2026. Los 3,36 millones de hogares que hoy reciben subsidios para la compra de garrafas de gas serán incorporados al esquema SEF.
Estos usuarios deberán inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) —que cambiará de denominación— y pasarán a recibir una ayuda económica equivalente al costo de una garrafa de 10 kilos durante los meses de frío y media garrafa el resto del año, con acreditación a través de billeteras virtuales. En términos reales, el beneficio será superior al que perciben en la actualidad.
Desde la Secretaría de Energía remarcan que el nuevo sistema permitirá reforzar la cobertura de los hogares que dependen del gas licuado de petróleo (GLP), uno de los segmentos que enfrenta los costos energéticos más altos.
El objetivo del nuevo esquema
Desde el área energética sostienen que el SEF forma parte de un período de transición destinado a corregir distorsiones históricas de precios, garantizar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los sectores más vulnerables.
En ese marco, el Gobierno descartó asignaciones automáticas de subsidios basadas exclusivamente en otros programas sociales y defendió la integración del RASE como herramienta central para garantizar una focalización más precisa.
El Estado Nacional firmó los contratos de concesión y transferencia de acciones para la operación privada de las represas hidroeléctricas del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados. La firma de los contratos garantiza ingresos por US$706 millones para el Estado Nacional.
Con esta instancia, prevista en el cronograma oficial, el proceso de privatización ingresa en su tramo final y se habilita el inicio de la transición operativa hacia las empresas adjudicatarias.
La firma contó con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y de los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con representantes de las empresas adjudicatarias, quienes rubricaron los contratos correspondientes a cada concesión.
Central Puerto contempla un plan de obras de US$160 millones
Central Puerto, el mayor generador de energía eléctrica de Argentina, resultó adjudicataria de la concesión para continuar operando la Hidroeléctrica Piedra del Águila, tras presentar la propuesta más competitiva.
Con una oferta de US$245 millones, la compañía aseguró su continuidad al frente del complejo hidroeléctrico de mayor capacidad del Comahue.
La Hidroeléctrica Piedra del Águila, ubicada en la provincia de Neuquén, cuenta con 1.440 MW de capacidad instalada y es una pieza fundamental de la matriz energética nacional, un activo estratégico para la generación de energía renovable en la región del Comahue.
Central Puerto, que venía operando el complejo desde su primera adjudicación en el año 1994, presentó la mejor propuesta económica entre los participantes y será la única empresa que mantendrá la operación de este activo bajo la nueva concesión.
La inversión contempla también un plan de obras por US$ 160 millones, para garantizar la actualización técnica y optimo mantenimiento del complejo durante el plazo de concesión.
“Este resultado nos llena de orgullo y confirma nuestro liderazgo en la industria de generación de energía y nuestro rol como proveedor estratégico y confiable para la industria y usuarios. Asimismo, nos permite proyectar a largo plazo la operación de una central clave para el país y nos desafía a seguir invirtiendo en eficiencia, modernización, seguridad y estándares ambientales. Es una decisión que refuerza nuestro compromiso de seguir invirtiendo para el desarrollo energético de la Argentina”, afirmó Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, a través de un comunicado.
Los otros ganadores
Alicurá.Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedó con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.
El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.
Planicie Banderita – Cerros Colorados. En la primera apertura de ofertas se habían presentado seis propuestas, de las cuales las dos primeras pasaron a una instancia de «desempate» debido a que la diferencia entre ambas no llegó a superar el 10%. La disputa quedó planteada entre Edison Inversiones -que había elevado una oferta inicial por US$38 millones- y BML Inversora (del grupo MSU) que ofreció abonar US$41,6 millones. Al abrir los sobres con las nuevas propuestas económicas, el grupo Edison pasóal primer puesto tras ofrecer una mejora de US$26 millones que terminó llevando la oferta definitiva por encima de US$64 millones. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.
Gualcamayo, la mina de oro y plata que ya tenía pedido de cierre en 2023.
El Gobierno nacional aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto Gualcamayo, un desarrollo minero de oro y plata en la provincia de San Juan con una inversión inicial de US$665 millones.
Este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1.700 personas en forma directa.
Así lo anunció este martes el ministro de Economía, Luis Caputo, al señalar que con éste ya son 10 los proyectos RIGI aprobados con una inversión total de más de US$25.000 millones. El proyecto había sido presentado este año por Minas Argentinas, empresa de Aisa Group, con un desarrollo de Carbonatos Profundos (DCP), como parte de un proyecto que hará de Gualcamayo un polo productivo de, al menos, tres décadas.
El ministro de Economía, Luis Caputo, comunicó la novedad por X.
El cuarto proyecto minero con RIGI aprobado
Se trata del cuarto proyecto de la industria minera que aprueba el comité evaluador del RIGI, ya que previamente se había informado el ingreso de los proyectos de litio del Hombre Muerto Oeste (Galan Lithium por US$215 millones), en Catamarca; y Rincón (Río Tinto por US$2700 millones), y el único de cobre denominado Los Azules (McEwen Copper por US$ 2.670 millones), en San Juan.
Tras el anuncio de Caputo, la minera comunicó que «la aprobación del RIGI representa un hito relevante para la minería argentina, al brindar previsibilidad normativa y seguridad jurídica para inversiones de gran escala«. En este marco, “Minas Argentinas reafirma su compromiso con una minería moderna, responsable y alineada con estándares internacionales, orientada a la generación de valor económico y social de largo plazo”.
El plan aprobado contempla una inversión superior a los US$660 millones, de los cuales US$50 millones estarán destinados a exploración geológica. El eje central del proyecto es el desarrollo y explotación del Proyecto Carbonatos Profundos (DCP), un yacimiento que contiene, al día de hoy, más de 3,5 millones de onzas de oro en recursos certificados, de las cuales 2,45 millones de onzas ya se encuentran categorizadas como reservas.
El proyecto prevé una inversión inicial de US$665 milones.
El distrito minero Gualcamayo contiene, en total, más de 5 millones de onzas de oro en recursos, incluyendo 3,2 millones en categoría de reservas probadas y probables, según el último reporte bajo certificación internacional de abril de 2025. Actualmente, la empresa se encuentra culminando un informe de actualización de sus recursos y reservas mineras, con expectativa de incremento del 20% sobre el informe previo.
En paralelo, Minas Argentinas impulsa un programa de exploración distrital de corto y largo plazo. Solo alrededor del 4% de la propiedad fue explorada en profundidad, lo que evidencia que una parte sustantiva del potencial geológico de Gualcamayo aún está por descubrir. «El objetivo es avanzar en una comprensión integral del distrito, ampliar la base de recursos y sentar las bases para varias décadas de desarrollo minero, con una mirada técnica, responsable y de largo plazo», aseguró la empresa.
Los estudios de prefactibilidad ya se encuentran avanzados y en lo inmediato, se comenzará a trabajar en las ingenierías y en la factibilidad técnica del proyecto. En términos de impacto laboral, se prevé que, de manera gradual, la etapa de construcción, estimada para fines de 2027, genere entre 1.000 y 1.700 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, prevista para fines de 2029, se consolidarán alrededor de 600 empleos directos permanentes.
El proyecto, que se da en momentos de intensos debates en torno a la industria minera, incluye el desarrollo de una mina subterránea de última generación, una nueva planta de procesamiento y, fundamentalmente, la incorporación de una planta de oxidación a presión (POX) de tecnología moderna que permitirá procesar minerales complejos, liberando el oro contenido en el mineral y posibilitando una recuperación eficiente.
Esta planta POX será una de las primeras en Sudamérica y una de las pocas instalaciones de su tipo en operación a nivel mundial, posicionando a San Juan y a la Argentina a la vanguardia del desarrollo tecnológico e industrial en minería.
Además, el plan contempla la construcción de un parque fotovoltaico de 50 MW, destinado a abastecer la demanda eléctrica de la operación y a reducir significativamente su huella, entre otras innovaciones que plantearon los nuevos titulares de la licencia en San Juan, en un proceso paralelo al desarrollo de la minería metalífera.
Se prevé que el proyecto permitirá crear 1.700 empleos
La aprobación del RIGI marca un punto de inflexión en la historia reciente de Gualcamayo, que hace apenas dos años se encontraba en proceso de cierre. Desde la llegada de Aisa Group en 2023, la compañía dio continuidad a la operación, regularizó deudas con proveedores, avanzó en la recategorización de recursos y reservas, y reactivó los trabajos de exploración que hoy sustentan un plan de desarrollo de largo plazo.
Juan José Retamero, titular de Aisa Group, señaló que “La incorporación del Proyecto Carbonatos Profundos al RIGI pone en valor la verdadera dimensión de esta inversión. El eje del proyecto es la construcción de una planta de oxidación a presión, una tecnología de altísima complejidad que sitúa a la Argentina y a San Juan en la vanguardia industrial y tecnológica de la minería global.”
“La construcción y operación de una planta de estas características -agregó- no solo implica inversión en infraestructura, sino también en conocimiento. El proyecto contempla un fuerte componente de formación y capacitación de profesionales y técnicos argentinos, que deberán operar, mantener y optimizar procesos industriales de máxima sofisticación. Ese capital humano especializado es un activo estratégico para el país y uno de los impactos más relevantes del RIGI.”
Con la aprobación del RIGI se inicia formalmente una nueva etapa del proyecto, avanzando en los estudios de prefactibilidad y factibilidad, y en las ingenierías necesarias para su ejecución. Este proceso permitirá generar empleo calificado de manera creciente, primero durante la etapa de desarrollo y construcción, y luego en una operación de largo plazo.
Habrá nuevas formulas para el cálculo de sanciones para las empresas.
El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.
El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.
Los cambios en el servicio de electricidad
En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.
Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.
El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.
Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.
Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.
Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.
Las modificaciones en gas natural
En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.
En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).
Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.
Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.
Casos de grave repercusión social
Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.
Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.
El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.
Habrá nuevas formulas para el cálculo de sanciones para las empresas.
El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.
El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.
Los cambios en el servicio de electricidad
En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.
Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.
El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.
Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.
Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.
Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.
Las modificaciones en gas natural
En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.
En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).
Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.
Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.
Casos de grave repercusión social
Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.
Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.
El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
El 20 de diciembre a las cero horas concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer un nuevo esquema de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad. Era un paso formal que el Ejecutivo necesitaba dar para avanzar en el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que comenzará a regir a partir del 1° de enero. El proceso tuvo en toral 45 consultas de individuos, organizaciones de usuarios, entes reguladores provinciales y empresas del sector.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, informó este martes del fin de la consulta a través de la resolución 592 publicada en el Boletín Oficial. El los hechos, en 2026 deja de existir la segmentación tarifaria que el gobierno de Javier Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández y se pasa al esquema SEF.
A fin de año queda obsoleto el esquema de tres categorías de usuarios determinadas por sus ingresos mensuales (Nivel 1 para los usuarios de altos ingresos, Nivel 2 para bajos ingresos y Nivel 3 para hogares de ingresos bajos) y se pasa a un modelo de subvenciones estatales que agrupa a los usuarios en dos grupos: los hogares que recibensubsidios y los que no los reciben.
En términos generales, el grupo de usuarios residenciales que no recibirán subsidios en las facturas de gas y electricidad serán los que tengan ingresos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) determinadas por el INDEC para un hogar de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), que en noviembre fue de $ 1.257.329. Es decir, los hogares que tengan ingresos mensuales menores a los $ 3.771.987 formarán parte del universo de usuarios “con subsidios”, según informó el gobierno.
Consulta pública
Según el anexo de la resolución, la Secretaría de Energía agrupo en cinco temas a las 45 intervenciones en la consulta pública.
Consumos base de energía eléctrica, GLP (Gas Licuado de Petróleo) por redes y garrafas a subsidiar por zonas bioclimáticas. Esquema de bonificaciones.
Criterios de elegibilidad, inclusión / exclusión. Tratamiento de los indicadores patrimoniales de manifestación de poder adquisitivo.
Políticas públicas y medidas concretas de eficiencia energética y uso racional de la energía.
Modalidades de solicitud de ingreso, inscripción automática y canales de reclamos.
Comentarios sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), precio del gas propano indiluido por redes y Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST).
En el apartado sobre las conclusiones de la consulta pública del anexo también se destaca que “de las consideraciones efectuadas se desprende, como criterio general, la necesidad de equilibrar la atención de las particularidades territoriales y sociales” y, como consecuencia, la cartera energética afirmó que “se reconoce la relevancia de incorporar criterios bioclimáticos y territoriales en la definición de los consumos base subsidiados, sin que ello implique la eliminación de topes ni la desnaturalización de los objetivos de focalización”.
Sobre los cuestionamientos vinculados a las modalidades de inscripción, canales de acceso y procedimientos de revisión, el gobierno destacó que se ha valorado la integración del RASE (Registro de Acceso a los subsidios Energéticos) y la articulación con el Programa Hogar, al tiempo que se ha descartado la asignación automática de subsidios basada exclusivamente en la percepción de otros programas sociales, por no resultar compatible con los criterios específicos del régimen energético”.
Respecto a los cuestionamientos sobre el precio del gas y la energía eléctrica, el gobierno subrayó que “las observaciones no resultan compatibles con los objetivos, fundamentos técnicos y marco normativo del esquema propuesto” y que “la propuesta (de subsidios focalizados) se inscribe en un Período de Transición orientado a recomponer gradualmente señales de precios históricamente distorsionadas, asegurar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los usuarios vulnerables, razón por la cual dichos planteos no son receptados en esta instancia”.
En la consulta pública sobre el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) hubo 45 intervenciones.
Programa Hogar
El nuevo esquema implica también que dejará de existir a partir de 2026 el Programa Hogar, que otorga subvenciones a familias para el consumo de garrafas de gas. Los 3,36 millones de hogares que perciben esta ayuda estatal pasarán al grupo de usuarios con subsidios del SEF y deberán registrarse en el RASE, que cambiará de nombre.
Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
El 20 de diciembre a las cero horas concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer un nuevo esquema de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad. Era un paso formal que el Ejecutivo necesitaba dar para avanzar en el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que comenzará a regir a partir del 1° de enero. El proceso tuvo en toral 45 consultas de individuos, organizaciones de usuarios, entes reguladores provinciales y empresas del sector.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, informó este martes del fin de la consulta a través de la resolución 592 publicada en el Boletín Oficial. El los hechos, en 2026 deja de existir la segmentación tarifaria que el gobierno de Javier Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández y se pasa al esquema SEF.
A fin de año queda obsoleto el esquema de tres categorías de usuarios determinadas por sus ingresos mensuales (Nivel 1 para los usuarios de altos ingresos, Nivel 2 para bajos ingresos y Nivel 3 para hogares de ingresos bajos) y se pasa a un modelo de subvenciones estatales que agrupa a los usuarios en dos grupos: los hogares que recibensubsidios y los que no los reciben.
En términos generales, el grupo de usuarios residenciales que no recibirán subsidios en las facturas de gas y electricidad serán los que tengan ingresos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) determinadas por el INDEC para un hogar de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), que en noviembre fue de $ 1.257.329. Es decir, los hogares que tengan ingresos mensuales menores a los $ 3.771.987 formarán parte del universo de usuarios “con subsidios”, según informó el gobierno.
Consulta pública
Según el anexo de la resolución, la Secretaría de Energía agrupo en cinco temas a las 45 intervenciones en la consulta pública.
Consumos base de energía eléctrica, GLP (Gas Licuado de Petróleo) por redes y garrafas a subsidiar por zonas bioclimáticas. Esquema de bonificaciones.
Criterios de elegibilidad, inclusión / exclusión. Tratamiento de los indicadores patrimoniales de manifestación de poder adquisitivo.
Políticas públicas y medidas concretas de eficiencia energética y uso racional de la energía.
Modalidades de solicitud de ingreso, inscripción automática y canales de reclamos.
Comentarios sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), precio del gas propano indiluido por redes y Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST).
En el apartado sobre las conclusiones de la consulta pública del anexo también se destaca que “de las consideraciones efectuadas se desprende, como criterio general, la necesidad de equilibrar la atención de las particularidades territoriales y sociales” y, como consecuencia, la cartera energética afirmó que “se reconoce la relevancia de incorporar criterios bioclimáticos y territoriales en la definición de los consumos base subsidiados, sin que ello implique la eliminación de topes ni la desnaturalización de los objetivos de focalización”.
Sobre los cuestionamientos vinculados a las modalidades de inscripción, canales de acceso y procedimientos de revisión, el gobierno destacó que se ha valorado la integración del RASE (Registro de Acceso a los subsidios Energéticos) y la articulación con el Programa Hogar, al tiempo que se ha descartado la asignación automática de subsidios basada exclusivamente en la percepción de otros programas sociales, por no resultar compatible con los criterios específicos del régimen energético”.
Respecto a los cuestionamientos sobre el precio del gas y la energía eléctrica, el gobierno subrayó que “las observaciones no resultan compatibles con los objetivos, fundamentos técnicos y marco normativo del esquema propuesto” y que “la propuesta (de subsidios focalizados) se inscribe en un Período de Transición orientado a recomponer gradualmente señales de precios históricamente distorsionadas, asegurar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los usuarios vulnerables, razón por la cual dichos planteos no son receptados en esta instancia”.
En la consulta pública sobre el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) hubo 45 intervenciones.
Programa Hogar
El nuevo esquema implica también que dejará de existir a partir de 2026 el Programa Hogar, que otorga subvenciones a familias para el consumo de garrafas de gas. Los 3,36 millones de hogares que perciben esta ayuda estatal pasarán al grupo de usuarios con subsidios del SEF y deberán registrarse en el RASE, que cambiará de nombre.
Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales.
El Quemado generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, queahora alcanza los 200 MW.
A partir de las cero horas de este martes, el Parque Solar El Quemado –ubicado en el departamento de Las Heras, a 53 kilómetros de la ciudad de Mendoza– recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de US$210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
El Quemado abastecerá a 233.000 hogares
El Quemado generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
«La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW.
La fiscal general de EE.UU. publicó un video del operativo de captura del buque Skipper.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció la semana pasada un bloqueo total al ingreso y salida de Venezuela de buques petroleros sobre los que pesan sanciones. El bloqueo fue anunciado tras confiscar un tanquero irregular proveniente de Venezuela. La escalada estadounidense implica un cambio en la estrategia para enfrentar a la “flota en las sombras”, un cúmulo de cerca de 1000 tanqueros que transportan petróleo sancionado desde Rusia, Irán y Venezuela.
El primer hito ocurrió con la captura del buque petrolero Skipper en aguas cercanas a Venezuela por parte de las fuerzas armadas estadounidenses. La fiscal general de Estados Unidos, Pam Bondi, describió al Skipper como un «petrolero utilizado para transportar crudo sancionado de Venezuela e Irán».
Sobre el Skipper, un petrolero VLCC de 20 años de antigüedad y que al momento de la incautación transportaba 1,1 millones de barriles con destino a Cuba, pesaban sanciones desde el 2022 por presuntos vínculos con una red de contrabando de petróleo vinculada con Irán y Hezbolá.
China salió este lunes a protestar contra la incautación de buques cisternas a través del portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores. “La incautación arbitraria por Estados Unidos de embarcaciones de otros países viola seriamente el derecho internacional«, dijo el portavoz Lin Jian.
Punto de inflexión para la flota en las sombras
Windward, una empresa israelí de inteligencia marítima que presta servicios para grandes petroleras, considera que la captura del Skipper marca un punto de inflexión para los buques petroleros que recurren a maniobras de engaño vinculables con operaciones oscuras de transporte de crudo y combustibles.
Entre las prácticas de engaño que caracterizan a los buques cisterna que operan en las sombras se encuentran los merodeos en aguas ventajosas para el contrabando, los cambios significativos en el calado sin escalas registradas en puerto que son indicativos de operaciones semioscuras detransferencia de carga de barco a barco, y manipulaciones del posicionamiento satelital (GNSS) para ocultar los viajes y las ubicaciones reales.
La empresa israelí indica que hay por lo menos 300 buques petroleros sancionados que forman parte de una flota en las sombras de alrededor de 1000 tanqueros, que hasta el momento operaban sin consecuencias mayores. No obstante, con la captura del buque Skipper, la administración Trump marca que de ahora en adelante hará uso de las herramientas legales disponibles.
«La incautación no requirió una escalada militar ni un nuevo régimen de sanciones. Se basó en la aplicación decisiva de las autoridades legales existentes. Esto indica un cambio más concreto, pero de mayor trascendencia: cuando convergen las violaciones de las sanciones, la manipulación del posicionamiento satelital y las falsas banderas, la aplicación de la ley ya no puede limitarse a la simple designación. La intervención física se ha convertido en un resultado viable en condiciones específicas y documentables«, evaluó Winward.
Imágenes del operativo de incautación del Skipper.
Impacto en Venezuela y protesta de China
Para Venezuela el impacto económico del bloqueo se mide en los descuentos sobre el precio del crudo pesado Merey. Los compradores están pagando precios con descuentos de por lo menos 20 dólares por debajo del Brent frente a la falta de certezas sobre la efectiva entrega de los cargamentos.
El bloqueo también comienza a inquietar a los socios comerciales de Venezuela. La advertencia de China contra la administración Trump por la captura de buques tiene una explicación diplomática pero también comercial. China representó este año entre el 55 y el 90% de las exportaciones petroleras mensuales de Venezuela, en comparación con el 40 a 60% del año pasado.
El informe presenta los principales avances y resultados en cuanto al desempeño organizacional, social y ambiental de la compañía
Loginter, uno de los grandes operadores logísticos del país, anunció su tercer Reporte de Sustentabilidad. El informe presenta los principales avances y resultados en cuanto al desempeño organizacional, social y ambiental de la compañía para el periodo abril 2024-marzo 2025.
Durante el mismo, Loginter fortaleció su cultura organizacional basada en la vocación de servicio, la mejora continua y la excelencia operativa, alcanzando altos objetivos de gestión de calidad al tiempo que ampliaron sus certificaciones internacionales a cuatro sistemas de gestión: ISO 9001 (calidad), 14001(Ambiente), 45001(Seguridad y Salud Ocupacional) y 27001 (Seguridad de la Información). Además, generaron más de 100 puestos de trabajo genuino y entregaron más de 10.300 horas de formación al persona, según precisaron desde la empresa.
Resultados del Reporte de Sustentabilidad
En materia social, reforzaron su compromiso con la comunidad con más de 890 horas de actividades de capacitación y voluntariado corporativo. También participaron de distintas ferias y talleres acompañando a jóvenes en materia de empleabilidad.
En el plano ambiental, avanzaron en la reducción de emisiones y eficiencia energética con una reducción en el consumo del 29%, logrando una optimización en el uso de combustibles y un incremento en el reciclaje de residuos operativos, en tanto continuaron con la medición de su huella de carbono bajo los lineamientos del Proyecto Ecológico Loginter.
Elaboración del Reporte
El Reporte fue elaborado en base a los estándares GRI (Global Reporting Initiative) e integra los indicadores clave de SASB (Sustainability Accounting Standards Board) que garantizan la relevancia la información.
“La sustentabilidad es la base sobre la que proyectamos nuestro crecimiento. Este reporte refleja el trabajo conjunto de todos nuestros equipos para construir una logística más eficiente y responsable”, destacó Rubén Cabral desde el área de Sostenibilidad de Loginter.
Surgió una alianza estratégica entre ISO y GHG Protocol para desarrollar estándares globales unificados.
La industria energética está transitando un momento de inflexión: la necesidad de medir con precisión y transparencia sus emisiones GEI ya no es un diferencial, sino una condición de competitividad. En este contexto, la noticia de la alianza estratégica entre ISO y GHG Protocol para desarrollar estándares globales unificados representa mucho más que una novedad técnica: marca un cambio de era.
Así lo entiende Nicolás Eliçabe, presidente del Directorio de IRAM (Instituto Argentino de Normalización y Certificación), organismo que representa a ISO en Argentina: “Esta coordinación histórica entre dos referentes globales busca desarrollar un marco armonizado para medir y reportar emisiones de carbono. Es un paso clave hacia un lenguaje común que acelerará la acción climática real”.
Para la cadena de valor que se sitúa alrededor de Vaca Muerta —donde la trazabilidad ambiental empieza a permear la conversación energética—, esta convergencia puede significar una ventaja competitiva. La posibilidad de alinear la medición con estándares reconocidos internacionalmente no solo simplifica procesos, sino que también habilita a las empresas a mostrar con evidencia real y trazable sus esfuerzos de mitigación.
“La alianza marca un punto de inflexión porque propone una base coherente para todos los actores: desde empresas hasta verificadores y desarrolladores de software. Disminuir la fragmentación normativa reduce costos y permite enfocarse en lo importante: reducir emisiones”, agrega Eliçabe: “Argentina tiene una oportunidad concreta de posicionarse como referente regional en esta materia. La clave está en facilitar herramientas simples, aplicables y verificables para cada sector productivo”.
“Desde IRAM impulsamos un enfoque colaborativo: queremos que este marco no quede solo en las grandes empresas, sino que llegue también a pymes, cooperativas y gobiernos locales”, sintetiza.
Sistemas de gestión
Organizaciones de todos los tamaños comienzan a adoptar sistemas de gestión que les permitan no solo cuantificar sus emisiones sino organizar esa información, tomar decisiones con datos y reportar en tiempo real. Y lo hacen sabiendo que la trazabilidad ambiental no es negociable a la hora de participar de cadenas de valor globales.
El rol de IRAM en este escenario será clave. Según explica Eliçabe, el instituto ya trabaja para adaptar este nuevo marco al entramado productivo argentino: “No solo elaboramos y adaptamos normas, sino que también brindamos servicios de evaluación de conformidad y lanzaremos pronto ROCS, un registro de organizaciones comprometidas con la sostenibilidad que permitirá visibilizar avances concretos”.
¿Qué sectores serán prioritarios?
Eliçabe aclara que IRAM trabaja transversalmente con industrias de distinto tipo. La industria de la energía, naturalmente, aparece entre las más relevantes: medir será el primer paso para optimizar, reducir y luego compensar. El segundo será hacerlo bajo un estándar que hable el mismo idioma que el resto del mundo.
