Daniel Gerold, Rolando Figueroa, Jorge Sapag y Marcos Bulgheroni, en la presentación de «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina»
La presentación del libro «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina», escrito por el exgobernador de Neuquén Jorge Sapag, permitió un espacio de balance histórico y proyección estratégica para el sector energético.
Con el foco puesto en la exportación, la obra plantea un recorrido vivencial sobre el nacimiento, el presente y el futuro de Vaca Muerta con el objetivo de mostrar cómo una política de Estado provincial se convirtió en el motor de crecimiento más dinámico de la Argentina contemporánea.
Realizado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, el evento reunió en un panel de especialistas junto al autor: Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y el consultor Daniel Gerold, con moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, y la presencia del gobernador, Rolando Figueroa.
Sapag recordó los inicios de la formación, cuando la provincia de Neuquén asumió la responsabilidad de revertir el declino energético nacional: «Nos dicen ese año: ‘muchachos, arréglense. La declinación de los yacimientos convencionales ahora es problema de ustedes. Vean qué hacen’», recordó el autor de la obra editada por Sidera Media.
Esa coyuntura derivó en la creación de un marco normativo específico que permitió el desembarco de capitales intensivos. «Ahí vino la oportunidad de sacar una ley provincial que fue la ley de Loma Campana, la 2867, y que fue clave porque se convirtió en el primer desarrollo no convencional. Yo lo llamo la campana de largada de Vaca Muerta«, explicó Sapag.
Pese a los vaivenes de la economía nacional, el proyecto mantuvo su integridad gracias a la resiliencia del sector. «Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión, el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío», sostuvo Sapag.
Vaca Muerta y el salto hacia la escala global
El prologuista de la obra Marcos Bulgheroni y el autor Jorge Sapag.
A su turno, Bulgheroni, quien tuvo a su cargo el prólogo de la obra, destacó la madurez alcanzada por la formación y su posición única en el mapa energético: «No hay otro en el mundo, salvo Canadá, pero que es muy muy pequeño, que tenga la dimensión, la importancia y la madurez que tiene Vaca Muerta« por fuera de los Estados Unidos.
Para el directivo de Pan American Energy, la competitividad frente a otros mercados internacionales es el próximo gran paso, especialmente en el segmento del gas natural licuado:«Pudimos hacer un buen negocio razonable, competitivo, porque al final del día tiene que ver con poder competir con Estados Unidos».
En tanto, Gerold analizó el impacto económico que el desarrollo no convencional produjo en las finanzas neuquinas. «El 85% de recursos de la provincia de Neuquén son propios. Y eso le da autonomía, le da autarquía, le da la posibilidad de no depender de la coparticipación federal de impuestos», detalló, subrayando la singularidad del caso en la Argentina.
Gerold definió la trayectoria de la formación como «una historia rara de éxito que a veces no es muy conocida… una historia de éxito en un país que está lleno de fracasos».
Finalmente, la charla abordó la necesidad crítica de infraestructura para no limitar el potencial del recurso. Sapag evocó conversaciones clave de hace más de una década: «En el 2013 me decían ‘Jorge, está muy bien todo este desarrollo Vaca Muerta. Pero si no hacemos ductos es como el tema de los ferrocarriles en el 1900´, y se hicieron 30.000 kilómetros de vías. Aquí hay que hacer ductos. Sin ductos no tenemos destino para el gas y para el petróleo», avizoró el autor.
El fracaso de las negociaciones en Paquistán complican todavía más el abastecimiento de gasoil.
El gasoil mayorista ya cuesta hasta un 7% más caro que el que se vende en las estaciones de servicio, lo que representa una anomalía respecto del funcionamiento habitual de la cadena de comercialización de combustibles. Por la guerra en Medio Oriente, la cotización internacional de este derivado del petróleo se disparó en las últimas semanas, pero como en el segmento minorista rige un congelamiento por 45 días, los operadores están vendiendo a pérdida. Al mismo tiempo, en el canal mayorista los precios continúan subiendo justo en la antesala de la cosecha gruesa de soja.