“Adoptar tempranamente este marco traerá eficiencia y credibilidad. Se evitará duplicar esfuerzos y se facilitará el acceso a mercados internacionales”, concluye.
La alianza entre ISO y GHG Protocol marca un avance hacia un marco global unificado para medir y gestionar emisiones. El anuncio confirma la actualización de tres áreas clave:
la huella de carbono de producto, que permitirá medir con mayor precisión el impacto de la manufactura a lo largo de su cadena de valor y detectar oportunidades de mitigación;
la contabilidad corporativa, que ayudará a unificar criterios y mejorar la comparabilidad entre organizaciones;
las mediciones a nivel de proyecto, que son esenciales para evaluar acciones puntuales o intervenciones específicas con resultados concretos.
Esta asociación entre ambas partes busca ofrecer a organizaciones, auditores y reguladores un estándar común, más claro y consistente, para impulsar decisiones climáticas mejor fundamentadas.
EIA pronostica menores precios internacionales del crudo durante 2026.
La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brent disminuirá a US$55 por barril durante el primer trimestre del 2026, manteniendo la tendencia bajista del último tiempo, aunque advierte que China seguirá comprando crudo para su reserva estratégica, un factor que podría evitar bajas aún más pronunciadas.
El precio del barril Brent, la principal referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cotizó prácticamente por debajo de los 70 dólares por barril desde abril. La baja se profundizó en los últimos tres meses del año, cotizando sistemáticamente por debajo de los 65 dólares por barril, lo que llevó al gobierno de Javier Milei a acceder al pedido de las operadoras en Vaca Muerta de incluir dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) las actividades del upstream de hidrocarburos.
El pronóstico para el Brent según el EIA
En su último reporte energético de corto plazo (STEO) del año, la EIA pronostica que el precio Brent caerá a un promedio de US$55 por barril en el primer trimestre de 2026 y se mantendrá cerca de ese precio durante el resto del próximo año. El precio spot promedió US$64 por barril en noviembre de este año, lo que supone 11 dólares por barril menos que en el mismo mes del año pasado.
La agencia estadounidense considera que el incremento de la producción mundial de crudo compensa el impacto del aumento de los ataques con drones contra la infraestructura petrolera en Rusia y las últimas sanciones impuestas al sector petrolero de ese país. También anticipa una menor demanda durante el invierno en el hemisferio norte que acelerará la acumulación de inventarios.
China puede ayudar a sostener el precio del Brent
La EIA observa dos factores que contribuirían a evitar una baja más pronunciada durante el próximo año. Por el lado de la oferta, pronostica una menor producción de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Por el lado de la demanda, China seguiría con su política de acumular inventarios de petróleo crudo.
«Gran parte de la acumulación de inventarios de petróleo este año se ha concentrado en reservas estratégicas en China, lo que ha limitado las presiones a la baja de los precios. Prevemos que China continuará acumulando reservas estratégicas hasta 2026″, evaluó la agencia estadounidense.
Un reporte del EIA de octubre indica que China entre enero y agosto compró aproximadamente 900.000 barriles por día. «Aunque nuestras estimaciones se basan en información limitada, respaldan la idea de que el crecimiento de los inventarios en China no estaba disponible para el comercio en el mercado global, lo que apoyó los precios del petróleo crudo», subrayó.
China mantendría su política de acumular reservas de crudo durante el próximos año.
La OPEP producirá menos petróleo
Los inventarios mundiales de petróleo han estado creciendo en 2025 a medida que la producción de petróleo de los miembros del esquema OPEP+ y de los productores en Norteamérica y Sudamérica ha superado el crecimiento de la demanda mundial. No obstante, el aporte de la OPEP podría disminuir en 2026.
«Dada nuestra expectativa de un aumento sustancial de los inventarios mundiales de petróleo, pronosticamos que la OPEP+ producirá alrededor de 1,3 millones de bpd menos que la producción objetivo en 2026″, dice la agencia.
Los clientes de Puma Energy podrán tener un 10% de descuento en Super, Premium e Ion Diesel.
Puma Energy continúa fortaleciendo su propuesta de valor para los consumidores argentinos y decidió ampliar su calendario de beneficios con una nueva promoción. A la ya instalada propuesta de descuentos de los Miércoles Puma Pris, la compañía suma ahora una nueva oportunidad de ahorro los viernes, consolidando un esquema de beneficios sostenido a lo largo de la semana. A partir del viernes 26 de diciembre y hasta el 27 de febrero de 2026, abonando con Puma Pris los clientes tendrán 10% de descuento en Super, Premium e Ion Diesel.
La iniciativa busca incentivar el uso de Puma Pris, la app de la compañía que permite pagar combustible desde el celular y acceder a promociones exclusivas, acumulación de puntos y beneficios inmediatos. En un contexto donde cada peso cuenta, Puma Energy propone una alternativa simple: usar la app, pagar menos y aprovechar mejor cada carga.
De esta manera, los clientes que eligen Puma Pris pueden acceder a beneficios tanto los miércoles como los viernes, reforzando el posicionamiento de la app como una herramienta concreta de ahorro y fidelización, y acompañando los hábitos de consumo de los usuarios en distintos momentos de la semana, tanto en combustible como en sus tiendas Super 7 y Shop Express.
Nuevos descuentos
“Los Miércoles Puma Pris ya son una propuesta instalada y valorada por nuestros clientes. Con esta nueva iniciativa de los Viernes, buscamos ampliar las oportunidades de ahorro y estar aún más presentes en la rutina de consumo de quienes eligen Puma Energy durante el verano”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.
Además, todas las transacciones realizadas a través de la app continúan sumando puntos Pris, que luego pueden canjearse por descuentos que van hasta los $20.000, reforzando un esquema integral de beneficios que se suma a las promociones vigentes.
“Con esta acción, Puma Energy reafirma su compromiso de ofrecer soluciones innovadoras, simples y relevantes, acompañando a los consumidores en su día a día con propuestas que combinan tecnología, beneficios tangibles y una comunicación alineada con la realidad local”, destacaron desde la compañía.
La modificación de la Secretaría de Energía busca reducir costos en la instalación de redes de transporte eléctrico.
La Secretaría de Energía formalizó la actualización de los parámetros ambientales vinculados a la exposición a Campos Electromagnéticos de Frecuencia Extremadamente Baja (CEMFEB) -radiaciones de muy baja energía generadas por cables, electrodomésticos y redes eléctricas- aplicables a líneas de transmisión, cables subterráneos y estaciones transformadoras de tensión igual o superior a 132 kV, a través de la resolución 508/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
Desde la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, subrayaron que la actualización no implica una reducción del nivel de protección de la salud ni del ambiente, sino una adecuación normativa orientada a compatibilizar la tutela ambiental con el desarrollo de inversiones estratégicas para la seguridad energética, la integración regional y la incorporación de nueva generación, en particular de fuentes renovables.
La decisión reemplaza las resoluciones 15/1992 y 77/1998 mediante las cuales se había aprobado el “Manual de Gestión Ambiental del Sistema de Transporte Eléctrico de Extra Alta Tensión”, que funcionó como el marco normativo de referencia para la evaluación ambiental de las líneas y estaciones de alta y media tensión desde la década del noventa.
Según detallaron desde Energía, la normativa había quedado desactualizada frente a los avances científicos, tecnológicos y regulatorios. “Distintos antecedentes regulatorios y casos concretos han puesto de manifiesto dificultades de interpretación y aplicación de los parámetros establecidos por las resoluciones que derivaron en conflictos, demoras o controversias en procesos de ampliación y desarrollo de obras de transporte eléctrico, lo que evidencia la conveniencia de contar con una normativa actualizada, clara, técnicamente consistente y alineada con estándares internacionalmente aceptados, a efectos de brindar seguridad jurídica tanto a la sociedad como a los sujetos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”, señalaron desde la Secretaría.
Nuevos parámetros para las instalaciones de transporte eléctrico
La nueva resolución establece parámetros de exposición basados en la evidencia científica disponible y en prácticas internacionalmente aceptadas, incorporando criterios en materia de niveles e intervalos de exposición, definiciones técnicas y procedimientos de verificación, según informaron desde la Secretaría.
Las mediciones que se lleven a cabo en la actualidad deberán realizarse conforme a normas internacionales e informes técnicos como IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers); IEC (International Electrotechnical Commission); y CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Electriques)
¿Qué implica la nueva normativa?
Un aspecto clave de la normativa es que no tiene efectos retroactivos. En términos concretos, esto implica que las instalaciones existentes que fueron habilitadas bajo la normativa anterior se consideran ajustadas a los parámetros vigentes al momento de su autorización. No obstante, los nuevos criterios serán de aplicación obligatoria para obras futuras, ampliaciones, repotenciaciones o modificaciones sustanciales de instalaciones de transporte eléctrico dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
¿En qué consistió la actualización de la norma ambiental?
Con el objetivo de eliminar restricciones e impulsar las obras de infraestructura que precisa el sector eléctrico, se instruyó a Cammesa -la compañía que administra el MEM- a contratar una consultoría técnica especializada, que fue desarrollada por la Fundación Universidad Nacional de San Juan – Instituto de Energía Eléctrica (UNSJ–CONICET).
El estudio analizó la normativa vigente, la experiencia acumulada en su aplicación y las recomendaciones de organismos internacionales como la Organización Mundial de la Salud (OMS), la Comisión Internacional para la Protección contra Radiaciones No Ionizantes (ICNIRP) y el IEEE, entre otros.
El proceso incluyó además la intervención de organismos y actores institucionales, entre ellos el Ministerio de Salud, la Subsecretaría de Ambiente, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las principales cámaras del sector eléctrico.
De acuerdo con la Secretaría de Energía, ninguno de los dictámenes técnicos incorporados formuló objeciones sustantivas a la propuesta, sino observaciones y recomendaciones que fueron consideradas en la versión final de la norma.
Ahora el ENRE será la autoridad de aplicación de la medida y deberá adecuar sus procedimientos de evaluación, control y monitoreo a los nuevos parámetros establecidos.
Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) presentó el balance 2025 del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual resalta la sólida expansión y el firme compromiso del sector con la gestión integral de riesgos y la sostenibilidad.
El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.
El informe, elaborado por la unidad de certificación de DNV Business Assurance, destacó la adhesión de 80 empresas socias y 107 plantas productivas (entre industrias más las de transporte) al Programa, impulsando así la mejora continua en sus operaciones.
El balance de 2025
En el balance del PCRMA® para 2025 se destaca que 51 empresas adheridas han obtenido una certificación total, lo que equivale al 64% de las compañías socias activas en el Programa, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en la adopción del PCRMA®. El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar
«Los resultados hablan por sí solos! El compromiso del sector es contundente y se refleja en estas cifras. Alcanzar 51 empresas certificadas al cierre de 2025 —casi el doble que hace apenas cinco años— confirma al PCRMA® como un pilar estratégico para el desarrollo sostenible de la industria. Con todas estas plantas productivas y empresas de transporte bajo certificación vigente, las compañías no solo cumplen con la normativa, sino que lideran una transformación cultural basada en la mejora continua, priorizando la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la excelencia operacional, en plena sintonía con los estándares globales de Responsible Care®.», enfatizó Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®.
Crecimiento sostenido
El sector ha mostrado un crecimiento acelerado en la adopción de las mejores prácticas. Al comparar los resultados al cierre de 2025 con los inicios de la década, se observa un avance significativo en el compromiso formal de las empresas.
En cuanto a procedimientos, durante el año se llevaron a cabo 63 procesos de certificación, con un aumento constante en las auditorías en comparación con períodos anteriores. Desde una perspectiva histórica, el PCRMA® ha mostrado una evolución claramente positiva: entre 2020 y 2025, el número de empresas con certificaciones ha crecido un notable 96%, consolidando un crecimiento sostenido durante estos años y reflejando un mayor compromiso de las empresas con los estándares de gestión responsable en la industria química y petroquímica.
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica de Argentina. A través de este Programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del sector y el país.
El PCRMA® es una iniciativa de alcance global, presente en más de 70 países, y en Argentina está impulsado por la CIQyP®, se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.
El presidente Javier Milei junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La mayoría de los sindicatos vinculados a la actividad en Vaca Muerta lanzaron la semana pasada sus alertas frente al proyecto de reforma laboral que presentó el gobierno de Javier Milei y abrieron un escenario delicado para el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. El mandatario provincial tiene a los principales líderes gremiales como aliados de su gestión y todavía no anticipó qué posición tomarán sus representantes en el Congreso, aunque ya iniciaron un análisis punto por punto de la iniciativa.
El proyecto tiene 197 artículos que redefinen las relaciones laborales en la Argentina al introducir cambios en indemnizaciones, vacaciones, períodos de prueba, regímenes especiales, financiamiento de sindicatos y proponer conceptos nuevos como el banco de horas y el Fondo de Asistencia Laboral (FAL).
“Es una ley muy larga. Hay muchas cuestiones que entendemos necesitaban aggiornarse al mundo del trabajo actual y otras que requieren un análisis más profundo para ver cómo podrían aplicarse en Neuquén”, dijo a Econojournal el ministro de Trabajo provincial, Lucas Castelli.
El funcionario se reunió durante siete horas con la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, el sábado inmediatamente posterior al envío del proyecto. La legisladora aseguró que continuará esos encuentros con los referentes de cada área antes de tomar una postura en el recinto, que tampoco adelantará antes de la sesión.
Castelli consideró que hay convenios colectivos de trabajo como el de Uocra que tienen más de 40 años y que demandan una “revisión”, aunque advirtió sobre las “formas”.
“Hay cosas que vienen para sumar, pero lo que dijimos siempre es que no vamos a apoyar nada que vaya en contra de los trabajadores”, afirmó.
Entre los aspectos que pueden impactar sobre la principal actividad de la provincia como es el desarrollo de Vaca Muerta, el ministro destacó que la creación del FAL podría ayudar “a dar mayor previsibilidad”, sobre todo frente a escenarios de volatilidad en la industria.
Puso como ejemplo el conflicto que se generó este año con la empresa de arenas NRG Argentina luego de que ingresara en concurso de acreedores y dejara a cientos de camioneros sin cobrar indemnizaciones, salarios ni aguinaldos.
En cambio, el titular de Trabajo advirtió que la iniciativa para establecer bancos de horas “es de difícil aplicación en la industria petrolera”. “No creo que genere productividad, hasta puede llegar a tener un doble costo para las empresas”, evaluó el funcionario en relación con la particularidad de la actividad, que demanda horas de traslado a los yacimientos que hoy están regulados por el convenio específico de Petroleros.
“Nos llevó muchos años conformar Vaca Muerta: es un lugar de paz social, tiene condiciones de previsibilidad jurídica. Eso no se tiene que romper con una ley que pueda afectar al sindicato”, planteó Castelli.
Petroleros y Uocra, los dos actores clave
La posición del sindicato que dirige Marcelo Rucci, sin embargo, todavía es una incógnita. Antes de que el gobierno de Milei formalizara el proyecto, el dirigente aseguró que el gremio estará disponible para debatir siempre que “no se avasallen los derechos adquiridos”.
“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos. Porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, agregó.
Dijo que siempre se caracterizaron por una conducta “responsable” y “equilibrada”, pero que están dispuestos a “salir a luchar” si es necesario.
Rucci es uno de los principales aliados del gobierno de Rolando Figueroa en Neuquén y tiene la representación de casi 30.000 trabajadores en la Cuenca.
El sindicato no participó el jueves de la movilización convocada por la CGT, que sí tuvo entre sus filas a otro de los gremios de peso en Vaca Muerta como es la Uocra.
La marcha en la Ciudad de Buenos Aires ubicó al dirigente de Añelo, Juan Carlos Levi, encabezando la columna que se extendió por unas diez cuadras y reunió a las 42 organizaciones que integran la delegación provincial de la central obrera.
Levi es otra pieza fundamental en la pata sindical del gobierno de Figueroa y mostró el jueves su poder de convocatoria.
Castelli dijo que ya mantuvo reuniones separadas con la CGT, con Uocra y con Petroleros para recoger sus opiniones sobre la reforma. “Petroleros está estudiándola”, sostuvo.
La CGT, movilizada y en contra
El posicionamiento de la CGT Neuquén, que hoy nuclea a un 40% de los trabajadores del sector privado en la provincia, es más concreto: uno de los integrantes del triunvirato y diputado del MPN, Ramón Fernández, consideró que la ley será perjudicial “en todo” para los empleados y las organizaciones sindicales.
El dirigente lidera el Centro de Empleados de Comercio (CEC), otro rubro fundamental en la configuración de los puestos de trabajo de la provincia.
El documento que elaboró la central y que le entregaron al gobierno y, por su intermedio, a las representantes de La Neuquinidad en el Congreso, alertó que el proyecto “beneficia claramente a los empleadores al reducir costos indemnizatorios, facilitar tercerizaciones y despidos”.
“Fragmenta la negociación colectiva al limitar la ultraactividad de los convenios y darles prioridad a los convenios por empresa sobre los de actividad, facilitando acuerdos a la baja donde la organización sindical es más débil”, plantea el texto.
También aseguraron que la reforma “restringe el ejercicio real del derecho de huelga y de la vida interna de los gremios al declarar las asambleas como tiempo no pago, ampliar desmedidamente las actividades consideradas servicios esenciales o “trascendentales” y fijar servicios mínimos tan altos que vacían de contenido las medidas de fuerza”.
El documento hace un llamado “a cada representante de la provincia del Neuquén en el Congreso a la Nación a rechazar este proyecto de Modernización Laboral, que afectará seriamente el presente y futuro de la clase trabajadora”. “Hacemos responsables al Poder Ejecutivo Nacional y a quienes voten favorablemente este proyecto de las consecuencias sociales, económicas y políticas que su aprobación generará”, concluyeron.
Fernández alertó que el proyecto “quiere eliminar los convenios colectivos y pasar a tener sindicatos por empresa como existe en Chile” y ya pidió una audiencia con Figueroa para hablar de la reforma.
La visión de las pymes
El secretario de Trabajo de la Nación, Julio Cordero, dijo el miércoles en el Senado que hace falta “de manera imperiosa” una modificación en la legislación de la Argentina que tienda a una “modernización en el esquema laboral” y aseguró que el proyecto “tuvo en cuenta la visión de las pymes”, a las que consideró entre las beneficiarias de la reforma.
“Se buscó reducción significativa de los costos que terminan fomentando la informalidad”, afirmó.
El secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene), Daniel González, dijo a este medio que la organización aún no tiene una posición tomada sobre el contenido de la reforma laboral y que tratarán de ser “prudentes” por tratarse de un tema “delicado”.
“Como empresario pyme puedo decir que hay aspectos fundamentales que apuntan a eliminar la litigiosidad sobre aspectos que hoy no están claros en la legislación como el método de liquidación de las indemnizaciones por despidos, que hoy quedan a criterio de los jueces”. “En eso se está poniendo claridad”, analizó.
Sin embargo, señaló que el proyecto, tal como está presentado, “no disminuye demasiado los costos laborales”. Advirtió que hoy, por cada 100 pesos que se le pagan a un trabajador, se deben sumar otros 60 más en concepto de gastos no salariales como son las contribuciones.
Por otro lado, consideró como positiva la ampliación del período de prueba de tres a seis meses, porque “da la oportunidad de evaluar mejor al trabajador antes de incorporarlo a la nómina”.
En la provincia de Neuquén hay unos 147.000 empleos privados, según los últimos datos del SIPA, y fue la única con un crecimiento del 2,9% en los últimos dos años, en un contexto nacional marcado por la pérdida de puestos de trabajo.
Nueva sala de Real Time Operations Room (RTOR) de la refinería de La Plata de YPF.
YPF inauguró la sala de Real Time Operations Room (RTOR) en la refinería de La Plata que integra todas las operaciones críticas de las instalaciones de la planta y le permite tomar decisiones en tiempo real sobre la operación del complejo industrial. La sala de RTOR, que sirve para ejecutar operaciones, se complementa con el espacio de visualización en tiempo real inaugurado en marzo llamado Real Time Intelligence Center (RTIC).
La nueva sala lleva un control de alrededor de 200.000 variables (por ejemplo, análisis de caudales, el estado de las válvulas, entre otros) que forman parte de la operación de las cuatro secciones principales del complejo industrial: la refinación de combustibles, la elaboración de lubricantes, productos petroquímicos y la fabricación de asfalto.
Diego Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata de YPF, señaló ante una vista de periodistas en la que participó EconoJournal, que “la tecnología que incorporó la refinería este año incluye una sala de visualización (RTIC) y otra de ejecución (RTOR) y que ambas están integradas y operan en tiempo real”. Y añadió que “es un paso adelante en el control y ejecución en tiempo real en el mismo espacio físico. La sala Operations Room que inauguramos esta semana permite lograr mayor eficiencia y conectividad entre las personas quetoman las decisiones”.
“El petróleo de Vaca Muerta es más liviano y esto nos demanda realizar ajustes en nuestras instalaciones para poder procesarlo. El desafío para el próximo año es seguir maximizando el crudo de Vaca Muerta”, añadió Agrelo. Y señaló también que “la estructura de abastecimiento de la refinería está cambiando y nos tenemos que amoldar a ese cambio. La cuenca Neuquina sigue ganando peso relativo respecto de la del Golfo San Jorge. Para nosotros es un desafío porque cambia la canasta de la materia prima que procesamos”.
Petróleo de Vaca Muerta
La histórica refinería de La Plata fue inaugurada el 23 de diciembre de 1925 por el entonces presidente de YPF, Enrique Mosconi. Este martes la planta cumple un siglo de operación. En los últimos años viene incorporando tecnología y adaptando sus procesos e instalaciones para refinar cada vez más crudo liviano de Vaca Muerta.
Actualmente, el 70% del petróleo que refina YPF en La Plata es el no convencional de Vaca Muerta y el 30% restante es crudo pesado de la cuenca del Golfo San Jorge. El proceso de adaptación al crudo liviano de la cuenca Neuquina por parte del complejo instalado en la localidad de Ensenada es vertiginoso, ya que en 2021 el mix era distinto: el 60% del crudo que refinaba la planta era del Golfo San Jorge y el resto era shale oil.
La refinería de La Plata de YPF llegó este año a un procesamiento máximo de 211.000 barriles diarios. La llegada del Real Time en marzo y la nueva sala RTOR que comenzó a operar estos días le permitió a la compañía alcanzar una mayor optimización sobre la misma cantidad de petróleo refinado.
Es decir, con un barril de crudo YPF obtiene en la refinería de La Plata alrededor de un 2% más de productos derivados que antes. La planta pasó de un 43% de destilados medios por barril a alcanzar casi un 45,5%, según explicó Agrelo.
El 70% del petróleo que procesa la refinería de La Plata de YPF es de Vaca Muerta.
Real Time
“Cuando no contábamos con la tecnología Real Time, ocurría un desvío de algún indicador o de un proceso y demorábamos dos o tres turnos para volver al punto óptimo de la operación. Hoy, ante el mismo desvío, se resuelve en el mismo turno porque los procesos de análisis de variables y la ejecución en tiempo real operando de manera conjunta permiten el retorno al punto óptimo de calidad y rendimiento de manera mucho más rápida que antes. Esta velocidad permitió incrementar la producción un 2% en este 2025 con la misma materia prima”, destacó a EconoJournal el gerente de Producción y Refino de la planta de YPF de La Plata, Manuel Alardi.
En tanto, Agrelo explicó que “la tecnología Real Time Intelligence Center lo que hace es integrar información de los distintos puntos de operación del complejo para detectar a dónde hay un desvío y genera una instrucción para volver al punto óptimo de operación. Ahora, con la nueva sala Real Time Operations Room, la operación está integrada y se hace la ejecución en tiempo real”.
“Lo que buscamos en todo esto es alcanzar el mayor rendimiento de los productos, mayor rentabilidad y mejor uso de la materia prima. A partir del Real Time los tiempos de retorno al punto óptimo se redujeron un 50%. La refinería de La Plata de YPF está posicionada dentro del grupo de las mejores del mundo”, finalizó el ejecutivo de YPF.
Trump y Xi Jinping en un encuentro en Mar-a-Lago en 2017.
El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de China, Lin Jian, condenó la incautación de buques cisterna que transportaban petróleo venezolano por parte de Estados Unidos, al considerar que esta acción viola gravemente el derecho internacional y los principios básicos que rigen las relaciones entre los Estados. El sábado la Guardia Costera estadounidense confiscó un buque que transportaba crudo venezolano al gigante asiático.
“La incautación arbitraria por Estados Unidos de embarcaciones de otros países viola seriamente el derecho internacional”, afirmó el diplomático, al tiempo que reiteró la posición constante de Beijing contra medidas coercitivas unilaterales impuestas al margen de los mecanismos multilaterales.
“China siempre se opone a las sanciones unilaterales ilegales que carecen de fundamento en el derecho internacional y no están autorizadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas. También se opone a cualquier acción que viole los propósitos y principios de la Carta de las Naciones Unidas, atente contra la soberanía y la seguridad de otros países o constituya actos de intimidación unilateral”, declaró Lin en una rueda de prensa diaria.
Las incautaciones de Estados Unidos que motivaron la reacción de China
La incautación de buques petroleros representa la tercera fase de un endurecimiento de la política estadounidense hacia el régimen del presidente venezolano Nicolás Maduro. El 10 de diciembre, Washington había incautado el buque Skipper y confiscado su cargamento de crudo.
Días después, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ordenó un bloqueo total a la entrada y salida de Venezuela de todos los petroleros sancionados por su gobierno.
Las medidas forman parte de una campaña más amplia de presión contra Caracas, a la que Washington acusa de dirigir una red de narcotráfico. Desde agosto, Estados Unidos ha mantenido un despliegue militar significativo en el marco de operaciones antinarcóticos que han resultado en la destrucción de aproximadamente 30 embarcaciones presuntamente vinculadas al tráfico de drogas y la muerte de más de cien tripulantes en ataques con misiles en el Caribe y el Pacífico oriental.
La Guardia Costera estadounidense confiscó el fin de semana un segundo petrolero sancionado frente a las costas venezolanas y anunció que mantiene una “persecución activa” de un tercer buque en el mar Caribe.
De acuerdo con The New York Times, que citó a un funcionario estadounidense y a dos fuentes de la industria petrolera venezolana, el barco detenido se llama Centuries y no figura en la lista de petroleros sancionados por Estados Unidos. Por el contrario, el medio señaló que el buque, con bandera panameña, pertenece a una empresa petrolera con sede en China que transporta crudo venezolano a refinerías del país asiático.
“Estados Unidos continuará persiguiendo el movimiento ilícito de petróleo sancionado que se utiliza para financiar el narcoterrorismo en la región”, declaró la secretaria de Seguridad Nacional, Kristi Noem, en un comunicado publicado en redes sociales tras la captura del segundo navío. “Los encontraremos y los detendremos”, advirtió.
Este lunes trascendió que Trump tiene previsto realizar un anuncio por la tarde junto al secretario de Defensa, Pete Hegseth, y el secretario de la Marina, John Phelan, desde su residencia de Mar-a-Lago, en medio de la creciente tensión con Venezuela
La reacción de Nicolás Maduro frente a la incautación de buques
El presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, calificó como “piratería de corsarios” el asalto a buques petroleros y la confiscación de crudo venezolano por parte de Estados Unidos, en el contexto de un despliegue militar agresivo en el mar Caribe.
En un mensaje difundido a través de su canal oficial de Telegram, el jefe de Estado denunció que estas acciones forman parte de una campaña sostenida de agresión contra el país: “Venezuela tiene 25 semanas denunciando, enfrentando y derrotando una campaña de agresión que va desde el terrorismo psicológico hasta los corsarios que han asaltado petroleros”.
En medio de las tensiones, Venezuela anunció el domingo la salida del buque Canous Voyager, de Chevron, cargado con petróleo venezolano rumbo a Estados Unidos. Chevron opera en Venezuela asociada con PDVSA gracias a una licencia del Departamento del Tesoro que la exime de las sanciones.
El último episodio de Dínamo del año contó con la participación de Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; y Javier Rodríguez Galli, abogado especialista en Oil & Gas del estudio Bruchou & Funes de Rioja.
Los récords históricos de producción hidrocarburífera, en un contexto de compleja interacción política y legislativa, invitan a preguntarse si el sector energético puede por sí solo rescatar la economía nacional o si su éxito está estrictamente encadenado a una normalización macroeconómica que aún se percibe en proceso. La cuestión fue analizada por Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; y Javier Rodríguez Galli, abogado especialista en Oil & Gas del Estudio Bruchou & Funes de Rioja en el cierre de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Lo primero que puede decirse de 2025, de acuerdo con Aranguren, es que desde un punto de vista energético dejó saldos positivos que “nadie esperaba un año antes”. “Se batieron dos marcas mensuales históricas: una producción de 859.000 barriles diarios de petróleo y un promedio de 157 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día”, precisó. A su entender, estos logros se complementan con hitos comerciales inéditos, como la firma de contratos privados a siete años para la provisión de gas natural licuado (GNL) con una empresa alemana y acuerdos con la chilena ENAP para cubrir el 35% de su demanda.
“Se batieron dos marcas mensuales históricas: una producción de 859.000 barriles diarios de petróleo y un promedio de 157 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día”, expresó Aranguren.
En cuanto a la caída del valor internacional del crudo por debajo de los 60 dólares, sostuvo que «la mejor respuesta a los precios bajos son los precios bajos». En un mercado privado, explicó, el riesgo lo asumen las empresas. “Así, la oferta ajusta automáticamente hasta encontrar un nuevo equilibrio”, señaló.
Señales de confianza
Más allá de compartir el optimismo, Lopetegui introdujo una dosis de cautela técnica al poner el foco en el ritmo de crecimiento. En ese sentido, expuso que Vaca Muerta viene creciendo por encima del 20% anual, una tasa que genera tensiones logísticas y financieras «traumáticas» que los balances de las empresas deben ser capaces de soportar. “Aunque el mercado de capitales a nivel mundial es infinitamente profundo, la limitación real reside en la relación entre el patrimonio neto y el endeudamiento de las compañías argentinas”, advirtió.
No obstante, reconoció, se vislumbran señales de confianza de largo plazo, como la licitación de capacidad de transporte por 50 años de Pluspetrol y el proyecto de Profertil, que implica una inversión de US$2.000 millones para sustituir importaciones de fertilizantes.
A su turno, Rodríguez Galli analizó la ejecución de la infraestructura, señalando que proyectos que antes se consideraban «faraónicos» hoy están construidos al 50 por ciento. Asimismo, calificó como un «test ácido» el cierre del primer project finance en la Argentina después de 25 años para el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), por un monto de US$2.100 millones. “Se garantizó el repago a través de contratos de exportación y cuentas en el exterior, lo que demuestra que si tenés las herramientas jurídicas y regulatorias, el mercado te presta«, aseguró.
Rodríguez Galli analizó el avance de las obras de infraestructura del sector.
Búsqueda de competitividad
Un momento de intensa interacción entre los panelistas surgió al discutir la ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) al sector de exploración y producción (Upstream). Rodríguez Galli defendió la medida como un paso «estructural», argumentando que “el desarrollo del segmento no convencional requiere inversiones masivas en plantas de tratamiento, separación y oleoductos de captación que son de largo plazo, y no se limitan a perforar pozos”. Aranguren coincidió fervientemente, afirmando que el RIGI «adelanta el futuro» al bajar la carga impositiva y asegurar la disponibilidad de divisas, algo vital para que el inversor tome la decisión de qué hacer con su producido.
Lopetegui, sin embargo, planteó una disidencia conceptual marcada al advertir sobre el «agravio comparativo» que genera el RIGI para los sectores que no lo tienen. «Para mi fábrica de quesos no tengo RIGI porque es chica«, graficó el ex funcionario público, sosteniendo que el objetivo del Estado debe ser establecer reglas estables para el 100% de la economía en lugar de promover sectores mediante regímenes de excepción. Consultado sobre la posibilidad de recrear mesas de competitividad para proveedores, Lopetegui confesó que ese término le genera «urticaria», prefiriendo que el mercado coordine la cadena de valor. Aranguren reforzó esta idea, señalando que “el Estado muchas veces torpedea la iniciativa privada”, como ocurre con la falta de actualización de impuestos a los combustibles que frena la competitividad del gas natural comprimido (GNC).
“El Estado muchas veces torpedea la iniciativa privada”, consideró Lopetegui.
Lección aprendida
Al abordar la coyuntura política, Lopetegui recordó de forma vívida lo «traumática» que fue la experiencia de gobierno en 2018 y 2019. “El actual equipo económico aprendió la lección aplicando la estrategia inversa: en lugar de un shock de liberación cambiaria con gradualismo fiscal, han optado por un shock fiscal abrupto (bajando el 30% del gasto primario en un mes) y un gradualismo monetario para no depender de subidas bruscas del dólar”, ponderó. Este enfoque, acotó, “ha permitido llegar a un diciembre atípicamente tranquilo”.
En este contexto de reformas, Aranguren celebró el nuevo sendero tarifario en materia de electricidad y gas, buscando reducir subsidios gradualmente a partir de enero. “El próximo invierno será el último con importaciones significativas de GNL gracias a la finalización de gasoductos clave”, anticipó el experto, quien subrayó que la caída de la inflación permite manejar las variables energéticas de forma «profesional», evitando el descalce entre inversiones en dólares y recaudación en pesos.
La encrucijada minera
La agenda legislativa para 2026 ocupó un lugar central en el debate, con Aranguren cuestionando la brecha minera con los países vecinos: «¿Por qué nosotros exportamos US$5.400 millones y Chile, u$s 57.000 millones?«, comparó. Desde su óptica, este retraso se vincula con la incertidumbre del «área periglaciar» establecida en la Ley de Glaciares, que ha mantenido proyectos mundiales de cobre en un «limbo legal”. “Hay que devolver la responsabilidad a las provincias para que los estudios de impacto ambiental definan si se afecta una reserva hídrica estratégica, permitiendo la actividad si no hay daño hídrico real”, sugirió.
Rodríguez Galli complementó esta visión planteando que “la incertidumbre regulatoria en minería es mayor que en hidrocarburos”, donde las reglas son «bien claras» para los inversores extranjeros. Ante ello, Aranguren insistió en la urgencia de dinamizar el cobre, dado que la demanda de la humanidad se multiplicará por seis hacia 2050 debido a que la electricidad duplicará su peso como carrier de energía global.
Nuevos operadores
Acerca de la relación entre la Nación y las provincias, Rodríguez Galli advirtió sobre la necesidad de no «desordenar» el marco regulatorio. En esa dirección, cuestionó que la modificación de la Ley Bases haya habilitado que las regalías subieran del 12% al 15% para nuevas concesiones, lo cual introduce “una complejidad adicional al explicar el sistema jurídico a inversores internacionales”.
Aranguren coincidió en que el crecimiento de Neuquén atrae tensiones por la captura de renta petrolera, pero enfatizó que la infraestructura urbana en lugares como Añelo siempre corre por detrás del desarrollo productivo.
En este escenario, Rodríguez Galli destacó como un hito la llegada de Continental Resources, el primer operador puro de shale de Estados Unidos en ingresar a Vaca Muerta. Para el especialista, esta llegada es una señal de madurez del ecosistema, al igual que la posible aparición en 2026 de compañías de Midstream con fondos estadounidenses. “Esto permitirá a las operadoras enfocarse exclusivamente en la inversión en pozos”, estimó.
Idea peligrosa
Hacia el final de la charla, surgió la discrepancia más marcada de la jornada. Lopetegui cerró con una advertencia sobre lo que llamó una «idea peligrosa»: creer que Vaca Muerta salvará a la Argentina por sí sola. En efecto, recordó que el sector representa apenas el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) y avisó que “el bienestar de los ciudadanos dependerá, en última instancia, de reglas macroeconómicas correctas y estables para el resto de la economía”.
Inmediatamente, Aranguren intervino para plantear lo contrario: «Vaca Muerta está salvando a la Argentina«. A su criterio, sin este desarrollo, el país no contaría hoy con el 70% de su producción de hidrocarburos.
Para cerrar, Rodríguez Galli aportó una mirada optimista hacia 2026, condicionada a que “se mantenga la disciplina macroeconómica y el orden regulatorio que permitió recuperar la confianza del mercado internacional”. Quedó planteado, de ese modo, que aunque el recurso geológico es extraordinario, su éxito definitivo sigue atado a la capacidad de la política para estabilizar el entorno económico general.
La compañía recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina
Naturgy Argentina recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina otorgado por el Foro Ecuménico Social y dos premios de la categoría Acciones Sociales por el lanzamiento de la aplicación de la Oficina Virtual en San Juan y por las acciones de voluntariado 2025.
“Estamos muy agradecidos con el Foro Ecuménico Social y APSAL por estas distinciones que ponen en valor la estrategia de sostenibilidad de la compañía y nuestro compromiso con la sociedad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
El Foro Ecuménico Social premia anualmente a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad. Y los Premios APSAL reconocen la excelencia en productos y servicios. Así, distinguen a las iniciativas orientadas a la solidaridad, la responsabilidad social y la sustentabilidad.
Acciones premiadas
El Reporte de Sostenibilidad 2024 de Naturgy Argentina tiene la particularidad de ser el primero que consolida la información de sus tres empresas—Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan—bajo una identidad única y fortalecida. Este informe rinde cuentas sobre el desempeño de la compañía y reafirma su compromiso con la sostenibilidad como pilar fundamental del negocio.
En relación con la Oficina virtual, en un contexto de digitalización y nuevos hábitos de consumo, Naturgy San Juan modernizó y optimizó la atención al cliente con el lanzamiento de una nueva aplicación. Así, sus oficinas de atención presencial se reconvirtieron en espacios digitales para la mejor atención de los usuarios con diversas alternativas para concretar sus trámites de manera ágil, rápida y segura.
En Naturgy, el voluntariado es un reflejo de nuestra cultura y un motor de impacto. Con el fin de profesionalizar este compromiso y en el marco de la integración en Naturgy Argentina (Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan), se lanzó el Programa de Formación en Voluntariado Corporativo en alianza con la Asociación Conciencia para propiciar estos espacios que acercan a las personas. Este acuerdo incluyó la capacitación de los colaboradores para que desarrollen habilidades clave y se conviertan en agentes de cambio, transformando comunidades y demostrando que la acción colectiva es la base para un crecimiento sostenible y con valor social.
“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad
Naturgy Argentina llevó a cabo otra jornada de “Sembrando Futuro”, su programa de educación ambiental y restauración de la biodiversidad. El evento se realizó el 14 de noviembre en la Nueva Plaza San Martín, en la localidad de Alberti y contó con la participación de jóvenes entre 11 y 18 años de distintas organizaciones locales.
“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad, contribuyendo al cuidado del ambiente y a la construcción de un futuro más sostenible. A través de acciones participativas junto a jóvenes, escuelas y comunidades locales, promueve la conciencia ambiental y el cuidado del entorno natural.
Educación ambiental
Durante la jornada realizada en Pilar, provincia de Buenos Aires, los jóvenes representantes de organizaciones locales recorrieron distintas postas temáticas sobre energía, reciclaje y los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), convirtiéndose en verdaderos Protectores Ambientales.
La jornada finalizó con una plantación de especies nativas, símbolo del compromiso con el cuidado del planeta. En total, se plantaron 20 árboles en la plaza y se entregaron 80 adicionales al Municipio para continuar la forestación en otros espacios verdes de la localidad. Entre las especies seleccionadas se incluyeron chiltos, anacahuitas, curupíes, sen del campo, talas y molles, lo cual se alinea con el objetivo de promover la diversidad vegetal y la restauración del ecosistema local.
“Nos produce una profunda satisfacción el avance de este programa que deja huella en las comunidades. La estrategia de sostenibilidad de Naturgy Argentina se refleja en cada acción que realizamos”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
La plantación realizada refleja el espíritu del programa: aprender, actuar y sembrar conciencia para el futuro.
Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los 51.800 millones de pesos.
La distribuidora de gas Camuzzi informó que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico se encuentran avanzando conforme lo planificado. Por ello, a partir del 05 de enero de 2026 la compañía se encontrará en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.
La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.
“Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio”, destacaron desde la empresa.
Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los $51.800 millones (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén) y al trabajo mancomunado con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut.
Repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico
La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.
En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. “Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio”, ´precisaron desde la compañía.
En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín.
El sistema de transporte y distribución
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:
Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
“La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto”, concluyeron desde la distribuidora.
El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial.
En un momento en que el debate sobre el hidrógeno pasa de las expectativas a los pasos mensurables, DECARBON 2026 se celebrará con Shell como anfitrión, creando un entorno para un intercambio centrado e impulsado por la industria. El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial. En lugar de revisar narrativas a largo plazo, la sesión examina las condiciones prácticas que configuran el progreso: estructuras de costos, integración en activos existentes, limitaciones de infraestructura y vías realistas para escalar.
Cadena de valor del hidrógeno
Para explorar estas cuestiones desde diferentes perspectivas, el panel contará con especialistas que trabajan en segmentos clave de la cadena de valor del hidrógeno:
– Martin Kardos, director de Proyectos de Hidrógeno Verde en MOL Group, disertará sobre el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno verde en la región de Europa Central y Oriental: cómo las iniciativas iniciales avanzan a pesar de las deficiencias de infraestructura y por qué los primeros proyectos influyen en la competitividad a largo plazo.
– Fabio Ferrari, jefe del Departamento de Soluciones de Integración y Carbono Circular en NextChem, hablará sobre la Tecnología de Oxidación Parcial Catalítica como herramienta para la producción de hidrógeno bajo en carbono en entornos industriales, con especial atención a la viabilidad operativa y el impacto en los costes.
– Javier Manzano, director Comercial de Tecnología en Técnicas Reunidas SA, dará cuenta del rol que ocupará el hidrógeno para la transformación industrial: integración del hidrógeno en los activos actuales mientras se prepara para fases de descarbonización más avanzadas.
– Camilla Montemurro, Asesora de Políticas en Eurogas, se referirá al hidrógeno bajo en carbono en la normativa de la UE: factores que aceleran la implementación, áreas que siguen siendo ambiguas y sus implicaciones para la planificación y los plazos.
Hidrógeno bajo en carbono
Tras estas aportaciones, la sesión se convertirá en un debate estructurado que abordará cuestiones clave para la toma de decisiones de la industria:
– Cómo la integración tecnológica puede reducir el coste del hidrógeno;
– Qué elementos de infraestructura determinan la escalabilidad;
– En qué procesos el hidrógeno ya desempeña un papel fundamental en la descarbonización;
– Cómo la industria, los desarrolladores de tecnología y los responsables políticos coordinan las prioridades.
El Panel de Líderes, que se celebrará a puertas cerradas con breves aportaciones y un diálogo moderado, ofrecerá una visión clara de cómo los diferentes sectores del sector abordan las decisiones relacionadas con el hidrógeno en la actualidad.
Conseguí tu acceso a DECARBON 2026 y unite al debate de la industria acá.
Diputados rechazó el Capítulo XI del proyecto de Presupuesto 2026.
Si bien la Cámara de Diputados le dio media sanción al proyecto oficial de presupuesto 2026, el gobierno sufrió un duro traspié cuando le rechazaron todo el capítulo XI. Ese apartado incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad, que fue lo que captó la mayor atención. Sin embargo, también modificaba aspectos clave en materia energética.
El capítulo XI incluía la derogación de la ampliación del Régimen de Zona Fría, la modificación del régimen original de Zona Fría y del Fondo Fiduciario que lo financia, la aprobación de un esquema de compensación cruzada para cerrar un conflicto histórico con las distribuidoras eléctricas, la extensión del régimen promocional para las energías renovables por 20 años y la modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Lo que sigue es un detalle de todos los cambios que el gobierno quiso concretar sin éxito.
Derogación de la ampliación del régimen de Zona Fría
El artículo 69 del proyecto de Presupuesto proponía derogar los artículos 4, 5, 6, 7 y 8 de la Ley 27.637, la norma aprobada por el Congreso en junio de 2021 que amplió el régimen de Zona Fría y estableció descuentos en las tarifas de gas natural para usuarios residenciales de amplias regiones del país.
El régimen de «zona fría” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.
Los artículos que se buscaba derogar regulaban la ampliación del universo de beneficiarios y del alcance territorial del régimen de Zona Fría (artículos 4°, 6° y 7°), los niveles de descuento en la tarifa de gas —30% de descuento sobre el tarifario pleno y 50% para los sectores vulnerables y entidades de bien público— (artículos 4°, 5° y 6°), y las facultades del Poder Ejecutivo para ampliar territorios, revisar periódicamente el régimen, ajustar criterios de elegibilidad y establecer mecanismos de renuncia al beneficio (artículo 8°).
En términos prácticos, la derogación implicaba desactivar el esquema legal que sostiene los subsidios diferenciales al gas por razones climáticas, dejando sin base normativa la ampliación del régimen y permitiendo desactivar o reducir esos beneficios.
Modificación del régimen original de Zona Fría
El artículo 68 modificaba el artículo 3 de la Ley 27.637, que alcanza a las regiones incluidas en el régimen de zona fría original –enumeradas en el artículo 75 de la Ley 25.565 de 2002–. El artículo 3 garantiza que, en esas zonas originales se debe aplicar un descuento del 50% del cuadro tarifario pleno. Es decir, la ley blinda el nivel del subsidio, fijando por norma legal el porcentaje de descuento y dejando poco margen de discrecionalidad al Poder Ejecutivo.
El texto original dice exactamente que los beneficios “serán equivalentes al cincuenta por ciento (50%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas. La tarifa diferencial establecida en este artículo no excluirá los beneficios otorgados por otras normas”, mientras que el artículo modificado que propuso el gobierno decía que esos beneficios “serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente Ley, con las modalidades que considere pertinentes”.
Es decir, la modificación propuesta eliminaba ese porcentaje fijo del 50% y lo reemplazaba por una fórmula abierta: el beneficio pasaba a ser determinado por el Poder Ejecutivo, en las modalidades que considere pertinentes. En la práctica, esto implicaba deslegalizar el nivel del subsidio, manteniendo formalmente el régimen de Zona Fría original, pero habilitando al gobierno nacional a reducir, modificar o redefinir el descuento sin necesidad de una nueva ley del Congreso.
Modificación del Fondo Fiduciario con el que se financia la Zona Fría
Este artículo 67 del proyecto de presupuesto modificaba el artículo 75 de la ley 25.565 que regula el Fondo Fiduciario con el que se financian los subsidios al consumo de gas en las zonas frías históricas del país, donde se incluye la Región Patagónica, Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y la Región conocida como “Puna”.
El fondo se nutre de un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, que pagan todos los consumos en el país (con excepción de exportaciones), y se utiliza para compensar a las empresas proveedoras y distribuidoras por la aplicación de tarifas bonificadas en esas regiones, además de subsidiar la venta de garrafas y gas a granel.
La modificación propuesta en el artículo 67 sustituía el texto vigente del artículo 75 con cambios formales y operativos, pero sin alterar la lógica central del régimen. Se redefinía el objeto del fondo —pasando de “consumos residenciales” a “consumos de gas”, con una redacción más amplia— y se precisaba que las compensaciones se pagan a las empresas proveedoras por las ventas realizadas por distribuidoras y subdistribuidoras. También se incorporaba explícitamente la exclusión de las exportaciones de gas y GNL del recargo y se actualizaba el organismo recaudador (ARCA, en lugar de AFIP).
En términos sustantivos, el artículo no eliminaba ni reducía el Fondo ni el recargo, ni afectaba la vigencia del régimen hasta 2031, sino que ordenaba y actualizaba su redacción, armonizándola con cambios institucionales y con el esquema general de subsidios. El impacto era técnico-reglamentario, no fiscal inmediato: el Fondo seguía existiendo, financiándose con el mismo recargo y cumpliendo el mismo objetivo de sostener tarifas diferenciales en las zonas frías históricas.
Compensación cruzada para cerrar conflicto con las distribuidoras eléctricas
El artículo 71 del proyecto de Presupuesto habilitaba al Ejecutivo a calcular los ingresos dejaron de percibir las distribuidoras eléctricas durante la emergencia tarifaria y usar ese eventual crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales, extendiendo el mecanismo a provincias que asuman el costo en sus propias jurisdicciones.
Este problema surgió a partir de la sanción la Ley de Emergencia Económica en 2002, durante la gestión de Eduardo Duhalde, tras la caída de la Convertibilidad. Las distribuidoras cobraron menos ingresos que los previstos en sus contratos de concesión y, al mismo tiempo, muchas acumularon deudas con Cammesa por la energía comprada en el Mercado Eléctrico Mayorista.
En el caso de Edenor y Edesur, distribuidoras bajo jurisdicción nacional, la Secretaría de Energía debía, a partir de la entrada en vigencia de este procedimiento, calcular la diferencia entre lo que efectivamente cobraron durante las emergencias y lo que deberían haber cobrado según el contrato de concesión. Si surgía un crédito a favor de la distribuidora, el Poder Ejecutivo podía ordenar a Cammesa que lo aplique para cancelar deudas que esas distribuidoras tengan con el organismo por compra de energía. Todo esto estaba condicionado a que la distribuidora renuncie a cualquier reclamo judicial o administrativo por la emergencia tarifaria. No había pago en efectivo. Solo era compensación contable contra deudas.
Las dos distribuidoras apuntaban a poder saldar deudas con Cammesa cercanas a los US$ 400 millones que fueron regularizadas este año a través de un régimen de 72 cuotas con una tasa de interés conveniente a las empresas. A su vez, el objetivo del gobierno nacional era sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía era la que determinaba las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervenía el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.
Al mismo tiempo, se planteaba un esquema similar para distribuidoras dependientes de jurisdicciones provinciales o municipales, pero con una diferencia clave: la Nación no asumía la deuda. Las provincias debían aceptar el procedimiento fijado por la Secretaría de Energía, reconocer como propia la deuda de sus distribuidoras con Cammesa y cancelarla aplicando directamente créditos que ya tenían contra el Estado nacional.
Extensión del régimen promocional para las energías renovables
El artículo 74 del proyecto de presupuesto que envió el Poder Ejecutivo, incluido también en el Capítulo XI, extendía por 20 años el régimen promocional para las energías renovables. El artículo decía: “Prorrógase hasta el 31 de diciembre del 2045 el plazo establecido en el artículo 17 de la Ley N° 27.191”. Es ese artículo el que explicita que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.
Ahora el gobierno, deberá enviar otro proyecto para extender ese plazo o desde el año próximo provincias y/o municipios podrían aplicarle canon, regalías, impuestos o algún tipo de tasa a la actividad.
Modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras
El artículo 73 del proyecto de presupuesto oficial modificaba el artículo 102 de la ley 11.672 que regula el destino de los fondos de una tasa de comprobación de destino aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Es decir, empresas mineras que importan bienes (maquinarias, equipos, insumos) con exenciones o beneficios fiscales pagan esa tasa para que el Estado controle que esos bienes se usen realmente en proyectos mineros.
Los recursos con afectación específica a la Secretaría de Minería y hasta ahora se utilizan para:
a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera,
b) el desarrollo del Plan Social Minero, el apoyo técnico – científico para el Plan Nacional de Minerales para Enmiendas de Suelo, y
c) las actividades de apoyo a la actualización tecnológica de los proveedores mineros y de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas Mineras Nacionales, así como su vinculación entre Nación y provincia.
La modificación que había introducido el gobierno, y que fue rechazada por la Cámara de Diputados junto con todo el capítulo 11, proponía destinar esos fondos a:
a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera, incluyendo la mencionada Ley Nº 24.196 y la Ley Nº 27.742, sin que implique limitación a otras que pudieran ser dictadas en el futuro.
b) las actividades que propicie la autoridad de aplicación de la Ley Nº 24.196 para promover el desarrollo de la actividad minera y el conocimiento e información geológica del país”.