El problema a nivel internacional no son solo los precios del gasoil sino la disponibilidad física del producto en un contexto donde la circulación por el Estrecho de Ormuz se complica cada vez más. Esa incertidumbre se refleja en las primas vigentes. Habitualmente, el gasoil se comercializa a la cotización del Heating oil más un premio de 7 centavos por galón.Sin embargo, en estos últimos días esa prima es de 70 centavos, diez veces mas cara.
El precio mayorista se dispara
El precio en surtidor incorpora no sólo el costo del producto en origen, sino también los gastos de transporte, distribución, comercialización e impuestos, por lo que suele ubicarse por encima del valor mayorista. La inversión de esta relación, sugiere la existencia de desajustes en la formación de precios.
En este caso, se combina el congelamiento de precios en las estaciones de servicio con el hecho de que el segmento mayorista se encuentra más expuesto a las variaciones del mercado global —incluyendo el precio de importación del combustible, el tipo de cambio y los costos de reposición—, lo que tiende a reflejarse con mayor rapidez en sus valores.
Raizen y Trafigura, dos compañías no integradas, ya están vendiendo el gasoil mayorista un 7% más caro que para los minoristas. Axion cobra un 2% más caro en el canal agro que en el minorista –a las industrias les cobra todavía más caro-, mientras que YPF es la única compañía que mantiene equilibrados los precios de los dos canales.
Lo preocupante es que está situación se produce justo cuando está por comenzar la cosecha gruesa de soja, que implica un incremento significativo en la demanda de gasoil. Por lo tanto, lo más probable es que empiece a observarse un cruce de canales. Es decir, que los productores rurales acudan al segmento minorista en busca de gasoil para minimizar sus costos, lo que termine disparando la demanda y provocando faltantes en las estaciones de servicio.
El fracaso de las negociaciones en Medio Oriente
Cuando YPF anunció el mecanismo de amortiguación de precios por 45 días, la expectativa empresaria era que Estados Unidos e Irán logren un acuerdo en el corto plazo. Eso hubiera permitido un barril de crudo por debajo de los 90 dólares o incluso menor. Sin embargo, el fracaso de las negociaciones en Islamabad durante el fin de semana volvió a disparar el precio del barril por encima de los 100 dólares a partir de este lunes.
Irán controla el Estrecho de Ormuz y viene habilitando el paso de algunos buques, pero Estados Unidos adelantó el sábado que concretará un bloqueo perimetral de ese mismo estrecho impidiendo el paso en aguas internacionales de cualquier buque que le pague a Irán. De este modo, se espera que la circulación por ese pasaje quede finalmente bloqueada para todos los buques. Esa situación no solo impactará en los precios, sino que incluso complicará el acceso a este combustible.
New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó avances en un proyecto de mejora y readecuación integral de los drenajes y del tratamiento de residuos en la Estación de Bombeo de Challacó, con el objetivo de fortalecer las condiciones operativas y ambientales del sector y proyectar mejoras de largo plazo.
Según comunicó la compañía, para el desarrollo de la ingeniería necesaria se contrató a la empresa Dibutec, que tendrá a su cargo la definición de las soluciones técnicas más adecuadas para el sistema de drenajes y el manejo asociado de efluentes y residuos.
Nuevo proyecto
NAO indicó que el trabajo se lleva adelante en conjunto con su equipo de EHS y Medioambiente, con el objetivo de contar con una propuesta integral que permita mejorar el manejo de efluentes y residuos, en línea con los estándares que busca consolidar en sus instalaciones.
“La mejora de drenajes y el tratamiento de residuos requieren una mirada integral: diagnóstico, ingeniería y definición de soluciones técnicas, para acompañar mejoras sostenidas en el tiempo”, señalaron desde la compañía.
Datos clave
Ubicación: Estación de Bombeo Challacó, Neuquén.
Proyecto: mejora y readecuación integral de drenajes y tratamiento de residuos.
Ingeniería: contratada a Dibutec para definir soluciones técnicas.
Implementación: trabajo conjunto con EHS y Medioambiente para una propuesta integral y mejoras de largo plazo.
New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó la ejecución de una parada programada de mantenimiento general en su planta de Plaza Huincul, realizada durante las jornadas del 4 y 5 de febrero, con aproximadamente 19 intervenciones planificadas orientadas a sostener la disponibilidad de equipos clave y reducir el riesgo de paradas no programadas.
Entre los trabajos realizados, NAO destacó como punto relevante el cambio de quemador de uno de los hornos, una mejora que permite unificar la marca de los cuatro equipos. Según informó la compañía, esta decisión simplifica la gestión de repuestos, el servicio postventa y los criterios de mantenimiento, favoreciendo una operación más eficiente y ordenada.
Parada programada
Además, durante la parada se avanzó con tareas de limpieza en hornos y otros equipos, extracción y montaje de mazos en intercambiadores, pruebas hidráulicas y la readecuación del acceso al área 300, como parte del plan de mantenimiento general.
NAO indicó que el resultado de la jornada fue positivo y que este tipo de intervenciones reflejan el crecimiento de los equipos en planificación, coordinación y ejecución. En ese sentido, señaló que el aprendizaje acumulado fortalece la confiabilidad operativa de la planta y consolida una base más eficiente para el mantenimiento futuro.
“Estas paradas programadas permiten ordenar el mantenimiento, estandarizar criterios y sostener la disponibilidad de equipos críticos, con foco en confiabilidad operativa en Plaza Huincul”, indicaron desde la compañía.
Datos clave
Ubicación: Plaza Huincul, Neuquén.
Parada programada: 4 y 5 de febrero.
Alcance: ~19 intervenciones planificadas para reducir paradas no programadas.
Trabajo destacado: cambio de quemador para unificar la marca de los cuatro hornos y simplificar repuestos/criterios de mantenimiento.
Tareas complementarias: limpieza, mazos, pruebas hidráulicas y readecuación de acceso al área 300.
Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, presentó este lunes la mejor oferta en la licitación realizada por la estatal Enarsa para seleccionar un agregador privado encargado de importar y comercializar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que se consumirán durante el invierno.
La compañía con sede en Ginebra presentó la oferta económica más competitiva del proceso, con una prima de 4,91 dólares por millón de BTU por sobre el precio del gas natural en el mercado europeo, referenciado en el índice TTF (Title Transfer Facility), principal indicador de precios del GNL en Rotterdam. Pero Naturgy, su único competidor, ofertó una prima apenas superior, de 4,95 dólares.
Como la diferencia es exigua y no supera el 1% entre uno y otro, habría un desempate entre ambas empresas para definir al ganador, según se desprende de la lectura del pliego diseñado por la Secretaría de Energía. Aún así, desde la cartera que dirige María Tettamanti optaron por no realizar comentarios ante la consulta de este medio. La respuesta oficial se conocerá en las próximas horas. En cualquier caso, es una buena señal para el Estado porque el proceso resultó super competitivo, incluso en un escenario signado por la Guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y genera incertidumbre sobre el acceso físico a los cargamentos de GNL.
GNL: una nueva etapa
El esquema licitatorio impulsado por la Secretaría de Energía apunta a delegar, por primera vez en 18 años, en un actor privado la función de agregación de demanda, importación y comercialización del GNL que se regasificará en las terminales locales durante los meses de mayor consumo.
En los hechos, la empresa adjudicataria actuará como intermediario entre el mercado internacional y la demanda local, abasteciendo principalmente a grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y en menor medida a clientes residenciales de distirbuidoras.
Trafigura controla en el país la red de estaciones de servicio Puma Energy y, en paralelo, viene ampliando su presencia en distintos segmentos del negocio. En upstream, participa como socio financiero en desarrollos en Vaca Muerta, mientras que también impulsa proyectos de infraestructura vinculados a la exportación de crudo.
En el segmento gasífero, la firma ganó protagonismo en el último año al asumir un rol activo en la importación de gas desde Bolivia para cubrir picos de demanda invernal. La iniciativa se enmarca en un objetivo más ambicioso: construir una comercializadora de gas natural en la Argentina.