En síntesis, el cambio eliminaba el destino social-productivo específico de esos fondos y ampliaba su uso hacia funciones generales de control, promoción e información geológica, alineadas con el nuevo esquema de incentivos, incluido el RIGI.
Derrame en el yacimiento Bandurria Sur operado por YPF en 2022.
La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves 18 de diciembre una medida cautelar que había solicitado la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas, por un supuesto daño ambiental en la Cuenca Neuquina. Lo que argumentó el máximo tribunal es que Assupa no ofreció pruebas concretas que permitan justificar la solicitud ni justificó el carácter interjurisdiccional de los hechos.
“La presentación de la parte actora no permite tener por configurados los presupuestos señalados porque adolece de significativos defectos”, remarca el fallo firmado por el presidente de la Corte Horacio Rosatti y los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas (Salta), Silvina Andalaf Casiello (Rosario) y Rocío Alcalá (Resistencia).
Rechazo a la cautelar por falta de pruebas
En primer lugar, la Corte sostiene que Assupa no conecta hechos dañosos concretos con conductas específicas de las empresas demandadas porque su planteo es genérico e indeterminado. No identifica eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limita a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina
El supuesto daño ambiental que invoca Assupa se funda en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación adjunta como anexo 6 de su demanda.
Assupa afirma que ese documento constituiría una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte responde “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.
En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirma que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso lleva a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.
Además, la Corte manifiesta su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.
No se precisa el carácter interjurisdiccional
La Corte también objeta la presentación de Assupa porque en ningún momento precisa el carácter interjurisdiccional de los hechos que denuncia. “No localiza con algún grado mínimo de claridad los hechos contaminantes que invoca, limitándose a mencionar difusamente la Cuenca Neuquina como la ‘zona en litigio’, que sería el espacio en el que tales eventos habrían ocurrido”, se afirma.
La delimitación del área supuestamente afectada es clave para admitir la procedencia de la medida cautelar solicitada porque en un fallo de diciembre de 2014 el máximo tribunal ya había delimitado su competencia en la causa “a la recomposición integral del daño ambiental colectivo que provoque efectiva degradación o contaminación en recursos ambientales interjurisdiccionales” y declaró su incompetencia respecto de las pretensiones de naturaleza local o provincial, derivadas de la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina.
Es crucial que la demandante pruebe el carácter interjurisdiccional de los hechos denunciados porque la competencia originaria de la Corte Suprema en materia ambiental es excepcional y está estrictamente limitada a los daños ambientales colectivos que afectan recursos compartidos por más de una jurisdicción; si los hechos son meramente locales o provinciales, la Corte carece de competencia y el caso debe tramitar ante jueces provinciales o federales ordinarios.
Por eso, sin una localización clara de los eventos contaminantes ni una explicación concreta de cómo el daño trasciende el territorio de una sola provincia, la Corte no puede ejercer válidamente su jurisdicción ni ordenar medidas de alcance general, ya que hacerlo implicaría invadir competencias provinciales y desconocer el esquema constitucional de distribución de poderes.
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles, con incrementos inmediatos y sustanciales en los surtidores. El precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. De esta forma, Bolivia comienza a poner fin a una política de larga data de congelamiento de precios en los surtidores que implicaba la erogación de entre US$1500 y US$2000 millones por año en subsidios.
El precio de la gasolina especial saltó de 3,74 a 6,96 bolivianos, un incremento de 86,1%, mientras que la premium pasó de 7,22 a 11, un 52,3%. El impacto más fuerte se lo llevó el precio del gasoil, que pasó de 3,72 a 9,80 bolivianos, un 163,4 por ciento.
«La quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia«, dijo el primer mandatario de Bolivia por cadena nacional. «Es una decisión difícil pero necesaria para garantizar el abastecimiento de combustible y dejar de desangrar nuestras reservas», añadió en su cuenta de X.
El ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, señaló que los nuevos precios de los combustibles estarán vinculados a la cotización internacional del petróleo.
Fin de los subsidios a los combustibles en Bolivia
La eliminación de los subsidios a los combustibles representa por lejos la medida de mayor impacto político y social. Los precios de los combustibles se mantuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$1500 y US$2000 millones por año. El último intento de corrección de los precios ocurrió en 2010, pero el entonces presidente Evo Morales decidió retrotraer la medida debido al rechazo social.
La medida busca principalmente normalizar la importación y abastecimiento. «El precios de los combustibles se manejará en función de la cotización del barril de petróleo, porque la idea es importar crudo para activar la producción de las refinerías”, explicó Medinaceli.
Otra decisión trascendente es el fin del monopolio de la petrolera estatal YPFB en la comercialización. El gobierno habilitó el ingreso de nuevas empresas que quieran distribuir combustibles en el país. Medinaceli descartó que el gobierno quiera privatizar la petrolera estatal.
Paz declaró la emergencia económica y energética
El presidente de Bolivia decretó la Emergencia Económica, Financiera, Energética y Social en todo el país, adoptando un paquete de medidas excepcionales para estabilizar la macroeconomía, recuperar la liquidez interna, fortalecer las reservas internacionales y garantizar el abastecimiento de combustibles y energía.
El gobierno definió algunas medidas para amortiguar el impacto de los aumentos de los combustibles. La más estructural es un incremento del salario mínimo del 20%. Por otro lado, se refortó la política de transferencias directas en los planes Renta Dignidad y el bono Juancito Pinto. No obstante, se tratan de medidas que alcanzan a los trabajadores de la economía formal, que representan el 20% de la población económicamente activa.
Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía; participaron del capítulo 22 de Dínamo.
Uno de los dilemas centrales para el futuro de la matriz productiva argentina pasa por desentrañar si Vaca Muerta podrá servir como palanca de un plan de desarrollo integral del país, o si -en cambio- se limitará a ser un proyecto de enclave energético que aporte divisas sin generar un derrame significativo sobre la industria y el empleo.
Para analizar el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional, Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía, conversaron en la última emisión de Dínamo – Charlas de Energía, ciclo conducido por Nicolás Gandini.
Schteingart abrió el debate señalando que el rol de los recursos naturales es crucial, pero la historia demuestra que en muchos países han sido más un problema para el desarrollo que una solución concreta para sus habitantes. La clave, a su entender, radica en qué se hace con la renta de su explotación. Ejemplos de gestión exitosa, como Noruega o Australia, particularizó, contrastan con los fracasos de naciones como Venezuela o Angola.
“Noruega, por caso, utiliza su renta petrolera invirtiéndola en activos globales y no en gastos corrientes, logrando que cada noruego posea 250.000 dólares per cápita a partir de eso, además de haber desarrollado una fenomenal política de proveedores en torno a su industria energética”, ejemplificó.
En definitiva, opinó, para que Vaca Muerta sea una palanca de desarrollo la renta generada debería invertirse en educación, infraestructura, ciencia y fortalecimiento de cadenas de valor aguas arriba y aguas abajo. “Esto incluye fomentar la actividad petroquímica, el gas natural licuado (GNL) y el entramado metal-mecánico, que hoy está muy golpeado”, puntualizó.
Sin embargo, advirtió, esta agenda no resulta especialmente interesante para la gestión de Javier Milei. “El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites. Esta postura no prioriza el desarrollo de actividades que involucren conocimientos más complejos, perdiendo la oportunidad de multiplicar el empleo indirecto”, se lamentó.
Dependencia mutua
En octubre, tal como remarcó Charvay, la Argentina batió su mejor marca de producción de petróleo desde 1998, alcanzando los 865.000 barriles diarios. El panorama, acotó, es bastante similar en el plano de la oferta gasífera, que esta temporada logró su mejor rendimiento desde 2003. “Más allá de todo, podría decirse que recién estamos retomando los niveles productivos de fines de los ’90 y principios de los 2000. Estamos volviendo, pero nos llevó 25 años”, consideró.
Gracias a esta tendencia alcista, explicó, se dio un drástico cambio en la balanza comercial: el sector pasó de generar una salida continua de divisas durante 15 años a verificar un superávit auspicioso. “En solo dos años (2022 y 2023), Vaca Muerta aportó US$10.000 millones más a la balanza comercial. Se proyecta, en un escenario optimista, que en una década la Argentina podría producir 1,5 millones de barriles de petróleo, con 1 millón destinado a la exportación”, vaticinó la especialista, quien acotó que esa expansión suena perfectamente viable, aunque podría ralentizarse si la cotización internacional del recurso se mantiene baja; es decir, cercana a los US$60 por barril.
En estos momentos, intervino Telechea, la discusión macroeconómica lo consume todo. “Todavía hay que seguir remachando acerca de lo importante que es el crecimiento económico para el bienestar de la población argentina”, aseguró. Existe una sinergia y una dependencia mutua en relación con el desempeño del sector hidrocarburífero, a su criterio, ya que para poder desarrollar Vaca Muerta hace falta contar con “una macro estable”. “Asimismo, para que haya una macroeconomía estable se necesita a Vaca Muerta«, señaló el analista, remarcando que la incertidumbre reduce el margen de negociación con las multinacionales.
“El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites», planteó Schteingart.
Encrucijada socioeconómica
Después de casi 15 años sin crecimiento económico en la Argentina, aseguró Telechea, es hora de “apelar a todo lo que tengamos”, ejerciendo controles ambientales y sociales, pero sin prohibir ninguna actividad productiva per se. “Retomar el crecimiento es la condición necesaria, aunque no suficiente, para salir de la encrucijada socioeconómica del país”, enfatizó.
Schteingart, por su parte, matizó esta visión, advirtiendo que importa mucho “cómo se crece”. En ese sentido, expuso que la minería y el petróleo generan en total unos 100.000 empleos formales, lo que representa el 0,5% de la ocupación total en la Argentina. “El riesgo de un modelo apalancado casi exclusivamente en actividades muy capital-intensivas es que el derrame social sea bajo, llevando a la paradoja de una economía que crece sin crear empleo”, cuestionó.
Es sumamente problemático, desde su mirada, que el sector estrella de la economía nacional no esté creando tanto trabajo como se esperaba ni deteniendo la pérdida de empresas, habilitando así la aparición de discursos de rechazo hacia la industria extractiva. “La caída en términos laborales y empresariales en cuencas maduras como la del Golfo San Jorge no se ve compensada por el crecimiento de Vaca Muerta o el litio. De hecho, se han perdido 18.000 empresas en los primeros 20 meses de la gestión de Milei, con 150.000 empleos formales menos que al inicio”, especificó.
El concepto de «destrucción creativa», comentó Telechea, puede funcionar en entornos como Silicon Valley, pero en la Argentina la pérdida de una empresa metalmecánica equivale a una «desertificación del entrampado productivo». La estrategia gubernamental de “abrir sin paracaídas” significa que las compañías deben arreglárselas solas ante el «tsunami productivo». “Esto genera una ‘tormenta perfecta’ para los sectores que deben reconvertirse, ya que el Gobierno subestima la enorme dificultad de reconstruir las capacidades productivas perdidas”, acotó Schteingart.
Daniel Schteingart, Juan Manuel Telechea y Patricia Charvay analizaron el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional.
Oportunidad latente
A decir de Charay, la estacionalidad de la demanda de gas en la Argentina (que es alta en invierno y baja en verano) dificulta sobremanera la productividad continua. La instalación de plantas licuefacción, planteó, resultará clave para acotar esa limitación estacional al permitir un bloque de producción más continuo y estable durante todo el año. “Si bien el ingreso de divisas por la vía del GNL parece que viene mucho más lento de lo que se anuncia, existe un proyecto concreto como el de Southern Energy, que ya cuenta con decisión final de inversión y contratos firmados. La posibilidad está, pero para su concreción faltan unos años”, reconoció.
Por lo pronto, afirmó Schteingart, el desarrollo de Vaca Muerta está reconfigurando el mapa productivo territorial. “Neuquén ya es la quinta provincia en materia de Producto Bruto Interno (PBI), sólo por detrás de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Córdoba y Santa Fe. Si las proyecciones se cumplen, los neuquinos podrían duplicar su participación en la economía nacional, acercándose al 7% u 8% del PBI argentino en la próxima década”, anticipó.
Este crecimiento, admitió, trae consigo una deuda de infraestructura urbana. “La falta de servicios y viviendas hace que la infraestructura esté corriendo siempre por detrás, tal como se ve en Añelo”, ilustró.
Al ser un segmento que no deja de crecer, argumentó Charvay, muchos ‘cuellos de botella’ emergen y se van resolviendo sobre la marcha. “Los retos seguirán apareciendo y es deseable que así sea. Entre las mayores prioridades a atender figura el transporte de energía eléctrica, un segmento cuyas obras fundamentales vienen siendo postergadas desde hace muchísimos años”, criticó.
No menos relevante, agregó, será continuar con la ampliación de la red de gasoductos y oleoductos. “Más allá de los últimos avances registrados, el abastecimiento del norte del país es un punto especialmente crítico porque tiene que ver con el sistema energético argentino en su totalidad”, reflexionó.
Objetivo realista
Telechea identificó un problema grave en el peronismo: la falta de conducción política, que genera miradas divergentes sobre temas trascendentales. “El desgaste macroeconómico hace que estas discusiones de desarrollo pasen a un segundo plano”, reclamó.
Es cierto, concedió, que el boom hidrocarburífero podría significar un reverdecer del PBI. “No obstante, incluso con las proyecciones más optimistas, el sector no solucionará por sí solo los problemas estructurales de la economía argentina”, manifestó.
En la misma sintonía se expresó Charvay, quien reivindicó la importancia del desarrollo de los hidrocarburos a la hora de captar dólares y gestar dinámicas internas positivas. “Pero con eso sólo no alcanzará”, recalcó.
El gran riesgo, para Schteingart, es caer en la narrativa “Eldoradista”, incurriendo en el sobredimensionamiento del potencial de la Cuenca Neuquina. “Yo no me imagino que con Vaca Muerta tengas algo que automáticamente te transforme en Noruega o en España”, comparó.
El objetivo realista, expresó, pasa por volver a acercarse a los países vecinos que han sacado «varias cabezas de ventaja». “Sin gestión estratégica, podríamos encaminarnos a la frustración, como ya ocurrió con el hidrógeno verde o con los anuncios de inversión que demoran en materializarse”, sostuvo.
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que “la reforma de laLey de Glaciareses totalmente constitucional” y que “al ser una norma de presupuestos mínimos, determina si afecta o no un recurso estratégico y devuelve a las provincias sus potestades”.
Invitado a la reciente edición de Dínamo -Charlas de Energía, el ciclo que conduce Nicolás Gandini por el canal de YouTube EconoJournal, Aranguren analizó la reforma de la Ley de Glaciares que presentó este lunes el gobierno de Javier Milei en el Senado.
En principio, el proyecto oficial pretende reformar aspectos técnicos y no plantea una derogación de la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. La iniciativa comenzó a debatirse este miércoles en el plenario de las comisiones de Minería y Ambiente y se espera que se trate durante las sesiones extraordinarias del Poder Legislativo que comenzaron esta semana.
La principal modificación que plantea la reforma a la ley actual implica que cada provincia determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. Con el nuevo texto, el gobierno busca que se destraben una serie de inversiones mineras, sobre todo de proyectos de cobre.
La reforma de la Ley de Glaciares es constitucional
Aranguren afirmó que el proyecto de reforma de la Ley de Glaciares “compatibiliza el desarrollo minero con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional”. El primer apartado al que hizo referencia indica que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras; y tienen el deber de preservarlo”.
Además, subraya que “corresponde a la Nación dictar las normas que contengan los presupuestos mínimos de protección, y a las provincias, las necesarias para complementarlas, sin que aquéllas alteren las jurisdicciones locales”.
En tanto, el artículo 124 de la Constitución Nacional, que también mencionó Aranguren, afirma que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”.
Aranguren sostuvo que “la Ley de Glaciares nunca se reglamentó, con lo cual nunca se aplicó. Y no sólo eso, sino que hay artículos que se contraponen unos con otros. En un lugar dice que está permitida la actividad minera y en otro lado dice que está prohibida”.
“Por eso es importante ahora, con el cumplimiento del artículo 124 de la Constitución que dice que los recursos son originarios de las provincias, tomar la responsabilidad de analizar si afecta o no a un recurso estratégico hídrico”, finalizó Aranguren.
Qué dice la actual Ley de Glaciares sobre las áreas periglaciares
“Qué mejor que cada provincia determine cuál es la zona periglaciar», sostuvo Milei.
Aranguren destacó que “la Ley de Glaciares no define las áreas periglaciares. Justamente lo que se tiene que definir es la capacidad que tiene el glaciar o la zona periglaciar de afectar un recurso hídrico estratégico, ya sea como reserva de agua o como aporte de un recurso hídrico”.
Además, sostuvo: “¿Por qué no es afectado por la Ley de Glaciares el sector del litio? Justamente porque se desarrolla en un área donde no tiene este tipo de restricción en el entorno periglaciar”.
“Manteniendo el principio precautorio, (el proyecto de reforma de la ley) le devuelve a las provincias su responsabilidad y el estudio de impacto ambiental será el que definirá si es o no es una reserva estratégica de agua. Si no lo es, entonces se podrá hacer la actividad minera”, destacó.
“Lo que no puede ocurrir en una ley es que no se defina nada porque entonces siempre se estará en un limbo de definición, que es lo peor que puede pasar, porque no hay certezas”, describió el ex ministro.
El proyecto establece que el inventario sobre zonas periglaciares seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la ley y el encargado de elaborar el Inventario Nacional de Glaciares. “Las provincias tendrán la potestad de aprobar o no el estudio de impacto ambiental de un proyecto minero si afecta zonas periglaciares y recursos hídricos”, señaló Arangure.
La necesidad de aplicar criterios científicos
La ley 26.639 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no define de manera precisa a las zonas periglaciares.
El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la actual ley no detalla.
Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.
El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.
Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.
Liquidez a pesar del precio del barril
La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.
Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.
En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.
Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.
YPF activa un plan de resilencia
Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.
La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.
En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.
YPF sigue apuntalando su mejora de eficiencias en el campo.
El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.
La recuperación hacia 2027
Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.
La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.
Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.
Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.
El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.
Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.
Liquidez a pesar del precio del barril
La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.
Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.
La propuesta de Rovella Capital supera los US$450 millones.
En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.
En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.
Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.
YPF activa un plan de resilencia
Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.
La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.
En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.
YPF sigue apuntalando su mejora de eficiencias en el campo.
El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.
La recuperación hacia 2027
Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.
La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.
Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.
Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.
El gobierno de Mendoza realizó este martes un roadshow para avanzar con la licitación pública de 17 áreas hidrocarburíferas convencionales maduras, 12 de exploración y 5 de explotación. La mayoría están ubicadas al sur oeste de la provincia, en el distrito de Malargüe. La intención oficial es que petroleras chicas puedan activar esas áreas, operando con mayor eficiencia, para ayudar a la provincia a elevar reservas y revertir la declinación productiva.
“Es significativa la diferencia entre las 12 de exploración versus las 5 de producción y eso tiene que ver con que la provincia de Mendoza necesita ampliar las fronteras productivas. Necesitamos recuperar esas campañas exploratorias que nos muestren las oportunidades de inversión que van a permitir levantar la producción en la provincia”, aseguró la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien inauguró el evento realizado en el piso 11 de la sede que el Consejo Federal de Inversiones tiene en Azopardo 750.
Entre los asistentes hubo representantes de petroleras como Hattrick Energy, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Phoenix Global Resources, Taurus Global Energy, Petróleos Sudamericanos, Jota Energy, Veniol, Roch y Pecon. También estuvieron presentes ejecutivos de empresas de servicios petroleros y consultores.
Las concesiones de explotación son por un período de 25 años y en el caso de la exploración se otorga un primer permiso por 3 años, un segundo permiso por 2 años y existe la posibilidad de una prórroga por 2 años más.
El pliego establece que en las concesiones de explotación el oferente pueda proponer un porcentaje de regalías de acuerdo a su plan de inversiones. En la actualidad, esa contraprestación no puede ser menor al 5 por ciento. Además, la provincia ha venido otorgando otro tipo de incentivos focalizados para reactivar la producción convencional.
“En la provincia buscamos duplicar la cantidad de operadores para lograr más eficiencia en la explotación del sector convencional con la ayuda jurídica y técnica nuestra. Esas áreas en su gran mayoría las exploró YPF y con el tiempo las fue dejando de lado. En algunos casos el riesgo era geológico, pero en otros casos era económico. Creemos que operadores más chicos pueden activar estas áreas, hacerlas eficientes y ayudar a recuperar reservas”, sostuvo a EconoJournalManuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía provincial. El funcionario dejó en claro que el objetivo es que todas las áreas estén adjudicadas durante el primer cuatrimestre de 2026.
La presentación, que se extendió por más de dos horas, consistió en un repaso de las características técnicas de cada una de las áreas y estuvo a cargo del geólogo Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero de 84 años y 53 de carrera profesional.
Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero.
Las áreas de explotación que se licitan
Las cinco áreas convencionales de explotación que se licitan son Atamisqui, El Manzano, Puntilla de Huincán, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana y Puesto Molina Norte.
Atamisqui. La concesión abarca una superficie de 214,64 km2 en el departamento Rivadavia, dentro de la Cuenca Cuyana. Fueron perforados 56 pozos y se descubrieron cuatro yacimientos denominados Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado, donde tiene el mayor potencial. De los 56 pozos perforados, 34 de ellos resultaron productivos con una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064,54 m3. de petróleo, 44.83 Mm3 de gas y 8.639.044,01 m3 de agua. En septiembre venció la concesión que tenía Petrolera El Trébol, vinculada a Phoenix Global Resources, y el gobierno rechazó el pedido de prórroga por incumplimientos formales y un plan de inversión considerado insuficiente.
El Manzano. Tiene una superficie total de 630 Km2 en la Cuenca Neuquina. En ella se han perforado un total de 51 pozos y se registró sísmica 2D y 3D. Fue otorgada originalmente a Pérez Companc por un plazo de 25 años a partir de setiembre de 1990. En julio de 1996, YPF obtuvo una participación del 49%, manteniendo la operación Pérez Companc, y en febrero de 2001 obtuvo el 100% del bloque y su operación. Ahora la petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió esta área como parte de su plan destinado a concentrarse solo en la actividad no convencional. Las zonas con producción efectiva son las denominadas “El Manzano Este”; “El Manzano Resto” y “El Manzano Oeste (Agrio)”
Puntilla de Huincal. El área está ubicada en el departamento Malargüe, en la Cuenca Neuquina, y tiene una superficie de 240 km2. Fue operada por YPF, la cual perforó 14 pozos entre 1978 y 1985. La concesión de explotación se otorgó en septiembre de 1990 y venció en septiembre de 2015, pero recién se revirtió a la provincia este año. Los reservorios productivos son Grupo Choiyoi, Formación La Manga, Grupo Mendoza y Grupo Neuquén. El gobierno busca para esta área operadores independientes especializados en recuperación secundaria y optimización de activos de baja escala.
Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana. Es un área de aproximadamente 240 km2 en el departamento de Malargüe. Históricamente fue considerada una zona de exploración. A partir de los 2000, Geopark realizó allí estudios geológicos y operativos, incluido procesamiento sísmico 3D, pero en 2014 se retiró. En 2018 Petrolera El Trébol obtuvo un permiso de exploración sin mayores avances y ahora el gobierno decidió licitar el área como concesión de explotación porque le ve potencial geológico. Gorroño recordó que uno de los pozos que tiene manifestaciones de petróleo en esa zona se llama Cerro La Pepa, el cual recibió ese nombre porque Pepa era la secretaria del Distrito Geológico Mendoza.
Puesto Molina Norte. Cubre una superficie de aproximadamente 157 KM2 en el departamento Malargüe. Este bloque está limitado al sur por el área Chihuido de la Sierra Negra, al oeste por el bloque Cañadón Amarillo; al norte por Loma el Divisadero y al este por Chachahuen. Fue operado históricamente por YPF hasta que revirtió al Estado. En el área se perforaron 23 pozos, de los cuales 13 resultaron productivos. La producción acumulada alcanza aproximadamente 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. De los pozos perforados, 14 fueron abandonados por diversas razones. La última producción registrada data de comienzos de 2020, con 3 pozos en producción efectiva, alcanzando caudales del orden de 2,3 m³/d de petróleo y algunos miles de m³/d de gas. “Es un área con interés exploratorio y con potencial de reactivación”, señaló Felipe Raganato, jefe de explotación de la provincia.
Las áreas que se licitan.
Las áreas de exploración que se licitan
Las áreas de exploración son Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Horizontal, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal. Son todas áreas del departamento Malargüe, salvo Zampal y Puesto Pozo Cercado Horizontal que se ubican en el noroeste de la provincia.
“Hay dos empresas que presentaron iniciativas privadas para explorar y por eso se incorporaron a esta licitación: Hattrick en Atuel Exploración Sur y PCR en Río Atuel”, aseguró a EconoJournalLucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza.
Las consultas de las empresas sobre la licitación
Una vez terminada la presentación técnica de las áreas, se habilitó la posibilidad de realizar consultas y algunos representantes de compañías expusieron sus interrogantes. “Nos genera dudas el pliego tal como está escrito porque el interesado en un área tiene que presentar un plan de saneamiento de pasivos preexistentes, ¿ese costo cómo se lo compensa?”, preguntó Anabela Mengoni, de PCR. Manuel Sánchez Bandini respondió que “esos pasivos preexistentes tienen que quedar en cabeza de quien los generó, pero si no está claro en el pliego, que es bastante genérico, lo vamos a dejar en claro”.
A su vez, Hernán Bloise, de LCS Energía, preguntó sobre la posibilidad de transformar un área convencional en no convencional: “Si uno adquiere un área de explotación para un desarrollo convencional y tiene un potencial de Vaca Muerta, ¿podría inmediatamente hacer el desarrollo de Vaca Muerta o hay que cumplir algún otro requisito?”. “Nosotros estamos haciendo la licitación dentro de un marco de explotación convencional, pero si hay potencial geológico no convencional nada limita que se pueda realizar actividad no convencional”, respondió Lucas Erio.
Hubo preguntas de los asistentes al roadshow.
Más temprano, Jimena Latorre había detallado también los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional. “Tenemos otro foco de trabajo puesto en el desarrollo de Vaca Muerta Norte, donde ya tenemos tres áreas concesionadas. Una a YPF, otra a la UTE Quintana-TSB y otra a Aconcagua con su nuevo accionista mayoritario Tango. Estamos trabajando junto a ellos en que sus planes de inversión sean efectivamente desarrollar esta lengua norte de Vaca Muerta. Ya Quintana tiene comprometida inversión en firme para el desarrollo de la sísmica 3D y un primer pozo piloto, YPF acaba de aumentar el compromiso de inversión con un nuevo pozo que va a perforar en 2026 y en Payún Oeste, donde está Aconcagua, también están evaluando la posibilidad de hacer sinergia entre estas tres empresas para obtener mejores resultados y desarrollar la Vaca Muerta Mendocina”, remarcó.
Jimena Latorre también detalló los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional.
El 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7% respecto al 2024
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) dio a conocer el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, su publicación anual de referencia que reúne las estadísticas oficiales más relevantes del sector energético de los 27 países miembros y analiza las principales tendencias, desafíos y proyecciones de la transición energética en la región.
El informe confirma que América Latina y el Caribe (ALC) avanza de manera sostenida hacia una matriz energética más limpia, donde las energías renovables continúan expandiéndose, el gas natural se consolida como la principal fuente de energía firme que respalda su crecimiento, y la movilidad eléctrica registra una expansión sin precedentes.
Resultados año 2025
El 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7% respecto al 2024
El 68% de la nueva capacidad instalada en el año 2025 fue renovable y el 67% de la electricidad proviene de fuentes limpias.
El 61% de la nueva capacidad de generación instalada el 2025 es de centrales eólicas y solares.
La generación con energía eólica y solar el 2025 aumentó un 19% respecto al 2024.
El consumo final de electricidad el 2025 es 3.7% superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementò en 2.6%.
En ALC las ventas de autos livianos electrificados siguen creciendo de forma contundente, principalmente en los últimos 3 años, lo que ha significado que el número de este tipo de vehículos en circulación se incremente entre 2022 y 2025 en 851%, es decir haya crecido casi 10 veces. Hasta octubre de 2025, respecto al 2024, las ventas de vehículos livianos en la región se incrementaron un 52%.
ALC cuenta al 2025 con una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de 1.7 GW.
La capacidad de generación a gas natural aumentó un 12% respecto al año anterior.
El año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó un 21%; y con petróleo y derivados un 31%.
La producción de petróleo crudo en ALC en 2025 se incrementó 20% respecto al año anterior, la demanda interna de la región en 24% y la exportación neta en 13%.
Proyecciones al año 2050 en escenario descarbonización acelerada (NET-0)
Bajo un escenario de descarbonización acelerada del sector energético de ALC (NET-0) al 2050, el consumo total de energía se incrementaría 42% respecto al 2025, mientras que el consumo de electricidad crecería 156%, es decir casi se triplicaría.
Bajo este mismo escenario, mientras en 2025 el índice de renovabilidad del consumo final es el 31%, en el 2050 este indicador alcanzaría el 48%.
La capacidad instalada de generación eléctrica se triplicaría en 2050 respecto a 2025 y su componente renovable pasaría del 68% en 2025 al 83% en 2050. La capacidad eólica y solar en conjunto se quintuplicaría.
Se requerirán cerca de 1.000 GW adicionales de capacidad de generación eléctrica con un respaldo de 80 GW en bancos de baterías, con un costo estimado total de la expansión de cerca de 1.500 billones de dólares de los cuales el 90% correspondería a capacidad renovable.
Transición energética
La generación eléctrica al 2050 se triplicaría respecto al 2025 y su renovabilidad pasaría del 67% en 2025 al 76% en 2050. Para ese año el 37% de la generación total correspondería en conjunto a la eólica y solar. El gas natural participaría con el 22% de la generación eléctrica total.
Bajo las premisas del escenario NET-0, el consumo de electricidad en el sector transporte en ALC, llegaría a representar en 2050 cerca de un 10% del consumo total de energía de ese sector, el 3% del consumo final total de energía de la región y el 9% del consumo eléctrico total de la región.
Con la expansión de los data centers en ALC, el consumo de electricidad de dichas instalaciones representaría el 2050, el 40% de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, una tercera parte del consumo total de energía de dicho sector, un 10% del consumo eléctrico total de la región y un 4% del consumo total final de energía de la región en dicho año.
Electricidad y producción de hidrógeno verde
Los requerimientos de electricidad para la producción de hidrógeno verde en ALC, tanto para consumo interno como para exportación, considerados en el escenario NET-0 para el año 2050, serían del orden del 12% de la generación total de electricidad de la región y el 4% de la oferta total de energía de la región en ese año.
De la oferta total de energía en ALC al 2050, el gas natural aportaría con el 34% frente al 26% de aportación el 2025, mientras que la participación de las fuentes de energía renovables no convencionales incrementarían su participación del 5% actual al 14% en 2050.
Para el 2050, el petróleo y sus derivados tendrían un 20% de participación en la oferta energética total de la región y la participación del carbón mineral sería solamente del 1%.
El Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025 se consolida, así como una herramienta clave para la toma de decisiones, ofreciendo evidencia sólida sobre el rumbo de la transición energética regional y los desafíos técnicos, económicos y de inversión que deberán abordarse en las próximas décadas.
GásBra proyecta un gasoducto que conecte Vaca Muerta con Brasil.
El consorcio empresarial GásBra del Brasil trabaja en un proyecto integral de producción y exportación de gas natural en firme a través de un gasoducto dedicado de 1630 km de extensión entre Vaca Muerta y Uruguaiana, confirmaron desde el consorcio ante una consulta de EconoJournal. La inversión estimada asciende a US$7000 millones solo en la Argentina, US$2500 millones en upstream y US$4500 millones en infraestructura.
La intención es que Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) garantice volúmenes iniciales disponibles como respaldo de los contratos de exportación, en paralelo a la inversión que irán realizando en el upstream neuquino.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este lunes a los directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, encabezada por su presidente, Marco Maia. También estuvo presente el presidente de Garantía Capital Ltd, Luiz Cézar Fernandes. Fernandes es uno de los fundadores del Banco Pactual, actualmente conocido como BTG Pactual, uno de los bancos de inversión más relevantes del Brasil.
Figueroa tuvo un primer contacto con el consorcio en octubre durante la Offshore Technology Conference (OTC) celebrada en Brasil. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y GásBra firmaron en esa ocasión un memorando de entendimiento (MoU) para cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.
El vicepresidente de GasBra, Luis Buffa, el gobernador Rolando Figueroa y el presidente de GasBra, Marco Maia.
Proyecto con gasoducto dedicado al Brasil desde Vaca Muerta
EconoJournal confirmó que el proyecto integral de producción y exportación de gas al Brasil impulsado por el consorcio GásBra incluye la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 km hasta la localidad brasileña de Uruguaiana y con una capacidad de transporte de 30 millones de m³ diarios.
GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio Southern Energy para su proyecto de exportación de GNL.
El consorcio brasileño ya está delineando un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén, la petrolera estatal provincial, aportaría áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo.
Sin embargo, la expectativa es que GyP pueda inicialmente proveer moléculas propias, de forma tal de viavilizar el financiamiento del proyecto. “El primer gas será de GyP, que va a facilitar las áreas para que Brasil tenga acceso a la molécula, mientras se van desarrollando las áreas nuevas por parte del consorcio. También se puede comprar volúmenes a los productores”, explicó Fernando Olaizola, director de Operaciones de GásBra.
El consorcio GásBra
Figueroa recibió en Neuquén a la delegación de GasBra y Garantia Capital.
El consorcio GásBra es un vehículo empresarial creado recientemente que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo.
El presidente del consorcio, Marco Maia, participó en la reunión del lunes con Figueroa y explicó que demorarán seis meses en montar toda la estructura del proyecto. “Estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”, expresó Maia.
Maia también expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil”. “Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”,añadió.
André Perfeito y Luiz Cezar Fernandes de Garantía Capital sobrevolaron Vaca Muerta en la mañana del martes.
Gas y Petróleo de Neuquén
Gas y Petróleo es la petrolera estatal de la provincia de Neuquén. La gobernación busca que la empresa tenga un rol más protagónico en la producción no convencional en Vaca Muerta en los tiempos venideros, una posibilidad que el gobierno nacional habilitó a través de la Ley de Bases sancionada en 2024.
La Ley de Bases habilitó que la provincia pudiera imponer en carry (es decir, sin asumir compromiso de inversión) a GyP como socio obligatorio de los privados asegurándole un porcentaje minoritario de las nuevas concesiones en Vaca Muerta.
Concretamente, la gobernación definió este año que la petrolera estatal tendrá una participación accionaria obligatoria del 10% en cada concesión no convencional de hidrocarburos (Cench) nueva que la provincia conceda en Vaca Muerta. También decidió profundizar en el cobro de regalías en especie, es decir, en los volúmenes físicos de petróleo y gas que la provincia puede comercializar directamente.
Exportaciones
El proyecto de GásBra exhibe el potencial de Vaca Muerta para suministrar gas a la región. El gobernador de Neuquén destacó en las últimas horas el acuerdo entre Pan American Energy (PAE) y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde Neuquén con destinoa la generación térmica del vecino país.
«A comienzos de año nos reunimos con el presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, para dialogar sobre el potencial de la cuenca neuquina como proveedor energético del Cono Sur. Hoy esos encuentros dan resultados: los países vecinos vuelven a confiar en nuestro gas y petróleo como motores del desarrollo y la integración latinoamericana«, celebró Figueroa en su cuenta de X.
El objetivo de la empresa consistió en maximizar la eficiencia apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano.
TB Cargo, empresa con 51 años de trayectoria en soluciones de transporte de carga, difundió un balance de gestión que destaca su capacidad de adaptación, su foco estratégico en la productividad y su fortalecimiento operativo en toda la región. “A pesar de la desaceleración de la actividad y el incremento de costos en dólares, la compañía sostuvo un desempeño sólido. La coyuntura llevó a una racionalización de estructuras y a una gestión orientada a maximizar la eficiencia, apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano”, destacaron desde la compañía.
Aceleración de la productividad
Entre los avances más relevantes se encuentran la implementación de IA para el mapeo de rutas, la optimización de procesos y el impulso de campañas comerciales más precisas; el desarrollo y consolidación de la App TB Cargo y su integración con SAP para robustecer la trazabilidad y la gestión logística; y la ejecución de programas de liderazgo y coaching destinados a profesionalizar equipos y detectar talento interno.
En este proceso, la compañía subrayó el rol estratégico de sus oficinas y colaboradores en los siete países donde opera, que participaron activamente en la adopción de nuevas herramientas y en la estandarización de procedimientos. Las sedes regionales aportaron conocimiento local, mejoras operativas y capacidad de respuesta para acompañar los proyectos en cada mercado, lo que fortaleció la cultura colaborativa y permitió una implementación homogénea de las innovaciones en toda la red.
“En un año que nos ha exigido adaptarnos rápidamente, hemos reafirmado nuestro compromiso con la innovación y la eficiencia”, señaló Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.
Actividad regional
La actividad regional también dejó resultados significativos. En Chile, la compañía avanzó en operaciones vinculadas al movimiento de baterías BESS; en Perú, ejecutó el transporte de Rigs petroleros y cargas internacionales; y en Brasil intervino en proyectos de cargas industriales, consolidando su presencia en sectores estratégicos como energía y minería.
Con la mirada puesta en 2026, TB Cargo proyecta un escenario de crecimiento sostenido. “Tenemos muy buenas expectativas para el año próximo, en el que seguiremos trabajando con el mismo compromiso y la dedicación que nos han caracterizado durante más de cinco décadas”, afirmó Lisandro Garmendia, presidente de la compañía.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano.
La Unión Europea no modificará por el momento una regulación sobre las emisiones de metano que los Estados Unidos está pidiendo eliminar o revisar. La norma, que obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano, es monitoreada de cerca por las productoras en Vaca Muerta que aspiran a exportar el combustible.
El comisionado de Energía de la Comisión Europea, Dan Jørgensen, aseguró este lunes que no evalúan cambios en la regulación del metano. «No estamos considerando derogar, retirar o modificar la regulación», dijo el funcionario durante la reunión del Consejo Energético europeo en Bruselas.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano (EUMR por sus siglas en inglés) y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD).
EE.UU. y Qatar, los dos principales países suministradores de GNL a la Unión Europea, ya presionaron publicamente en octubre contra la directiva en sostenibilidad corporativa.
EE.UU. contra la regulación al metano
Ahora la administración de Donald Trump busca también que sus exportaciones de GNL y petróleo queden exentas de cumplir con la regulación del metano, la cual obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano asociadas con esos suministros. La meta central de la EUMR es forzar a los importadores a demostrar que la intensidad de producción de metano está por debajo de ciertos valores máximos de intensidad a partir de 2030.
El pedido concreto a las autoridades europeas es que concedan una prórroga hasta octubre de 2035 para el cumplimiento de los requisitos. «El Reglamento sobre el Metano de la UE constituye una barrera comercial no arancelaria crítica que impone una carga indebida a los exportadores estadounidenses y a nuestra relación comercial», dice un documeto del gobierno estadounidense visto por la agencia Reuters.
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, había advertido con anterioridad que la regulación es de cumplimiento imposible para las compañías y que pone en peligro los suministros a Europa.
Regulación del metano en Europa
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 alcance extraterritorial, ya que también se aplican a las emisiones de metano que se producen fuera de la UE, en lo que respecta al petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados dentro del mercado europeo.
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.
Carta conjunta con Qatar
La otra regulación que EE.UU. pide derogar o modificar es la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa, que obligará a medir y/o notificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Qatar advirtió este año a Europa que dejará de venderle GNL si no flexibiliza esta directiva.
Estados Unidos y Qatar expresaron su preocupación en una carta conjunta remitida en octubre por los titulares de las carteras de Energía de cada país. «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.
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 operen dentro de esta.
Entre los requisitos que establece figura la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Esta exigencia es de difícil cumplimiento para las empresas que producen y comercializan hidrocarburos en los tiempos demandados por la UE.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) realizó este lunes una licitación para asignar capacidad de exportación de gas natural hacia Chile. En concreto, llevó adelante un open season a pedido de la empresa Colbún, una de las principales generadoras de energía del país trasandino, que está interesada en cerrar contratos de compra de gas a largo plazo desde la Argentina.
La novedad que arrojó el concurso es que Pluspetrol, una de las petroleras más activas en Vaca Muerta a partir de la explotación de dos yacimientos insignia como La Calera y Bajo del Choique, presentó una oferta para contratar capacidad de transporte de la red de TGN (desde Tratayén hacia La Mora) por más de 50 años. En rigor, la compañía propuso contratar capacidad para evacuar 4,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en firme hacia Chile a través del gasoducto de GasAndes hasta el año 2078, es decir, por 52 años a partir del 1º de enero de 2026.
No existen antecedentes que den cuenta de un contrato de tanta duración en la Argentina. El dato cuantifica la longevidad que promete tener el proyecto de desarrollo de gas desde Vaca Muerta y pone en evidencia que el desafío de los productores de gas en Neuquén radica en asegurarse mercados para colocar el fluido extraído en la cuenca Neuquina.
La Calera, el principal campo de gas asociado de Vaca Muerta, es operado por Pluspetrol.
La apuesta por el mercado de Chile
En esa clave, Pluspetrol presentó ayer una oferta que tomó por sorpresa a la industria hidrocarburífera. Nadie esperaba una oferta por un plazo de tiempo tan abultado. Está claro que la empresa, que a fines de 2024 adquirió los activos de ExxonMobil en Neuquén a cambio de US$ 1700 millones y hoy es el mayor productor de gas asociado del país (gas que extrae desde La Calera), apunta no sólo a quedarse con buena parte del mercado doméstico de gas, sino que también aspira a avanzar sobre el mercado de exportación hacia Chile.
Pluspetrol produjo en noviembre más de 20.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo desde Bajo del Choique (tiene el objetivo de llegar a 120.000 barriles hacia fines de la década) y más de 25.000 bbl/d de petróleo y más de 12 MMm3/día de gas desde La Calera.
En el open season realizado ayer, EcoGas —la compañía que controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana— ofertó contratar transporte por 700.000 m3/día para cubrir la demanda prioritaria (residencial) de Mendoza. Por eso, antes de formalizar la adjudicación de los 4,8 MMm3/día que puso a disposición, TGN debe esperar el aval del Enargas, el ente regulador que debe convalidar la propuesta presentada por EcoGas.
El open season realizado por TGN a pedido de Colbún no implicará, en principio, que la empresa transportista —que tiene como accionistas co-controlantes a Tecpetrol y CGC— tenga que realizar inversiones para ampliar su red de gasoductos. El concurso de ayer sólo contempla asignar capacidad de transporte existente. Sin embargo, la cantidad de ofertas presentadas podría habilitar esa posibilidad hacia futuro.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, informó el domingo por la noche que YPF bajará esta semana los precios de sus naftas un 2% en promedio. “Todos los días un poquito y no en todos lados igual”, aseguró. Si bien el directivo no explicó por qué se tomó esa decisión, de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes del mercado sobresalen tres razones que justifican la decisión.
Caída del precio del petróleo
El precio del Brentpromedió US$81 dólares por barril el año pasado y a lo largo de 2025 la tendencia viene siendo a la baja. En noviembre promedió US$ 63,7, el promedio mensual más bajo del año, y en lo que va de diciembre ya retrocedió más de un 4% al pasar de US$62,8 a US$60,2.
A su vez, el dólar mayorista retrocedió levemente en el mes de $1451 a $1439. Si bien YPF no explicita qué criterios toma en cuenta al momento de decidir la baja y la suba de los combustibles, esas dos variables son clave para entender la evolución del precio de las naftas en los surtidores.
Recorte en el margen de refinación
Luego de las elecciones, YPF aceleró la suba de los precios de sus naftas para recomponer el margen de refinación, que es clave para el desarrollo de su plan de negocios. De hecho, en noviembre la nafta súper trepó 7,6% y nafta la premium 5,2% en la Ciudad de Buenos Aires, según el relevamiento que lleva adelante el sitio Surtidores.com.ar, pese a que la cotización del crudo bajó levemente durante ese mes y el dólar mayorista subió apenas un 0,9% al pasar de $1438 a $1451.
Esa suba pasó desapercibida en la mayoría de los medios de comunicación porque YPF dejó de comunicar a partir de julio la variación de sus precios como lo hacía antes argumentando que ahora lleva adelante una estrategia de micropricing, un modelo que permite ajustar los precios del combustible en tiempo real en función del comportamiento de la demanda, la competencia local y el flujo vehicular.
Donde sí tomaron nota del incremento de precios es en el Ministerio de Economía, pues fuentes de esa cartera señalaron a este medio hace algunos días que iban a estar atentos a que la recuperación del margen de refinación no sea excesiva, sobre todo ahora que la cotización del precio del crudo está retrocediendo. La decisión de YPF está en línea con la decisión del Palacio de Hacienda.
Reducción de la brecha de precios
Al anunciar la baja de 2% Marín aclaró que “no será en todos lados igual”. Eso está vinculado con una decisión de la compañía de que la brecha de precios entre regiones se explique por motivos estrictamente vinculados al negocio –como por ejemplo el costo del flete— y no por razones políticas o de visibilidad. En otras palabras, la decisión es ponerle fin a la práctica consistente en cobrar más barato en los surtidores de la Ciudad de Buenos Aires porque es donde están puestas todas las miradas, fundamentalmente de la prensa.
Pan American Energy (PAE) firmó un acuerdo con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde el yacimiento de Vaca Muerta, con destino a la generación térmica del vecino país, informó este lunes la petrolera.
El contrato establece el suministro de gas para alimentar el ciclo combinado de Punta del Tigre, en Uruguay. Esta operación permite a UTE reemplazar combustibles más caros y contaminantes, generando un consecuente ahorro en costos para el país vecino.
La exportación se canaliza a través del Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura clave que conecta la localidad de Punta Lara, en la Argentina, con Colonia y Montevideo, en Uruguay. PAE es uno de los accionistas de este ducto, junto a la compañía energética ANCAP de Uruguay, Harbour Energy y Shell.
Hasta la fecha, la petrolera argentina informó que ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se anticipan mayores volúmenes de exportación durante la temporada estival.
Interés de Uruguay por el gas argentino
UTE es la empresa pública responsable del sector eléctrico de Uruguay, cubriendo las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía.
A fines de marzo, la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, visitó la provincia de Neuquén para mantener una reunión con el gobernador, Rolando Figueroa, a quien le manifestó el Gobierno uruguayo tiene como objetivo avanzar en la complementariedad energética regional y profundizar su soberanía en esta materia.
Uruguay está incorporando al gas a su matriz energética.
La funcionaria explicó, por entonces, que el objetivo del gobierno es la incorporación del gas natural en la matriz energética, y con este flujo de transición avanzar en la descarbonización, luego de que el país consolidara una matriz eléctrica casi completamente renovable.
PAE volcada a la exportación de gas
Pan American Energy es uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina. Si bien abastece prioritariamente al mercado interno, esta exportación de excedentes a mercados regionales representa una nueva fuente de divisas para la Argentina.
Además, la empresa busca consolidar su posición en el panorama energético internacional, y a partir de 2027, como parte del consorcio Southern Energy, prevé comenzar con las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde un buque licuefactor en el Golfo San Matías, en el litoral marítimo de Río Negro.
Hasta allí, llegará en el segundo semestre de 2027 el buque Hilli Episeyo, que dará lugar a las primeras exportaciones de GNL del país, para lo cal ya tiene comprometida el 80% de su producción mediante un contrato de reciente firma con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para la venta de de 2 millones de toneladas anuales por 8 años.
Además, este año, la compañía nacional fue una de las que logaron las primeras exportaciones de gas desde Vaca Muerta al sur de Brasil, a través de la infraestructura de ductos de Bolivia, un destino que las empresas buscan consolidar con nuevas obras de ampliación de capacidad.
En ese sentido, uno de los proyectos contemplados por los equipos técnicos de los gobiernos de la Argentina y Brasil junto a las empresas productoras y los eventuales clientes del vecino país, es ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Cruz del Sur.
YPF cumplió con la anunciada desinversión en Profertil.
YPF oficializó este lunes la venta por unos US$635 millones de su participación del 50% en Profertil, la mayor productora de urea de Sudamérica, al consorcio integrado por Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).
La decisión, aprobada por el directorio de la compañía consolida la desinversión total de la petrolera en el negocio de fertilizantes y ratifica la reorientación estratégica de su cartera de activos.
La venta del paquete accionario de YPF es parte del Plan 4×4 que lleva adelante la gestión del presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que guía la transición de la petrolera a convertirse en un jugador puramente orientado al shale de clase mundial.
Esta operación forma parte de la gestión activa del portafoliopor la cual la petrolera se está desprendiendo de otros activos, como los bloques de hidrocarburos convencionales en seis provincias, la presencia en Brasil y Chile, y en la distribuidora Metrogas.
YPF aprobó la venta del 50% de Profertil
La transacción, si bien se circunscribe a la mitad de YPF, culmina la adquisición del 100% de Profertil por parte de Adecoagro (90%) y ACA (10%), valorada en un total de aproximadamente US$1.200 millones. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes estipuladas en el acuerdo.
YPF comunicó la venta este lunes al mercado, a través de un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el 12 de diciembre el directorio de YPF aceptó la oferta presentada el 1 de diciembre de 2025 por Agro Inversora Argentina. Se trata de una sociedad del grupo Adecoagro, que compra del 50% del capital social y de los derechos de voto de YPF en Profertil, en 391.291.320 acciones Clase B.
La planta de Bahía Blanca tiene una terminal portuaria propia.
El monto informado asciende a los US$635 millones, el cual se encuentra sujeto al mecanismo de ajuste de precio previsto por las partes en el acuerdo de compraventa de acciones. Asimismo, el cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.
Mientras YPFse concentra en la energía, el 50% vendido se integra a un esquema agroindustrial. Adecoagro y ACA aseguran el control total de una planta industrial en Bahía Blanca con capacidad de producir 1,3 millones de toneladas de urea y 790 mil toneladas de amoníaco por año.
Un nuevo proyecto agroindustrial
La empresa agroindustrial tiene hace varios años un proyecto listo para duplicar su capacidad de producción, en un terreno lindero, que demandará una inversión estimada en al menos US$1.000 millones y que permitiría completar el abastecimiento interno y contar con saldos exportables para un producto de alta demanda.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo, y abastece alrededor del 60% del consumo de urea de Argentina. Su complejo industrial en Bahía Blanca —el polo petroquímico más importante del país— tiene acceso a gas natural y electricidad a precios competitivos.
Mariano Bosch, Cofundador y CEO de Adecoagro afirmó que “Profertil es una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, y sus condiciones productivas y comerciales son estratégicas para la región».
«Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, agregó el directivo, al destacar el logro en asociación con ACA, lo que «refuerza el compromiso de construir negocios agroindustriales sustentables, competitivos y generadores de valor para el desarrollo de Argentina y Sudamérica”.
«Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en la Argentina,» remarcó, por su parte, Ricardo Wlasicsuk, Gerente General de ACA, tras oficializarse la aprobación de la venta por parte de YPF.
El secretario Daniel González anunció el RIGI para el upstream
El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, anunció este viernes que el Gobierno nacional decidió incluir dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) las actividades del upstream de hidrocarburos, para fortalecer los proyectos de exportación de petróleo y gas no convencional.
El anuncio fue realizado en el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo que congregó al viceministro de Economía, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, y a los principales directivos de las compañías operadoras del país en un evento realizado en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.
El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aproyectos de gran escala, con lo cual el Gobierno decidió atender el pedido que venían realizando tanto las empresas operadoras como la provincia de Neuquén a través del gobernador Rolando Figueroa.
El planteo del RIGI para el upstream
Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.
González reveló en su discurso que la decisión de incorporar el upstream al RIGI fue instruida por el ministro de Economía, Luis Caputo, tras una visita que realizó ayer a un área en producción de Cuenca Neuquina, donde mantuvo una reunión con el gobernador Figueroa en la cual la adecuación del RIGI fue el tema principal.
González junto al presidente del IAPG, Ernesto López Anadon
“Ayer tuve la suerte de hacer una visita al campo, con el ministro de Economía y a sugerencia del gobernador Figueroa, el ministro nos instruyó a analizar la forma de incorporar el upstream en el RIGI, así que esto es algo que vamos a empezar ahora mismo, de modo tal de que incentive la inversión y la producción adicional de este gran desafío”, declaró González ante los empresarios.
El gobierno viene de realizar en las últimas semanas otro anuncio de impacto para la actividad petrolera, al decidir junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén, la intención de eliminar las retencionesa la exportación de petróleo convencional, lo que puede significar un alivio ante los costos mayores de esa actividad y la caída de precios.
El impacto del precio del crudo
El coordinador de Minería y Energía reconoció el complejo escenario económico que enfrentó la industria durante el último año, marcado por la volatilidad del precio internacional del crudo. «Cerramos un año en el cual la baja del precio del barril significó un impacto durísimo que desafió a la subsistencia en el convencional, y en el no convencional una baja de 12 dólares el barril que impactó, pero que igualmente mantiene el nivel de actividad”, contextualizó.
Pese a este escenario, el funcionario destacó el esfuerzo del sector en el desarrollo de la formación: “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que tiene visión estratégica, que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos. A pesar de que los números no acompañaron, hubo récord de producción, balanza comercial, crecimiento a dos dígitos de operación”.
González insistió en que el apoyo estatal se brindará sin descuidar la política de austeridad fiscal del gobierno. “Vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia, porque es la clave que nos permite vivir en otro país. Es ese equilibrio fiscal este gobierno no lo va a negociar porque gracias a eso sus empresas valen más, hay financiamiento que antes no había, hay nuevas compañías”, aseveró.
El festejo del Día del Petróleo volvió a reunir a los ejecutivos de la industria.
El secretario resaltó la potencialidad del RIGI como herramienta para materializar inversiones que, de otra forma, podrían no haber avanzado o se habrían postergado. “Hay ciertos proyectos que es difícil decir si hubieran o no sucedido, pero la sensación es que no hubiera sucedido o hubiera sucedido más adelante, o hubiera sido más pequeño«, consideró.
Concretamente, se refirió a las plataformas exportadoras en pleno desarrollo como el proyecto Vaca Muerta Oil Sur y las distintas fases del Argentina LNG, y agregó que «existen cinco proyectos adicionales en curso, incluyendo la expansión de gasoducto de Perito Moreno, el gasoducto dedicado para el GNL, y tres proyectos de plantas de tratamiento para el mejor desarrollo del petróleo» que se están analizando.
El aporte del RIGI al no convencional
En este sentido, enfatizó que las condiciones del RIGI marcan la dirección económica que busca la Argentina. “Creemos que es una herramienta que ha sido sumamente poderosa y que, como dice el presidente (Javier Milei) y el ministro permanentemente, muestran a dónde queremos que converja la Argentina. Las condiciones de RIGI, ojalá terminen siendo las condiciones que apliquen para toda la economía, no solamente para este sector en la Argentina”, sostuvo González.
Tras el anuncio, distintos voceros del sector destacaron que la incorporación del segmento no convencional permitiría asegurar un flujo sostenido de inversiones en perforación, completación, infraestructura de evacuación y eficiencia operativa, para mantener la curva ascendente de producción y completar el proceso exportado.
En ese sentido, se explicó que el alcance del RIGI a actividades de upstream debería contemplar la liberación gradual del cepo cambiario, la estabilidad tributaria, el mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital.
El gobierno de Javier Milei rechazó el anuncio de una inversión conjunta entre petroleras del Reino Unido y de Israel en un proyecto de petróleo offshore cercano a las Islas Malvinas. Se trata del campo Sea Lion, el principal proyecto offshore de las Islas Malvinas y uno de los descubrimientos de petróleo sin desarrollar más grandes del mundo, con recursos estimados en 917 millones de barriles.
La Cancillería argentina publicó en la tarde del jueves un comunicado en rechazo al anuncio de la petrolera británica Rockhopper Exploration y de la petrolera israelí Navitas Petroleum de una decisión final de inversión (FID) para el desarrollo de la fase 1 del proyecto, calificando de «ilegítimos» los derechos concedidos por el Reino Unido a estas empresas para operar en aguas cercanas a Malvinas.
El comunicado remarca que «toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en las áreas sujetas a disputa de soberanía resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 (XX) y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización».
La acción unilateral del Reino Unido es “incompatible con lo dispuesto por la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que insta a las partes a abstenerse de introducir modificaciones unilaterales en la situación mientras las Islas se encuentran sujetas al proceso de negociación”.
Campo Sea Lion
Según lo informado por las petroleras, el Gobierno de las Islas Malvinas aprobó el programa de desarrollo y producción para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte dentro del yacimiento Sea Lion (el FDP), con una licencia de explotación por 35 años o más si es necesario para completar la producción.
Rockhopper y Navitas tienen previsto invertir US$1800 millones para comenzar a producir petróleo en la fase 1 del proyecto Sea Lion. El objetivo de esta primera etapa es producir 170 millones de barriles (59,5 millones netos serán para Rockhopper), con una producción máxima de aproximadamente 50.000 barriles por día. Navitas será la operadora del proyecto.
El primer petróleo de la fase 1 se espera para 2028. Respecto de la fase 2, las empresas anticipan que producirán 149 millones de barriles (52,15 millones netos para Rockhopper).
La terminal de Escobar es el punto de ingreso del GNL al país.
El Gobierno nacional quiere lanzar en enero un nuevo esquema que, a partir del próximo invierno 2026, elimine la intermediación estatal en la compra de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda estacional, transfiriendo mediante licitación pública esta responsabilidad a un comercializador que asuma el rol que hasta hoy desempeña Enarsa.
En el proceso de privatización de Enarsa, a partir de la indicación de la Ley de Bases, la Secretaría de Energía está desarmando potestades que fue acumulando la empresa en las últimas dos décadas, y que la actual gestión considera que no deben estar en manos del Estado, en tanto haya un privado que pueda ocupar ese rol.
En el caso de las compras de los metaneros de GNL la idea que se trabaja en la Secretaría de Energía es eliminar la intermediación estatal y traspasar esa responsabilidad a un comercializador, el que será asignado mediante licitación pública como encargado de leer la demanda estacional, determinar los volúmenes de GNL necesarios para cubrir el pico, y gestionar la compra de los cargamentos en el mercado internacional.
El riesgo privado ante la volatilidad
La gestión de los cargamentos en el mercado internacional implica que el comercializador deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.
El desafío para el privado residirá, además, en la optimización logística, que incluye no solo la compra del gas, sino la contratación de los buques metaneros y la coordinación para la llegada a la planta regasificadora de Escobar, desde donde se inyecta al sistema de TGN.
Una consecuencia directa de esta medida es que el costo pleno del GNL importado, que suele ser significativamente más alto que el gas producido en la Argentina, será trasladado a la tarifa de los usuarios finales, eliminando así el subsidio estatal que hoy absorbe ENARSA, en valores que más que duplican por lo que se paga el gas argentino.
La gestión de compra de los metaneros quedará en manos de un trader
La misma fuente consultada explicó que si bien se delega lo operativa, el Estado no se desentiende por completo, sino que el plan que se busca poner en marcha contempla que la autoridad de aplicación «seguirá supervisando la operatoria«, aunque dejará en manos privadas la decisión sobre la cantidad de barcos a comprar y los precios de adjudicación.
La privatización de Enarsa
Este movimiento se da en un marco más amplio que incluye la autorización para el proceso de privatización total de Energía Argentina, tal como se estableció en el Decreto 695/24, por el cual se dispone la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de la empresa, con el fin de garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo.
La intención del Gobierno es que el sector privado asuma el riesgo y la gestión de la compra del GNL, un insumo clave para el invierno. Esto se enmarca en la política de eliminación de subsidios y búsqueda del equilibrio fiscal, pero aún no está claro el impacto potencial en las tarifas de los consumidores al trasladar el costo real de la energía importada.
La Secretaría de Energía ya comunicó a las distribuidoras y grandes comercializadores de gas que serán ellos quienes deberán asumir las compras en el mercado para el invierno, gestionando el abastecimiento con el comercializador adjudicado y eliminando, finalmente, el rol de intermediario de Enarsa.
El rol del Estado como comprador
En el reciente Energy Day que organizó EconoJournal, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, aseguró que el Gobierno decide dar este paso de desregulación con el convencimiento de que “no va a faltar GNL”, y resaltó que “lo que se haga es con la intención de que esté la misma disponibilidad que hoy, pero no tiene sentido que el comprador de última instancia tenga que ser siempre Enarsa”.
Lo segundo es que “tampoco tiene sentido que el Estado pague el costo. Entonces, se intentará llegar a este invierno para que los compradores GNL sean comercializadores, asegurar que el precio sea igual o menor, porque con más libertad menores precios”.
Daniel González dio detalles del esquema en el último Energy Day.
El tema crucial que se desprende de esa transformación es de qué manera ese costo se distribuye en la demanda. El Plan Gas tiene un costo promedio año de US$3,8, y si se le adiciona a la demanda residencial de gas, el impacto del GNL específicamente para consumo residencial, “ese precio promedio anual subirá 5% a lo sumo 10%, por lo que el Gobierno busca una forma de abordar eso, de manera que no haya una parte de la demanda que pague todo el costo del GNL”, explicó.
La desregulación de las compras de gas natural licuado es uno de las dos reformas que está llevando adelante en el mercado del gas. La otra es la reducción del rol central de Enarsa como compradora de gas bajo el esquema del Plan Gas.ar.
El espejo del mercado eléctrico
El objetivo es replicar la estrategia de salida gradual que se aplica en el sector eléctrico: mantener a Enarsa solo como comprador de última instancia, mientras se generan los incentivos necesarios para que los productores de gas que actualmente venden su producción a la compañía estatal busquen voluntariamente sustituirla por off-takers (compradores) del sector privado.
Esta medida es vista como un paso crucial para acelerar la desregulación, dado que el Plan Gas, si bien fue una política de Estado que funcionó bien, hoy representa un obstáculo para la liberación del sector. El Gobierno argumenta que las condiciones del mercado cambiaron y el sector privado ahora tiene capacidad de contratación, por lo que se debe promover la relación contractual directa entre privados.
Finalmente, de ambos casos -libre contratación de gas y de GNL- se desprende una transparentación de los costos para asegurar la provisión de todo el sistema, y hacer el pass-through a las tarifas para que luego el Estado Nacional defina qué porcentaje subsidia. En ese punto empalma el nuevo criterio que comenzara a aplicar la Secretaría de Energía de subsidiar parte de la energía en un proceso gradual durante 2026, pero sin complicar la señal de precios.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad.
La autogeneración se consolida como una alternativa estratégica para las industrias que buscan reducir costos, ganar eficiencia y asegurar la continuidad de sus operaciones. Mediante el uso de fuentes renovables o gas natural, SECCO se propuso como objetivo brindarle a sus clientes soluciones a medida que permiten ahorrar en el costo del kWh, evitar interrupciones en el proceso productivo y avanzar hacia una gestión más sustentable.
90 años de experiencia en energía
“Con más de nueve décadas en el mercado, SECCO es referente en soluciones de suministro y generación de energía. Desde su planta industrial en Rosario, de 45.000 m² cubiertos destinados a la producción, diseña y fabrica unidades de media y alta potencia para el sector público y privado. La compañía ya cuenta con más de 1.500 MW instalados en más de 160 centrales de generación, ya sea en sistemas aislados o conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, destacaron desde la empresa.
Su expertise abarca múltiples tecnologías y combustibles: gas natural, fuel oil, gasoil, diésel, energías renovables (fotovoltaica e híbrida) y desarrollos para optimizar el uso de recursos naturales.
Autogeneración: proyectos a medida
La autogeneración de energía es la producción de electricidad por parte de un usuario para su propio consumo, utilizando equipos instalados en el lugar de su emplazamiento. Esta práctica permite reducir la dependencia de la red pública de electricidad, disminuir costos energéticos y generar mayor eficiencia en el suministro, siendo especialmente impulsada por el sector industrial y comercial.
La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad. Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO o capacitación del personal interno del cliente.
Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO.
Cuatro beneficios clave de la autogeneración
Ahorro en la factura eléctrica: reducción significativa del costo por kWh frente a la tarifa de red, con impacto directo en la rentabilidad. Esta optimización del gasto energético impacta positivamente en los costos operativos generales.
Confiabilidad Operativa: los sistemas de autogeneración aportan estabilidad y seguridad al proceso productivo porque evita los riesgos asociados a interrupciones o variaciones de tensión en la red pública. Esto asegura la continuidad de procesos críticos y minimiza la pérdida por paradas no programadas.
Flexibilidad y escalabilidad: los proyectos son dimensionados según la demanda de cada cliente, con posibilidad de expansión modular. Esta característica permite acompañar el crecimiento industrial sin necesidad de redimensionar la infraestructura energética desde cero.
Independencia energética: menor dependencia de la red eléctrica convencional mejorando así la resiliencia operativa y brindando mayor control sobre la gestión de la energía. Esto es especialmente relevante en zonas con restricciones de suministro o limitantes en la potencia contratada.
Innovación y monitoreo permanente
Todas las centrales cuentan con monitoreo satelital 24/7 desde el COG (Centro Operativo de Generación) de SECCO. Los clientes acceden en tiempo real a la telemetría y reciben alertas por email ante cualquier evento. Además, la compañía dispone de inventario propio de repuestos y partes originales para garantizar respuesta inmediata.
Casos de éxito en distintas industrias
“En los últimos años SECCO ha implementado este sistema a lo largo y ancho del país, para los más diversos sectores, tales como: el agrícola, el agroindustrial, el alimenticio, el industrial y de servicios, entre otros”, aseguraron desde la empresa.
Para cada cliente, se desarrolló una solución a medida: alternativas de Centrales en paralelo a la red eléctrica de hasta 10 MW que operan con gas natural gracias a unidades de generación que Secco dispone para su implementación; o sistemas que operan ‘en isla’, asilados al sistema eléctrico nacional. Incluso se han diseñado opciones de implementación de Plantas de Biogás con conexión en paralelo.
Energía para un futuro más sustentable
“Con soluciones innovadoras, experiencia comprobada y proyectos en marcha en todo el país, SECCO reafirma su compromiso con la autogeneración de energía como un modelo que potencia la competitividad, la rentabilidad y la sustentabilidad de sus clientes”, concluyeron desde la compañía.
“Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, se titula el informe de Fundar.
La Cuenca del Golfo San Jorge se enfrenta a un desafío de reconversión productiva. Tras más de 100 años de explotación petrolera, su producción cayó un 33% en gas y un 20% en petróleo entre 2017 y 2025, con un fuerte impacto en el empleo directo, indirecto y en las regalías que perciben los gobiernos provinciales de Santa Cruz y Chubut.
Un informe del centro de estudios Fundar, titulado “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo”, explora las posibilidades de reconversión que tiene la región en este contexto tan difícil y advierte sobre los riesgos de una transición fallida como la que ocurrió luego de la privatización de YPF en la década del 90.
“La experiencia internacional y argentina muestra que, aunque el momento del agotamiento no es previsible, los impactos que genera suelen repetirse y agravarse cuando no hay anticipación. Este documento busca recuperar esas lecciones, sistematizar la evidencia disponible y contribuir a una toma de conciencia informada sobre la urgencia de actuar antes de que los costos sociales y territoriales se vuelvan irreversibles”, remarcan Nicolás Sidicaro, Ana Julia Aneise, Juan Martín Argoitia, Carola della Paolera, Carlos Freytes y Daniel Schteingart.
Antecedente trágico
La experiencia argentina muestra que, sin planificación, el agotamiento o reconfiguración de modelos económicos basados en recursos naturales puede derivar en crisis de múltiples dimensiones. Un antecedente claro es la crisis económica, social y política que provocó la privatización de YPF en esta región.
La crisis de los 90 no fue provocada por el agotamiento del recurso sino por una reestructuración de la empresa, pero los efectos que provocó coinciden con aquellos generados por el declive de la producción y, según Fundar, permite anticipar los riesgos que supone no abordar el problema a tiempo.
Entre 1990 y 1995, la dotación de personal de YPF se redujo de aproximadamente 51.000 a 5700 trabajadores, lo que implicó la desvinculación de más del 85 % de la plantilla mediante despidos, jubilaciones anticipadas y retiros voluntarios. Es proceso impactó de lleno en las localidades de Cutral Có y Plaza Huincul (Neuquén); Tartagal, General Mosconi (Salta) y Comodoro Rivadavia (Chubut).
El trabajo de Fundar recuerda, por ejemplo, que en Comodoro Rivadavia YPF pasó de representar el 22,8% al 1,9% de la ocupación entre 1990 y 1993, la desocupación urbana trepó hasta alcanzar el 14,8% y la subocupación se duplicó llegando al 7,8 por ciento. La pérdida masiva de empleo erosionó pilares centrales del tejido social y del bienestar local.
El informe rememora que, frente a ese escenario completo, no hubo una respuesta sistemática, ni por parte del Estado ni de la empresa, para gestionar los impactos de la retracción del sector. Las capacitaciones ofrecidas tuvieron baja relevancia ocupacional y el cuentapropismo se convirtió en la principal vía de reinserción, con ingresos precarios y escasa protección social.
A su vez, mucho de esos emprendimientos –financiados fundamentalmente con el dinero de las indemnizaciones— fracasaron y lafalta de respuestas institucionales derivó en las “puebladas” de Cutral Có-Plaza Huincul y Tartagal-General Mosconi (1996–1997).
Declive del Golfo San Jorge
El declive actual del Golfo San Jorge es la contracara directa del auge de Vaca Muerta. Ante recursos finitos, tanto humanos como de capitales, las grandes operadoras, con YPF a la cabeza, han optado por desinvertir en sus activos menos rentables para concentrar sus esfuerzos en el no convencional, donde el retorno es significativamente mayor.
“Este redireccionamiento del capital ha provocado un éxodo de empresas de servicios, desmantelando el ecosistema productivo que sostenía a la cuenca, inaugurando de esta manera el proceso de bust en la región”, destaca el informe de Fundar. “La salida de Halliburton y Schlumberger es un síntoma alarmante. Estas compañías no sólo proveen empleo, sino también la tecnología y el conocimiento especializado necesarios para la operación. Su partida indica que, desde una perspectiva de mercado, no avizoran un futuro rentable en la región”, agrega el texto.
Como consecuencia del auge de Vaca Muerta y la desinversión en las cuencas maduras convencionales, entre 2015 y 2025, el empleo en el sector hidrocarburífero cayó un 17% en Chubut y un 35% en Santa Cruz.
La reducción del empleo y la masa salarial en el Golfo San Jorge va acompañada de un impacto directo en las finanzas provinciales. Según datos de la Subsecretaría de Coordinación Fiscal Provincial del Ministerio de Economía de la Nación, las regalías representaron el 13,8% del total de ingresos de Santa Cruz en el primer semestre de 2025 —tanto de origen provincial como nacional—, mientras que en Chubut este porcentaje alcanzó el 17,4 por ciento.
“Esto implicó una pérdida del 30% del valor real de las regalías para Santa Cruz y un 19% para Chubut. Esta disminución afecta directamente la capacidad de ambas provincias para proveer servicios públicos y desarrollar programas de transición ante la crisis hidrocarburífera”, remarca Fundar.
Además, es probable que los ingresos por regalías continúen cayendo porque las estrategias para atraer nuevas inversiones petroleras suelen incluir reducciones de ese impuesto como mecanismo para ganar competitividad.
Oportunidades
Pese a ello, lo que remarca Fundar es que la transformación productiva que está atravesando la Cuenca del Golfo San Jorge, con Comodoro Rivadavia como epicentro, puede ser transitada de distintas maneras: como la mera consecuencia del proceso de cambio en la orientación de las inversiones hidrocarburíferas o como una oportunidad de reconversión productiva orientada por políticas específicas, de forma tal de lograr un nuevo contrato territorial más justo, resiliente y sostenible.
“El desafío no es simplemente administrar el final de un ciclo, sino redefinir el modelo de desarrollo regional sobre nuevas fuentes de valor y cohesión social. Esto exige liderazgo político, continuidad institucional y mecanismos de aprendizaje y monitoreo que permitan ajustar las políticas en el tiempo”, remarcan.
El informe destaca que, desde el punto de vista de los recursos naturales, la cuenca cuenta con diferentes actividades con gran potencial, fundamentalmente una fuerte presencia del sector pesquero y regiones cercanas con potencial en minería, energías limpias (sobre todo eólica) y, a futuro, en hidrógeno de bajas emisiones.
“La extensa base de proveedores de la industria hidrocarburífera, luego de 100 años de explotación, abre oportunidades para reconvertir capacidades hacia el mantenimiento industrial y los servicios tecnológicos, así como para impulsar el desarrollo de la industria química”, subraya también Fundar.
El listado de oportunidades que detalla el centro de estudios incluye además el sector turístico, “con potencial para desarrollarse, especialmente en torno al avistaje de fauna en áreas cercanas a Comodoro Rivadavia, como la pingüinera de Camarones y el avistaje de ballenas en los meses previos al invierno”.
Fundar sostiene también que la región cuenta con un fuerte potencial en lo que refiere a la extracción petrolera de los pozos en desuso convencionales a partir de técnicas de recuperación mejorada. “Para ello se requiere la masificación de las tecnologías vinculadas a dicho proceso, así como trabajar en la reducción de los costos asociados a las explotaciones”, dice el texto, que valora los esfuerzos para lograr una reducción de la carga impositiva de la actividad, siendo el caso de la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales el punto más destacado
Tres movimientos
Fundar advierte por último que este potencial no se materializará de manera automática. Su aprovechamiento exige tres movimientos complementarios que combinen visión estratégica, coordinación institucional y acción concreta:
Anticipar los posibles escenarios de transformación. Es necesario contar con diagnósticos tempranos sobre las trayectorias productivas y los impactos sociales, fiscales y territoriales del declive. Estos deben servir para orientar de manera oportuna las decisiones de inversión, formación laboral y ordenamiento territorial, evitando que la fase de declive se consolide antes de que existan respuestas planificadas.
Coordinar entre niveles de gobierno y actores locales. Ello supone delimitar con precisión los roles, competencias y responsabilidades institucionales, y generar instancias de participación temprana y sostenida que integren a sindicatos, empresas, universidades y organizaciones sociales. Un proceso de este tipo permite que las medidas no sean percibidas como decisiones externas, sino como el resultado de una construcción colectiva asociada a las prioridades y capacidades de la región.
Activar la transición en el territorio. Esto requiere combinar acciones inmediatas para mitigar los efectos sociales del declive (a través de políticas activas de empleo, formación y apoyo a emprendimientos locales) con estrategias de mediano plazo orientadas a sentar las bases de un nuevo modelo productivo. La prioridad es identificar sectores con potencial y canalizar hacia ellos los recursos públicos y privados mediante instrumentos de fomento, financiamiento y desarrollo de capital humano.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad.
Frente a un sistema eléctrico que avanza hacia una descarbonización progresiva, pero que aún enfrenta cuellos de botella en transmisión, restricciones operativas y volatilidad macroeconómica, la adopción de tecnologías fotovoltaicas surge como un factor clave para mejorar la eficiencia y la confiabilidad. En este escenario, los avances en electrónica de potencia, control inteligente y soluciones integradas de almacenamiento están redefiniendo la manera en que los parques solares pueden aportar valor real al sistema argentino.
En diálogo con EconoJournal, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar- empresa dedicada a módulos de generación fotovoltaica-, analiza cómo las nuevas capacidades de los módulos fotovoltaicos y los sistemas BESS (sistema de almacenamiento de energía en baterías) pueden fortalecer la estabilidad de la red, aumentar la flexibilidad y abrir oportunidades tanto para grandes proyectos como para aplicaciones industriales y mineras. También destaca por qué la región —y la Argentina en particular— se está convirtiendo en un terreno fértil para la integración PV (sistemas fotovoltaicos que generan electricidad a partir del sol) + almacenamiento.
El especialista señala que los proyectos que combinan generación solar con baterías ya no solo compiten por la energía más barata, sino que comienzan a funcionar como verdaderas plataformas de servicios: capacidad firme, regulación de tensión y frecuencia, gestión de congestiones y desplazamiento horario de energía. Esta evolución, que ya se observa con fuerza en Chile y Brasil, empieza a delinear el camino para futuros desarrollos locales.
De cara al año próximo, Donzino anticipa una consolidación clara de tecnologías n-type TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact, una evolución de las celdas solares que utiliza obleas de silicio tipo N y añade capas de óxido ultrafino y polisilicio para reducir las pérdidas de energía por recombinación de electrones), sistemas integrados PV+BESS más inteligentes y herramientas avanzadas de gestión de activos.
–En un sistema eléctrico argentino que avanza en su transición mientras enfrenta limitaciones de infraestructura y necesidades de mayor flexibilidad operativa, ¿qué condiciones permiten que las nuevas tecnologías fotovoltaicas generen un impacto real en confiabilidad, eficiencia y estabilidad? ¿En qué áreas del sistema ve mayor potencial de aporte inmediato?
–Si bien la Argentina es un país fuertemente gasífero, las renovables están creciendo fuerte en la matriz. Han llegado a cubrir el 36% de la demanda instantánea en determinados momentos. Para que la tecnología fotovoltaica, en conjunto con la electrónica de potencia avanzada, tenga mayor impacto en confiabilidad y estabilidad -que la pueden brindar- sería bueno en principio algunos puntos: que el marco regulatorio valore la flexibilidad, no solo la energía, que haya remuneración de servicios como control de tensión, respuesta rápida ante disturbios, capacidad firme y desplazamiento de energía vía almacenamiento.
La ultima licitación de AMBA para los 500MW de BESS fue un buen primer paso en esta dirección. Asimismo, se debe reforzar y usar mejor la infraestructura existente.
La electrónica de potencia avanzada en los parques solares puede comportarse como activo de red: soporte de tensión, control de factor de potencia, respuesta ante huecos de tensión y rampas controladas. Agregar estos atributos en los pliegos pueden darle más valor que solo la energía barata. También se necesita una gestión en tiempo real, es decir, sistemas de control, pronóstico de generación y despacho coordinado con baterías puede hacer que el parque solar sea más predecible y “despachable” reduciendo la necesidad de sobrecontratar térmico de respaldo.
Respecto a áreas de mayor impacto inmediato veo también otras tres cuestiones: nodos con buena infraestructura, pero con necesidad de flexibilidad. Los parques solares combinados con BESS pueden aliviar restricciones de transmisión y aportar servicios auxiliares. Por otro lado, los sistemas aislados como los mineros del NOA ya que la energía solar con BESS puede sustituir Diesel, y en el caso de redes débiles pueden dar estabilidad a la red local, y mejorar la calidad de la red. A esto se suman los grandes consumidores en la red de distribución que agregan generación solar distribuida, gestión de demanda y baterías detrás del medidor debido a que esto puede reducir picos, aliviar redes y dar robustez a nivel local.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar.
–¿Cómo está redefiniendo la integración entre tecnología fotovoltaica avanzada y soluciones de almacenamiento el desempeño y la competitividad de los proyectos solares en el Cono Sur? ¿Qué aprendizajes son aplicables al caso argentino?
–El Cono sur tiene mercados muy atractivos para sistemas con almacenamiento. En ese sentido, Chile es el que más volumen está moviendo a la fecha, pero la Argentina y Brasil son otros dos mercados muy atractivos. Perú tampoco se queda atrás y pronto estarán incorporando también almacenamiento en sus parques.
El mercado se redefine a partir de lo siguiente: Trader de energía, el kWh no es lo mismo en cualquier horario. La batería permite arbitrar las bandas horarias de forma eficiente, sacando sobre generación en momento de sobreoferta de energía y desplazando la misma a horas de menor generación. Mejorando la competitividad del mercado.
Los proyectos no solo venden energía, sino que empiezan a ser una plataforma de servicios ya que contemplan capacidad firme para la red, regulación de frecuencia y tensión, gestión de congestiones en nodos saturados y reducción de potencia pico.
Como aprendizaje de otros mercados se puede destacar el anticiparse a los problemas futuros para que sean menos costosos, considerar el almacenamiento como posibilidad desde la concepción del proyecto, darle robustez al proyecto no solo como generación de energía sino como trader de energía y plataforma de servicios auxiliares y definir bien las licitaciones regionales aprendiendo de anteriores tanto locales como regionales.
–A partir de las particularidades locales en infraestructura, regulación y financiamiento, ¿cuáles son las innovaciones en tecnología fotovoltaica y almacenamiento que muestran mayor viabilidad de adopción en la Argentina? ¿En qué tipos de proyectos se observa un encaje más claro entre las necesidades del mercado y las soluciones disponibles?
–En la Argentina en general vemos tres condicionantes fuertes: limitaciones de transmisión, costo financiero elevado y macro volátil históricamente.
En ese sentido los proyectos deben estar bien armados para garantizar retornos, y ser viables. Deben considerarse los sistemas PV o PV+BESS en regiones con buen potencial: minería, grandes usuarios industriales, zonas con redes débiles o alta dependencia de Diesel. También, soluciones C&I (Comerciales e Industriales) con gestión inteligente y baterías detrás de medidor: para reducir exposición a tarifas creciente y mejorar c continuidad de servicio y parques PV en nodos estratégicos con limitaciones de red.
Como JA Solar, nuestra estrategia en Argentina es justamente enfocarnos en estos segmentos donde la tecnología que traemos, módulos de alta eficiencia y soluciones BESS integrado, tiene un encaje natural con las restricciones locales.
–De cara al año que viene, ¿qué tendencias en tecnología fotovoltaica y soluciones complementarias resultarán determinantes para aumentar la flexibilidad, eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico argentino? ¿Cómo se está preparando JA Solar para anticipar estas demandas y fortalecer su propuesta tecnológica en el país?
–Nosotros vemos la tendencia de la siguiente forma: consolidación de módulos n-type TOPCon y avance hacia arquitecturas más eficientes: mejora de eficiencia, coeficiente de temperatura; integración PV + BESS con sistemas de control avanzados: la expansión del almacenamiento a escalada de red en la Argentina va a requerir soluciones donde el BESS no sea un simple hardware de almacenamiento de energía sino parte central e inteligente del mismo; y gestión inteligente de activos: plataformas para monitoreo y predicción de generación, optimización en tiempo real del despacho.
Desde JA Solar nos estamos enfocando en aumentar la eficiencia de nuestros módulos, hacerlos cada vez más robustos, con un track récord probado en distintos ambientes (como se puede dar en la Argentina).
También estamos desplegando una oferta integrada de PV + BESS lo que nos permite traer al mercado argentino una solución integrada con garantía y soporte bancable bajo una sola marca.
Para acelerar esta integración, estamos trabajando con generadores, desarrolladores, EPC (Control Electrónico de Potencia, EPC por sus siglas en inglés) y grandes usuarios desde la concepción del proyecto.
La empresa anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota
Transporte Peduzzi, compañía con más de 30 años de trayectoria en logística para la industria petrolera y sede principal en Plaza Huincul (Neuquén), anunció la incorporación de camiones Scania propulsados a GNC a su flota, consolidando un camino firme hacia la modernización tecnológica y la transición a energías más limpias en el transporte industrial.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades, brindando servicios de transporte de cargas líquidas —como petróleo, agua de formación y gasolina— y cargas sólidas, como recortes de perforación, además de abastecimiento de agua a comunidades y productores. Su actividad es continua, los 365 días del año, para clientes como YPF, Total, Shell, Vista, PAE y otras operadoras de la Cuenca Neuquina.
La empresa emplea a unas 600 personas y opera alrededor de 400 unidades
Unidades a GNC
La decisión de incorporar unidades a GNC surge de una estrategia de largo plazo basada en innovación, competitividad y sustentabilidad. Actualmente, Peduzzi realiza pruebas comparativas de rendimiento entre camiones a gas y diésel, con foco en consumo, autonomía y huella de carbono. Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC, según tipo de ruta y peso transportado.
Uno de los principales desafíos operativos está relacionado con la infraestructura de carga de GNC en la región. La compañía trabaja en coordinación con entes de regulación como Enargas, proveedores y concesionarios para definir rutas óptimas que aseguren disponibilidad de abastecimiento, especialmente en zonas de alta actividad como Loma Campana.
Los ensayos preliminares estiman que las nuevas unidades pueden alcanzar entre 600 y 800 kilómetros por carga de GNC.
La implementación cuenta con acompañamiento técnico y capacitaciones de Scania, tanto en conducción eficiente como en operación y control electrónico de las nuevas unidades, lo que favorece una combustión más limpia y controlada, reduciendo emisiones y desgaste del motor.
“Esta incorporación representa una apuesta clara a la innovación. Queremos ser competitivos, pero también responsables. Evaluamos nuevas tecnologías para reducir emisiones y optimizar costos, diferenciándonos por eficiencia, datos y mejora continua en la gestión de flota”, opina el presidente de Transporte Peduzzi, Juan Cruz López.
Mirando hacia el futuro, la empresa considera seguir ampliando la flota con más unidades a GNC e incluso evaluar alternativas eléctricas cuando la infraestructura nacional lo permita. La visión de Peduzzi es acompañar el crecimiento de Vaca Muerta con un estándar de operación cada vez más seguro, inteligente y sustentable.
Paolo Rocca cerró Propymes con la senadora Patricia Bullrich.
El empresario Paolo Rocca, presidente del Grupo Techint, solicitó un «diálogo» con las autoridades gubernamentales de la Argentina para impulsar un modelo de desarrollo industrial que tenga como pilares fundamentales a Vaca Muerta y la minería.
El líder de Techint puso énfasis en la necesidad de acelerar las reformas laboral y tributaria, y advirtió sobre el «comercio desleal» y la «actitud predatoria» de China.
Rocca cerró este jueves la 24ta Edición del Seminario Propymes junto a la senadora Patricia Bullrich, y durante su exposición, el líder de uno de los conglomerados industriales más importantes del país articuló su visión de desarrollo basada en la defensa explícita de la industria nacional, alineando el futuro de la Argentina con la explotación de sus recursos estratégicos en un contexto geopolítico internacional complejo.
En su mensaje, el empresario se refirió al rol global de China y la necesidad de proteger a la industria local de la competencia desleal, marcando un paralelismo con las políticas de Estados Unidos y Europa. “El año pasado dije que había que nivelar la cancha. Ahora (el presidente de Estados Unidos Donald) Trump nos demuestra que, además de nivelar la cancha, hay que contrarrestar con fuerza a China”, aseveró.
Actitud predatoria y comercio desleal
Al profundizar sobre el impacto del gigante asiático en los mercados internacionales, agregó que “China está invadiendo los mercados a los que tiene acceso. En nuestra cadena se refleja con el exceso de la participación de un país que produce el 50% de la capacidad mundial de acero, frente a una caída del consumo. China está teniendo una actitud predatoria bajo un comercio desleal”.
El empresario explicó que la reacción de las grandes economías, como Estados Unidos con aranceles del 50% para el acero y Europa con el mecanismo CBAM y salvaguardas, demuestra la urgencia de defender la estructura productiva.
Rocca pidió abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades.
«Tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica. Tenemos que competir igualmente con la competitividad de nuestras empresas, pero tenemos un tema en lo laboral, impositivo, los ingresos brutos, el impuesto al cheque…” enumeró.
Vaca Muerta y minería, los motores
Para Rocca, la clave del crecimiento reside en potenciar los sectores con gran capacidad exportadora e intensidad en la cadena de valor industrial de Techint. “Es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos como el agro, la energía y la minería. Como grupo, ayudamos, hay inversiones importantes. Invertimos US$1.400 millones el año pasado; este año, US$1.700 millones y el año próximo tenemos un programa por US$2400 millones”.
“Estos son sectores que tienen intensidad en nuestra cadena, se necesitan productos sofisticados en toda la cadena y productos de acero” afirmó al subrayar «el dinamismo del sector industrial que ofrece gran potencialidad y oportunidad al país para generar divisas. Mi posición es que, para un país, es fundamental promover y defender la cadena de valor en los segmentos donde existen grandes capacidades de desarrollo.”
Rocca tambien afirmó que «una parte importante de todo esto es el desarrollo de la energía. Esta inversión ayuda a la cadena, pero la competitividad depende de reformas esenciales. La reforma laboral está en el corazón de todo esto, así como una reforma impositiva que promueva la inversión, y una apertura inteligente que nos dé tiempo para adaptarnos a las condiciones, incorporando tecnología y mejorando la competitividad.
Pero a la vez, el presidente de Techint destacó los logros de la administración actual en materia macroeconómica. «La litigiosidad, el costo laboral, las relaciones y las oportunidades de salir de la informalidad son esenciales. Este gobierno logró salir de las crisis de 2023, lo cual es impresionante. La reducción de la inflación, tema complejo; reducción del peso del Estado, importante; el déficit cero como algo fundamental que fija todas las decisiones que se pueden tomar; un apoyo de Estados Unidos y un resultado electoral que es un segundo mandato».
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markus, al presentar los planes de la compañía
En el cierre, Rocca retomó: «En lo privado podemos competir contra privados; eso es la libertad. Claramente, no podemos competir contra un Estado, y la industria china es el Estado chino. Es el país con subsidios y un montón de reglas que son privadas vs. estatales. Ese concepto es clave para que lo revean, para que podamos generar valor agregado en la cadena y para que estos grandes pilares no se desaprovechen, de modo que toda la industria crezca».
«Hay mucha angustia en el sector industrial por este tema. Las circunstancias que vivimos este año en el mundo y las intervenciones agresivas para definir cómo defender, promover o sostener la posición estratégica nos afectan y nos indican un camino importante. Argentina tiene potencial para desarrollar la cadena de valor en las áreas donde tenemos ventaja, donde se construye empleo industrial de calidad y conocimiento», sentenció.
El ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le solicitó este jueves al ministro de Economía, Luis Caputo, la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de proyectos vinculados al upstream de petróleo y gas natural.
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que le entregó a al ministro.
El mandatario aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, subrayó el gobernador.
El gobierno está evaluando el RIGI para permitir incorporar bajo su órbita a proyectos de inversión en el segmento del upstream de gas húmedo, tal como se conoce en la industria a los desarrollos de Vaca Muerta en campos gasíferos donde se extrae también derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas.
Sin embargo, en su pedido Figueroa va un paso y solicita que no solo puedan aplicar al RIGI los proyectos de gas húmedo sino la producción petrolera.
Un pedido con historia
El objetivo original del RIGI es apuntalar grandes proyectos de inversión minera, como cobre y litio, y de infraestructura, como plantas de Gas Natural Licuado (GNL), de procesamiento y separación de líquidos, gasoductos y oleoductos. Desde hace tiempo las petroleras pugnaron por extender el beneficio a la inversión destinada a la perforación de pozos de petróleo en Vaca Muerta y ahora es el propio Figueroa el que formuló ese planteo.
En julio del año pasado, cuando el gobierno nacional trabajaba en la reglamentación del RIGI, algunas petroleras solicitaron que los beneficios previstos por el RIGI alcanzaran también al upstream de petróleo, tal como se conoce en la jerga petrolera al segmento de exploración y producción.
“Sería una buena alternativa para acelerar el desarrollo de campos de shale oil en Neuquén”, reconocieron en ese momento desde una compañía internacional, pero funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete descartaron de plano esa posibilidad.
“La reglamentación busca que sin contradecir la ley se incluyan los proyectos que realmente necesitan RIGI. El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, replicaron entonces desde los despachos oficiales.
En el gobierno siempre argumentaron que no es correcto incluir dentro del RIGI la perforación de pozos petroleros en áreas de Vaca Muerta porque si una empresa deriskeó el yacimiento, perforó y tiene buenos niveles de actividad es porque ya logró despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisa de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.
Qué dice la reglamentación
El Decreto 749/2024 que reglamentó el RIGI, publicado el 23 de agosto de 2024, decidió incentivar la “producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado”.
En el ámbito técnico-regulatorio, cuando se habla de proyectos de gas natural destinados a exportación se suele asumir que se trata de gas seco, con composición estable y bajo contenido de líquidos, porque las plantas de licuefacción requieren gas con especificaciones estrictas, los proyectos de exportación de gas por gasoducto históricamente fueron de gas seco; y el gas húmedo demanda tratamiento adicional, extracción de condensados y genera productos separados que no se inscriben directamente en el negocio de exportación de gas sino en cadenas petroquímicas o de condensados.
La reglamentación no excluyó explícitamente el gas húmedo, pero habla de “gas natural destinado a la exportación de GNL” y un pozo en la ventana de gas húmedo produce gas y líquidos asociados. Por lo tanto, la interpretación conservadora fue que el incentivo incluía solo gas seco porque es lo único que calza de manera limpia con la letra del decreto.
EconoJournal publicó el mes pasado que la intención oficial es incluir bajo el RIGI proyectos de gas húmedo para la exportación de GNL. “Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros», reconoció a este medio una fuente oficial.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
La senadora nacional y presidente del bloque La Libertad Avanza, Patricia Bullrich ponderó la importancia de las industrias para la generación de empleo. «La Argentina es un país que tiene una estructura productiva totalmente diversa. No creemos que el país se salva con Vaca Muerta, el campo, la minería«, aseguró al cierre del Seminario ProPymes junto al presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca.
La líder en el Senado del partido del presidente Javier Milei aseguró además que el gobierno no busca una apertura comercial a cualquier costo. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo», subrayó.
Bullrich y Rocca conversaron y respondieron las preguntas de una nutrida audiencia de empresarios de Pymes principalmente metalmecánicas que asistieron al evento celebrado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires. ProPymes es un programa iniciado por el Grupo Techint en 2002 para reunir y fortalecer la cadena de valor industrial y que actualmente agrupa a 1108 empresas de todo el país.
La agenda gubernamental en el período de sesiones extraordinarias que comenzó en el Congreso ocupó un lugar central. Bullrich remarcó que el gobierno buscará aprobar el presupuesto y la reforma laboral en extraordinarias, mientras que la reforma impositiva quedará para el 2026.
Patricia Bullrich junto a Paolo Rocca en el Seminario ProPymes.
Rocca respaldó el proyecto de reforma laboral y celebró la relación construida con el gobierno de los Estados Unidos y los logros en materia de inflación y baja del riesgo país, aunque le pidió a la ex ministra de Seguridad que oficie como interlocutora con el gobiernode Milei para tratar los efectos de la apertura comercial, especialmente sobre las cadenas de valor industrial en los segmentos como el agro, la minería y la energía.
«La reforma laboral sin lugar a dudas está en el corazón de la recuperación de la competitividad. Luego una reforma impositiva que permita promover la inversión y una apertura inteligente de la economía que de tiempo a esta cadena para adaptarse a estas condiciones e incorporar tecnología», evaluó el líder de Techint.
«Dispuestos a abrir un diálogo»
Bullrich tomó nota del pedido de Rocca y de los industriales presentes. «Argentina ha tenido una experiencia de aperturas aceleradas y apresuradas y ha tenido problemas con esto. Estamos tratando de no ir a ese modelo. No queremos una economía cerrada. Sabemos que tenemos que corregir cosas para poder competir con países vecinos. Pero sin duda que lo se está planteando es una lógica medida. Si no lo consideran así estamos por supuesto dispuestos a abrir un diálogo«, evaluó la senadora de LLA.
Bullrich y Rocca.
Otro de los temas que Rocca trajo al debate sobre la apertura comercial es la disparidad en la competencia con China, largamente comentada a lo largo de la jornada. Bullrich evitó dar una definición tajante sobre la relación comercial con el gigante asiático.
Trump como emblema
El CEO y presidente del Grupo Techint calificó de «predatoria» la actitud de China en el comercio global. Frente al desafío chino, Rocca planteó que la estrategia desplegada por la administración de Donald Trump en los EE.UU. «fue un emblema de cómo encarar un tema de defensa de la estructura industrial de un país».
«Creo que tenemos que abrir un diálogo con el gobierno y sus autoridades, y explicar de verdad que China tiene una actitud predatoria y responde a una necesidad estratégica de conquista hegemónica», concluyó Rocca.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino
San Antonio Internacional S.A., empresa dedicada a servicios petroleros en la Argentina con de 65 años de experiencia, y Precision Drilling Corporation una de las principales compañías de perforación de alta especificación a nivel mundial, anunciaron la firma de un acuerdo definitivo de alianza estratégica para el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en la Argentina.
Esta alianza combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling, creando una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta, según precisaron desde las empresas.
Alianza
“Esta alianza marca un hito estratégico para San Antonio Internacional. Nos posiciona con tecnología de última generación, fortalece nuestra propuesta de valor y consolida nuestra proyección de crecimiento en el segmento no convencional” comentó Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio.
“ La Argentina representa una oportunidad estratégica de primer nivel a nivel global. Junto a San Antonio Internacional encontramos un socio con conocimiento local, solidez operativa y una cultura de excelencia compatible con nuestros estándares internacionales”, destacó Shuja Goraya, presidente internacional de Precision Drilling.
Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales.
Compromiso con el desarrollo energético argentino
“La alianza refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo de Argentina como uno de los principales polos energéticos de América Latina, contribuyendo al aumento de la producción, la competitividad del shale argentino y la creación de empleo calificado”, expresaron desde las empresas.
Argentina ante la oportunidad de disminuir la dependencia elevada al gasoil importado en el transporte pesado.
La estructura energética argentina atraviesa una restricción persistente asociada a la elevada dependencia del gasoil importado para abastecer el transporte pesado, la logística interprovincial y parte significativa de la actividad productiva. Esta dependencia genera vulnerabilidades macroeconómicas y estratégicas que se profundizan cada vez que el mercado internacional experimenta disrupciones, como ocurrió en 2022.
Reducir esta exposición exige avanzar hacia un esquema que aproveche con mayor intensidad los combustibles cuya producción es predominantemente doméstica.
Además de los beneficios económicos, la sustitución por gas natural licuado (GNL) permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo y disminuir hasta un 80% los óxidos de nitrógeno (NOx), eliminar casi por completo las partículas (PM) y los óxidos de azufre (SOx), mejorando la calidad del aire en corredores logísticos clave. El potencial se amplía con el uso futuro de bio-GNL, que podría alcanzar reducciones superiores al 60%.
Los datos consolidados de 2024 indican que las importaciones de gasoil ascendieron a US$ 1.088 millones CIF, equivalentes a 1.515 millones de litros de combustible adquirido en el exterior. El precio promedio abonado fue de US$ 1,40 por litro. Esta erogación representa una salida neta de divisas que impacta directamente en la balanza comercial energética, motivo por el cual incluso sustituciones parciales mediante gas natural producido internamente generan beneficios apreciables para la estabilidad externa del país.
Según experiencias internacionales, la diferencia de inversión inicial en camiones a GNL puede recuperarse en un plazo de 2 a 4 años, dependiendo del kilometraje anual y la brecha de precios entre diésel y gas. En Argentina, donde el gas natural es abundante y competitivo, el período de repago podría ser incluso menor si se implementan incentivos fiscales y líneas de financiamiento específicas.
La aplicación de los coeficientes de conversión energética disponibles permite estimar que sustituir 30% del gasoil importado equivale a reemplazar aproximadamente 432 millones de m³ de gas natural comprimido (GNC).
A precios mayoristas internos, el costo asciende a US$ 188,3 millones, frente a los US$ 326,3 millones que implicaría importar el volumen equivalente de gasoil. La diferencia genera un ahorro anual cercano a US$ 138 millones, coherente con lo observado en estudios internacionales. En el caso argentino, el GNL o GNC suele ser significativamente más barato que el diésel importado, lo que refuerza la viabilidad económica de la conversión.
La sustitución por GNL permitiría reducir en torno al 19% las emisiones de CO₂ en ciclo completo.
Debe añadirse un aspecto estructural que rara vez aparece en la discusión pública: el régimen de subsidios al combustible en la Patagonia, concebido para evitar que los costos logísticos por camión —elevados por la distancia a los puertos de ingreso— se vuelvan prohibitivos. Una transición paulatina hacia gas natural permitiría reducir la dependencia de este esquema y, al mismo tiempo, mejorar la competitividad logística de Patagonia, Cuyo y el Noroeste, regiones donde el costo del flete constituye uno de los principales determinantes del precio final de bienes esenciales y del margen operativo de sus cadenas productivas.
La experiencia europea demuestra que el desarrollo de una red de estaciones de carga de GNL es condición necesaria para la adopción masiva. La coordinación público-privada y la armonización regulatoria, junto con incentivos fiscales y financiamiento blando para la reconversión de flotas, son medidas recomendadas para evitar el círculo vicioso de baja demanda y escasa infraestructura.
La relevancia de esta estrategia se incrementa al considerar el aporte gasífero del extremo sur del país. Tierra del Fuego contribuyó en 2024 con el 12,8% de la producción nacional de gas natural, generado principalmente por desarrollos offshore e inyectado al sistema mediante el Gasoducto San Martín. El proyecto Fénix ampliará esta oferta en el corto plazo, fortaleciendo la disponibilidad de gas para el sistema energético argentino.
En simultáneo, la Cuenca Austral se encuentra ante una posible transformación de escala mayor con el avance de Palermo Aike, formación que diversos análisis consideran una potencial “mini Vaca Muerta”. De confirmarse las estimaciones geológicas preliminares, el aumento en la disponibilidad de gas en la región sur podría consolidar una base de recursos suficiente para sustentar una sustitución sistemática del diésel importado tanto en el transporte de cargas como en sectores industriales de alta demanda energética.
Reducción de emisiones de CO₂ derivada del reemplazo por gas natural
El consumo de gasoil importado en 2024 generó aproximadamente 4,05 millones de toneladas de CO₂, tomando como referencia una emisión de 2,67 kg de CO₂ por litro. Una sustitución del 30 % de ese consumo permitiría desplazar 454,6 millones de litros de diésel, equivalentes a más de 1,21 millones de toneladas de CO₂.
Según estudios del sector automotriz, los camiones propulsados a gas natural han alcanzado reducciones en la emisión de CO₂ de hasta un 20%.
Los fabricantes líderes del sector de transporte pesado han documentado el rendimiento ambiental de los camiones propulsados a gas natural. En el caso de Volvo Trucks, el uso de GNL o GNC permite alcanzar reducciones de hasta un 20% en emisiones de CO₂ en ciclo tank-to-wheel. Aplicado al volumen desplazado correspondiente al 30% del consumo actual, esto representa un ahorro de 242.800 toneladas de CO₂.
Se trata de un beneficio cuantificable desde la fase inicial de cualquier programa de sustitución, con impacto ambiental inmediato y sin modificar de manera radical la infraestructura logística ni los flujos de transporte existentes.
Los elementos técnicos y productivos convergen hacia una misma dirección: fortalecer la autonomía energética del país mediante el aprovechamiento de sus recursos gasíferos, mejorar la resiliencia logística ante shocks internacionales, reducir el gasto en divisas, descomprimir los subsidios al combustible y potenciar la competitividad de las economías regionales.
La ampliación de infraestructura, la diversificación de usos del gas natural y la adecuación paulatina de la flota de transporte constituyen piezas complementarias de una estrategia nacional orientada a disminuir la vulnerabilidad externa y optimizar los costos logísticos sobre el territorio. Argentina puede capitalizar su dotación de gas natural y su red de gasoductos para liderar la transición regional y, eventualmente, exportar know-how y tecnología hacia países vecinos.
Manuel Cruz.
(*) Economista y Master en Políticas de Desarrollo de la Korean Development Institute School.
La economía argentina enfrenta el riesgo de una primarización absoluta si no adopta una estrategia de inserción en el mundo para competir con China. El diagnóstico fue expuesto por líderes industriales en el Seminario ProPymes organizado por el Grupo Techint. Bajo el lema «Una Argentina integrada», los representantes del grupo liderado por Paolo Rocca plantearon la necesidad de una política clara para apuntalar el desarrollo industrial.
En la apertura del evento, el vicepresidente institucional del Grupo Techint, Javier Martínez Álvarez, defendió la necesidad de desarrollar la industria en el país. «Argentina requiere de un desarrollo industrial alrededor de los recursos naturales, debe ser clave en este desarrollo integrado de la Argentina», dijo Martínez Álvarez.
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint.
Las exportaciones de petróleo, gas natural y minería pueden traccionar ese desarrollo, aunque la Argentina parte de un nivel bajo de exportaciones en comparación con otros países.
El directivo de Techint resaltó que la expectativa es alcanzar un nivel de exportaciones de US$ 2000 por habitante para el 2030, gracias al ingreso en operación de nueva infraestructura de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur.
Sin embargo, el país seguirá por debajo de Canadá o Australia, que actualmente exportan 7000 y 14.000 dólares por habitante, respectivamente. En ese sentido, Martínez Álvarez subrayó que «con Vaca Muerta no alcanza» y que los «recursos naturales más industria son la clave para el desarrollo de una Argentina integrada».
Inserción en el mundo
La clave principal para el desarrollo industrial pasará por la estrategia de inserción de la Argentina en el mundo según el Grupo Techint. La principal coordenada de esta inserción pasará por la postura comercial que se adopte frente a la competencia de la industria subsidiada por China. «La asociación con China para el país representa una decisión de primarización absoluta de la economía«, dijo Martínez Álvarez.
En cambio, la estrategia desplagada por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos abre oportunidades concretas. «Hay una mirada de esta administración americana muchísimo más intensa sobre América Latina y sobre Argentina en particular. Hay una oportunidad clara para la Argentina de insertarse firmemente en ese occidente democrático y hacer su desarrollo comercial», remarcó.
Auge exportador chino
El crecimiento de las importaciones chinas en la Argentina en el último año configuran un desafío para la industria argentina en general e inclusive para las empresas en el país que proveen insumos, bienes intermedios y de capital para la industria del Oil&Gas y la minería. El presidente del directorio de Ternium, Martín Berardi, explicó que detrás de esta avalancha de importaciones hay un factor reciente y estructural: el cambio en la inversión en China del sector de la construcción al sector manufacturero.
Martín Berardi, de Ternium.
«China sigue invirtiendo en activos fijos, pero cambió el menú. Bajó su inversión en vivienda, porque se dio cuenta que su población empezaba a decrecer en nacimientos. Mantuvo la inversión en infraestructura, pero aumentó fuertísimo la inversión en activos fijos para manufacturas. Este cambio de política que se da en el 2019 y 2020, cambia el comercio mundial de manera radical«, analizó el representante de Ternium.
El auge exportador manufacturero chino también involucra a insumos difundidos como el acero. El gigante asiático en los últimos cinco años multiplicó por 2,5 veces sus exportaciones de acero. «Cuando lo miramos de exportaciones a Latinoamérica pasó de 6 a 17 millones de toneladas. Hoy el 20% del acero que se consume en Latinoamérica proviene de China», graficó Berardi.
La respuesta argentina
Frente a este escenario internacional, el representante de Ternium subrayó la necesidad de buscar una estrategia de relación con Europa, de manejo del Mercosur y de integración con EE.UU. «Tenemos el desafío creciente de una importación sin una política clara de cómo jugamos este ajedrez mundial. Todos nuestros sectores tendrán amenazas de importación de China y Occidente. Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego», analizó Berardi.
Para nivelar la cancha, también planteó que la industria pequeña y mediana necesita de beneficios similares a los que ofrece el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI). «Tenemos que invertir más como sector. El RIGI existe solo para los más grandes. Si ellos necesitan las condiciones que ya mencionamos anteriormente, las pymes también. La cadena de valor también, con IVA más bajo, estabilidad fiscal, y sin restricciones en el flujo financiero y cambiario. Todos tenemos que invertir y adecuarnos a la nueva realidad», cerró Berardi.
Andrés Ferraris, economista y Managing Partner de EconLogic Consulting.
La publicación para consulta pública del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) puede marcar un punto de inflexión después de más de dos décadas de idas y vueltas en la política tarifaria y de subsidios a la energía en Argentina. Tras dos años de alta exigencia macroeconómica, el gobierno logró – contra todo pronóstico – reducir de forma significativa el problema fiscal heredado: alcanzó el equilibrio fiscal, contuvo la inflación y, en particular, disminuyó el peso del gasto en subsidios a la energía de 1,7% del PBI a menos del 1% en 2024 – su primer año de gestión –, con una proyección de 0,66% del PBI en 2025 que prevé llevar a 0,5% en 2026.
Para que sea sostenible – y para que esta vez sí sea diferente – no basta con un diseño técnico correcto: se requiere un marco macroeconómico ordenado, instituciones que funcionen y una política social moderna que reemplace progresivamente a los subsidios tarifarios.
Desde 2020, la llamada “segmentación” prometió ordenar el sistema, pero terminó generando todo lo contrario. Bajo el manto de una retórica de focalización, construyó un mosaico de programas (Zona Fría, Programa Hogar, Tarifa Social Federal, RASE) con superposiciones arbitrarias, visibles inequidades y una enorme opacidad para los usuarios. El gasto en subsidios a la energía volvió a subir, alcanzando un pico de 2,3% del PBI en 2022.
El proceso actual: avances reales, parcialmente circunstanciales
El progreso actual es real pero parcialmente circunstancial. Es clave para el gobierno tener presente que la reducción reciente del peso de los subsidios a la energía no proviene únicamente de buenas prácticas en materia de política energética, transparentando costos del sistema y un proceso de actualización y sinceramiento tarifario. La puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner) y el aumento de la producción de la cuenca neuquina y Vaca Muerta principalmente, permitió sustituir importaciones de combustibles líquidos y GNL por gas natural local más barato reduciendo necesidades importación, limitando también la salida de reservas del Banco Central (BCRA).
Son logros importantes, pero plantean una gran pregunta: ¿qué habría pasado en un contexto distinto, menos amigable, con precios internacionales más altos y un tipo de cambio menos favorable? Luego de las experiencias previas, está bastante claro que cualquier intento de reforma corre el riesgo de fracasar o de ser revertido por presión política. El diseño correcto y la institucionalización de un nuevo régimen de subsidios pueden convertir esta oportunidad en un verdadero cambio y otorgarle la licencia social que lo haga sostenible.
El SEF: un diseño más simple, más focalizado y fiscalmente responsable
El SEF representa un avance significativo respecto del régimen vigente. El nuevo diseño es sobre todo más simple, presentando solo dos categorías generales: hogares con o sin subsidios. Su eje central es la creación del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RESEF), que unifica y reemplaza la multiplicidad de programas actuales (RASE, Programa HOGAR, Tarifa Social Federal). Los elementos centrales de su diseño son los siguientes:
Elegibilidad simple y verificable
Umbral de ingresos: hogares con ingresos del grupo conviviente equivalentes ≤ 3 Canastas Básicas Totales (CBT).
Inclusión de grupos especiales: personas con certificado único de discapacidad, pensionados veteranos, beneficiarios ReNaBaP.
Cruces de información: con SINTyS, ANSES y bases tributarias, con georreferenciación y verificación de indicadores patrimoniales para reducir fraudes y errores de inclusión.
Si bien este sistema parece ser más amplio que el de la Tarifa Social Federal de 2016-2019, en la práctica resulta mucho más focalizado, simple y transparente. La Tarifa Social Federal se basaba en un modelo de ventanilla automática, con un criterio de ingresos – grupo familiar con ingresos menores o iguales a 2 salarios mínimos –, pero la puerta principal era la pertenencia a un universo fragmentado de categorías (AUH, jubilados con haberes mínimos, monotributistas sociales, beneficiarios de programas alimentarios) o por cumplir condiciones sociales o de salud (CUD, excombatientes, electrodependientes en esquemas complementarios). El SEF puede cubrir hogares vulnerables que quedaban “entre las grietas” de la Tarifa Social Federal, mientras que el cruce de datos, la georreferenciación y las entrevistas prestan suficiente discrecionalidad para excluir casos que no resultan vulnerables.
Bloques subsidiados razonables, con límites explícitos
Electricidad: 300 kWh en meses de alta demanda y 150 kWh en los meses templados de menor demanda.
Gas por redes: volúmenes base vigentes por zona.
Garrafas de GLP de 10kg: 1 garrafa por mes que asciende a 2 en invierno.
Bonificaciones claras y previsibles
Electricidad: 50% sobre el consumo base todo el año
Gas por redes: 0% en verano y 50% en invierno.
Garrafas de GLP de 10kg: 50% sobre el bloque subsidiado.
El esquema autoriza, además, una bonificación extraordinaria transitoria de 25% durante 2026, con un sendero de reducción gradual durante el año para evitar saltos bruscos.
Sin margen de maniobra para enfrentar variaciones estacionales abruptas, el esquema apunta a suavizar la estacionalidad, especialmente anualizando costos como el PIST del Plan Gas.Ar, repartiendo su impacto a lo largo del año, preservando la señal de precios, pero reduciendo el riesgo de impactos bruscos sobre las facturas. En electricidad el aplanamiento será mayor; en gas la estacionalidad invernal hará que las facturas sean menos planas aún con la normalización del precio del gas, lo que es racional dada la mayor intensidad de consumo en invierno.
Riesgos de implementación: las lecciones de 2016–2019
La experiencia de (2016-2019) demuestra que las reformas de ese tipo enfrentan tres grandes tipos de riesgos interrelacionados.
En el plano político,el principio que debe regir la reforma es que “frente a la adversidad, todos ponen”. Si se exime del ajuste a grupos por el motivo que sea (contactos políticos con el gobierno, afinidad ideológica, grandes consumidores, grandes empresas, sectores y/o grupos sensibles a la vista de la población o los medios de comunicación, etc.) y el diseño de la reforma no se percibe como equitativo, se pierde legitimidad se genera frente a los usuarios y se genera descontento que grupos opositores pueden usufructuar con fines políticos para generar resistencias y presiones en contra de las reformas.
Por otro lado, como advertía Daiana Molero en 2022, por más que la reforma sea correcta y equitativa, para llevar a cabo grandes reformas es imprescindible asumir que ciertos actores y segmentos de la opinión pública “igual no te van a querer”. Resulta clave tener firmeza para gobernar sin depender del humor social de corto plazo, resistiendo la tentación de mirar permanentemente por la ventana para ver que ocurre en la plaza, y mantener el rumbo hasta que se perciban los beneficios de la reforma.
En términos institucionales y operativos sin sistemas interoperables fiables (RESEF–ANSES–SINTyS–reguladores) y procedimientos claros para reclamos y recategorización, los errores de inclusión/exclusión serán numerosos y políticamente costosos. Los intentos de implementar sistemas de cruzamientos de datos entre distintas fuentes públicas y privadas de manera eficiente y útil fracasaron una y otra vez frente a la poca estandarización de las fuentes de datos, la incompatibilidad de los sistemas, y la desconfianza de los distintos responsables frente al uso de la información y agendas personales.
A nivel técnico, soluciones híbridas o regímenes con solapamientos (múltiples padrones y criterios) perpetúan distorsiones y dificultan el control fiscal. Topes sin límites de volumen o reglas poco transparentes preservan tarifas residuales que no reflejan los costos reales de la energía y generan señales de precios incorrectas con consumos ineficientes. En principio, la propuesta del nuevo esquema de SEF se ocupa por sobre todas las cosas de comenzar a resolver este tipo de riesgo técnicos. Aun así, persistirán casos como los beneficios por Zona Fría, dispuestos por la Ley N° 27.637, cuya reestructuración (o preferiblemente, su eliminación) dependen de la sanción de una nueva LEY o la firma de un Decreto.
No ocuparse oportuna y apropiadamente de estos riesgos puede llevar a que buenas reformas queden a medias o se reviertan completamente, tal como ocurrió en 2016-2019. Mitigar estos riesgos no solo exige convicción técnica, sino su combinación con resiliencia comunicacional y política a partir de un liderazgo nítido y sostenido que cuide a los equipos que llevan a cabo su implementación. La propuesta, como decíamos, es un gran primer paso en la dirección correcta.
El verdadero desafío: separar la política energética de la política social
En concreto, la política de subsidios debería priorizar la sustitución gradual de los subsidios en forma de descuentos generalizados por transferencias monetarias incondicionales a hogares pobres identificados por ANSES/SINTyS. Este tipo de transferencias monetarias entregan dinero a los beneficiarios sin condiciones, permitiendo que ellos decidan en qué gastarlo, lo que suele ser más eficiente y empoderante que los descuentos.
Una transferencia monetaria incondicional permite que cada hogar priorice sus necesidades como crea conveniente destinando la ayuda a solventar otros gastos (alimentación, salud, educación, alquiler, entre otros), sin que ello represente un riesgo de ningún tipo para el sistema energético, tal como lo demuestra la evolución de los índices de incobrabilidad observados durante la experiencia de normalización 2016-2019, y la más reciente desde diciembre de 2023, con cambios insignificantes y nunca por encima del 3,9%. Que no exista trazabilidad sobre el uso específico de una transferencia directa en energía, no representa ningún problema.
En todo el mundo, la gente tiende a preferir subsidios energéticos universales. Lamentablemente, Argentina no es diferente. Esta preferencia se debe en parte a la existencia de ideas erróneas sobre su costo, su impacto social y el impacto medioambiental de esta política. Por ejemplo, la mayoría de la gente no es demasiado consciente de que aun cuando el costo de la energía se encuentre subsidiado, no es gratuito, se paga a través de impuestos. Sin embargo, también es cierto que cuando se explica que el mayor costo de los subsidios a la energía implica mayores impuestos, y que tiende a ser pro-ricos, el apoyo a dicho tipo de subsidios baja considerablemente.
Al mismo tiempo, la gente tiene una percepción equivocada sobre la eficacia de las transferencias directas. En este contexto, el relato oficial debe mostrar en forma honesta que las reformas buscan mayor eficiencia y justicia redistributiva, con un correlato claro y justificado en la reasignación de recursos hacia otros fines. La experiencia en distintos países muestra que las transferencias directas pueden ser en sí mismas una herramienta para aliviar la oposición que despiertan las reformas. Junto con su rol dentro de la política social de redistribución, las transferencias directas ayudan a mitigar el impacto del incremento de los costos para los hogares, facilitando que las tarifas reflejen correctamente los costos reales de la energía y preserven las señales de precios que incentivan el uso eficiente de la energía. De esta forma las transferencias directas cumplen también un rol en la reducción de emisiones de gases de invernadero, ayudando en la transición hacia una economía más verde para mitigar el cambio climático.
El SEF representa una oportunidad concreta para corregir finalmente las distorsiones acumuladas en el sistema energético argentino. Si el Gobierno logra combinar disciplina fiscal, coordinación institucional y una política social moderna basada en transferencias directas, esta reforma puede convertirse en un punto de inflexión que ordene el sector, fortalezca la protección a los hogares vulnerables y permita reasignar recursos públicos hacia prioridades de desarrollo. Solo así esta vez sí será diferente.
(*) Economista y Managing Partner de EconLogic Consulting, con más de 20 años de experiencia en regulación, energía y finanzas.
El Gobierno anunció la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares. (Imagen ilustrativa. FreePik)
Con la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nuclearesoficializada el pasado martes a partir de la publicación del Decreto 866/2025, el gobierno de Javier Milei da forma estratégica a su interés en el sector. En efecto, el organismo tendrá bajo su órbita la definición, implementación y seguimiento de las políticas del área.
La Secretaría que dirigirá el actual presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, quedará bajo la órbita del Ministerio de Economía y no de Jefatura de Gabinete. Y si bien tiene como objetivo trabajar de forma coordinada con la Comisión Nacional de Energía Atómica, (CNEA) también es cierto que en el artículo 11 del Anexo II del decreto, queda establecido que ejercerá un control tutelar sobre ella.
La letra del anexo detalla un total de 23 funciones específicas del nuevo organismo que delinean un perfil estratégico que incluye desde la aplicación de reformas institucionales hasta la optimización de procesos y el monitoreo de proyectos en materia nuclear, incluida la fiscalización de metas.
Secretaría de Asuntos Nucleares: su ambicioso perfil estratégico
El comunicado oficial del Ministerio de Economía deja en claro el ambicioso objetivo del gobierno detrás de la creación de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares: “Nuestra Nación tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del Uranio”, dice el texto.
Federico Ramos Napoli fue designado al frente de la nueva Secretaría de Asuntos Nucleares.
En parte, se trata de una deuda pendiente. En efecto, el 20 diciembre de 2024, el presidente Milei había anunciado el “Plan Nuclear Argentino” junto con la creación del Consejo Nuclear. Sin embargo, ni uno ni otro fueron formalizados a través de una ley o decreto. De allí, entonces, que la nueva secretaría busque saldar una cuenta que había quedado abierta.
Ahora bien: mientras que en el terreno teórico, la nueva secretaría buscará insertar a la Argentina como un actor más en el ámbito internacional en lo que a energía nuclear refiere, el contexto local no parece tan alineado con ese objetivo.
En efecto, según un informe del Centro Iberoamericano de Investigación en Ciencia, Tecnología e Innovación (CIICTI) en lo que va de la gestión del gobierno de Javier Milei, la CNEA perdió un 44% de su presupuesto. La caída también se vio reflejada en una disminución del 5,2% del personal calificado entre diciembre de 2023 y agosto de este año.
Una por una, las funciones de la nueva secretaría
El detalle de las funciones de la Secretaría de Asuntos Nucleares permite identificar algunos 3 ejes principales:
Elaboración de políticas específicas para el sector,
Evaluación, monitoreo y supervisión de proyectos específicos,
Representación del Estado en las empresas con participación accionaria.
«Argentina tiene el potencial para convertirse en la nueva Arabia Saudita del uranio», asegura el comunicado oficial. Aquí, la planta de Dioxitek en Córdoba.
Descriptas como objetivos en el anexo II, del artículo 15, las funciones que tendrá la secretaría son las siguientes:
1. Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
2. Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
3. Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
4. Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
5. Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
6. Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
7. Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
8. Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
9. Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley N.° 24.804 y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
10. Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
11. Ejercer el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
12. Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica.
13. Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
14. Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
15. Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
16. Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
17. Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
18. Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la Comisión Nacional de Energía Atómica.
19. Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
20. Intervenir, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
21. Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
22. Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
23. Asistir al Ministro en la aplicación del Título VII – Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones- de la Ley N° 27.742, en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.
El encuentro fue realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía y la Corporación Andina de Fomento.
Los países del Mercosur y Chile dieron un paso hacia la modernización de su esquema de suministro energético al concluir, en Santiago de Chile, el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera. Con esta etapa se consolida una herramienta técnica para optimizar los costos del transporte gasífero y robustecer la planificación conjunta, impulsando de manera efectiva la integración energética.
El encuentro, realizado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Corporación Andina de Fomento (CAF), se llevó a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile. La cita congregó a autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países para validar el nuevo modelo regional de transporte de gas.
Esta herramienta, desarrollada por OLACDE a partir de datos provistos por los países, tiene como meta optimizar la utilización de la infraestructura gasífera ya instalada, encontrar trayectos de distribución más eficientes y anticipar la reducción de costos en diferentes escenarios operativos y de demanda.
La apertura del taller estuvo a cargo de Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF. Los tres funcionarios coincidieron en la relevancia estratégica de esta etapa para intensificar la cooperación regional y cimentar un sistema gasífero más eficiente y complementario.
Los desafíos identificados
Durante la jornada de trabajo, las delegaciones se dedicaron a validar las hipótesis y los datos suministrados por cada nación, revisar la topología del sistema regional de transporte y analizar las restricciones operativas y de planificación levantadas a nivel nacional.
Un aspecto clave fue la realización de simulaciones en tiempo real para evaluar cómo se comportaría el modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y la demanda. Este ejercicio permitió observar los efectos del modelo en la asignación de flujos y la eficiencia económica general del sistema.
Pedreira de la CAF, Ramos del gobierno de Chile y Maiulini de la Olacde.
Entre los hallazgos pricipales, el proyecto identificó la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para abastecer las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adaptar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.
El nuevo modelo es de código abierto y se encuentra en un proceso de ajuste continuo, lo que le permite ser una herramienta dinámica. Sus capacidades incluyen la identificación de rutas de transporte más competitivas, la minimización de costos operacionales y la estimación de indicadores clave, como el precio final del gas en cada nodo, tanto a corto como a mediano plazo.
Compromiso institucional y regional
Maiulini, de OLACDE, destacó la “alianza con claridad programática” de los países del Mercosur y Chile que permitió «generar espacios técnicos conjuntos para desarrollar las herramientas necesarias para discutir estrategias de integración gasífera con el trabajo de sus agencias y el involucramiento de organismos multilaterales como Mercosur y CAF».
El Subsecretario Ramos enfatizó que «para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de las metas ambientales”. Asimismo, señaló que «el Ministerio de Energía avanza en la adecuación de la normativa y la participación activa en este proceso para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”
Por su parte, Pedreira, alineó el estudio con la misión del organismo de «alinearse con el compromiso con la integración regional y una transición energética justa”. La ejecutiva consideró la alianza con OLACDE como una “herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”
Uno de los paneles fue sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas.
La Modelización de Información de Construcción (BIM) y la gestión avanzada de datos se consolidan como los motores de la eficiencia en los proyectos estratégicos de Oil & Gas en la Argentina. Así se destacó en el evento BIM For All realizado este miércoles en la ciudad de Córdoba, donde se planteó que la transformación digital de los megaproyectos es un habilitador de competitividad.
Bajo el lema “Conexión global para sectores que construyen futuro”, el evento buscó acelerar la adopción del BIM y la transformación digital multisectorial, conectando experiencias internacionales con talento local para impulsar la competitividad, la eficiencia y la sustentabilidad de los sectores productivos.
La metodología BIM es una forma de trabajo colaborativa que transforma la manera en que se planifican, diseñan, construyen y gestionan grandes proyectos de construcción e infraestructura, mejorando la eficiencia y la calidad de los resultados. Es un abordaje que tiene décadas de práctica en la industria de la construcción, pero que ahora está cruzada por nuevos recursos que multiplican la formas de interacción de todos los involucrados en el proyecto.
La BIM es un cambio cultural en marcha
En el encuentro, los panelistas a lo largo de la jornada coincidieron en que se están transformando las industrias a través de la metodología y los gemelos digitales, y coincidieron en que el desafío para capturar la próxima ola de inversiones ya no reside en la tecnología en sí, sino en la articulación de capacidades, el cambio cultural y la adopción ecosistémica a lo largo de toda la cadena de valor.
Durante el desarrollo del panel sobre Proyectos Estratégicos de Oil & Gas se puso en relieve cómo estas herramientas están generando valor a lo largo de toda la cadena productiva, desde la ingeniería temprana hasta la fase de optimización operativa (OPEX).
Participaron de esta mesa Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gian Ortega, Digital Engineering Manage de YPF; y Gustavo Guitera, Digital Enterprise & Business Development de Siemens, moderados por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Los expertos coincidieron en que la BIM dejó de ser un simple software de diseño para transformarse en un requisito estructural para obras de gran envergadura. Proyectos de la magnitud de la refinería en Tabasco (México), que demandan un millón de horas de ingeniería y cinco años de ejecución, demuestran que estas iniciativas son inviables sin BIM, con lo cual la tecnología se presenta como el único camino para gestionar la complejidad.
Virtudes de las herramientas digitales
En los denominados proyectos fast-track, donde la ingeniería, la construcción y el montaje se superponen de manera crítica, la BIM permite predecir riesgos e interferencias, acelerar la coordinación entre equipos, detectar problemas de forma temprana, reduciendo significativamente los errores en obra, entre otras virtudes del entramado de herramientas digitales disponibles.
Más allá de la fase de capital, la gran promesa del BIM y las metodologías asociadas reside en la gestión del dato. Según las coincidencias del panel la tendencia global indica que la eficiencia de todo el ciclo de vida del proyecto se multiplica cuando los datos son estructurados y trazables desde las etapas iniciales.
El mayor valor se materializa en la fase del Opex, donde la información generada durante el diseño y construcción se convierte en un activo para la toma de decisiones operativas. Esto se traduce en mayor predictibilidad de los activos, capacidad de simulación, gestión inteligente de riesgos y mantenimiento, entre otras virtudes que se le reconocen.
Pese a la brecha con ecosistemas tecnológicos más maduros, los panelistas destacaron las capacidades técnicas y el talento emprendedor existente en la Argentina, pero la barrera principal es de índole cultural y estratégica. En ese sentido se resaltó la necesidad de una integración ecosistémica y de establecer metodologías y criterios comunes para que la cadena de valor se mueva con agilidad.
Adopción tecnológica en toda la cadena
El desafío cultural, como tal, requiere desaprender modelos antiguos y alinear a los liderazgos para consolidar una visión compartida, se destacó desde la experiencias de las tres empresas que transitan un intenso proceso de gestión del cambio.
Una conclusión crucial del panel es que la adopción tecnológica no puede ser solo potestad del «owner» o cliente final, sino que las grandes empresas EPC tienen que apalancar la transición de sus subcontratistas, incluso ayudando en capacitación y costos de licencias, para evitar que la brecha tecnológica limite los proyectos.
El cierre giró sobre un costo de oportunidad inmediato al entender que si la cadena de valor argentina incorpora estas tecnologías, puede capturar proyectos de mayor escala y complejidad, para lo cual se requiere un impulso coordinado de sector público, privado y financiero para acelerar la adopción.
| Apagón masivo en CABA