Naturgy, en tanto, es una de las tres mayores distribuidoras de gas de la Argentina junto con Metrogas y Camuzzi. Y cuenta con una comercializadora de gas asociada por lo que cubre un porcentaje importante de la demanda industria en la zona del Litoral.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica en la Argentina, a través de un acuerdo con Patagonia Assets Limited, adquirió el 100% del paquete accionario de Patagonia Energy S.A. (PESA) , titular de la concesión de explotación de las áreas convencionales Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en Neuquén. La operación forma parte de su estrategia de crecimiento y representa su ingreso formal en el sector de hidrocarburos.
Esta operación es la primera inversión del grupo en el sector de Oil & Gas, lo que anticipa un desafio cultural y organizacional en su hoja de ruta de diversificación y permite proyectar su ingreso a la formación de Vaca Muerta. A pesar de tratarse de dos áreas convencionales, ambos bloques tienen el potencial de obtener por parte de la provincia una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench).
Aguada del Chivato-Aguada Bocarey se encuentran en el flanco norte de la provincia de Neuquén, cerca de la frontera con Mendoza.
Con esta adquisición comiunicada mediante un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la empresa controlada por un holding de empresarios locales liderado por Guillermo Reca, consolida su posición en la infraestructura energética y expandir su alcance hacia la producción de hidrocarburos.
Las áreas adquiridas por Central Puerto, que abarcan una superficie de aproximadamente 27.181 acres (110 km2), tienen una historia reciente ligada a procesos de reestructuración financiera. Originalmente, estos bloques pertenecían a la empresa Medanito, una petrolera independiente que perdió las áreas tras enfrentar problemas financieros.
Posteriormente, los activos pasaron a manos de Patagonia Energy, firma vinculada a Federico Tomasevich, principal referente de Puente, la entidad de servicios financieros y mercado de capitales. Tras un período de operación bajo esta gestión, los activos pasan ahora a manos de Central Puerto, que asume el control total de la operación de forma directa e indirecta a través de Patagonia Energy & Resources Ltd (PERL).
La estrategia hacia el objetivo Vaca Muerta
Central Puerto precisó que «esta zona cuenta con un potencial probado y se encuentra en una ubicación de alta relevancia geológica dentro de la Cuenca Neuquina, posicionando a la empresa como un nuevo jugador estratégico en Vaca Muerta«. En ese sentido, la operación le permite «integrar verticalmente parte de su cadena de valor, sumando experiencia en el desarrollo de activos de producción en una de las regiones más productivas del mundo».
Central Puerto venía diversificando su portfolio en los últimos años con compras en el sector minero y el forestal.
La hoja de ruta para Aguada del Chivato y Aguada Bocarey contempla un proceso de transformación técnica y operativa. El objetivo inmediato de la conducción de Central Puerto es ordenar la operación de estos campos convencionales, que actualmente poseen producción de tipo convencional.
Sin embargo, el eje de valor a mediano y largo plazo reside en la reconversión de las áreas hacia una Concesión No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), lo cual implica la perforación de pozos pilotos para explorar y derisquear el potencial del área sobre la formación Vaca Muerta.
Esa actividad exploratoria permitirá la validación de la productividad geológica en una zona considerada de alta relevancia dentro de la Cuenca Neuquina. A partir de entonces, la compañía se dedicará a la obtención de financiamiento específico para el desarrollo de proyectos de capital intensivo que requiere este tipo de desarrollos shale.
«Esta adquisición es un paso fundamental en nuestra visión de largo plazo. Tras consolidar nuestro liderazgo en la generación eléctrica, hoy entramos en el sector de Oil & Gas con la convicción de que la diversificación es la clave para potenciar el crecimiento del grupo y contribuir al desarrollo energético de la Argentina», destacaron fuentes de la compañía.
La diversificación en el negocio energético
En la nota enviada a la CNV y a las bolsas y mercados, firmada por el Responsable de Relaciones con el Mercado, Leonardo Marinaro , se precisó que esta adquisición «permitirá a la Sociedad ampliar su presencia en el sector energético, incorporando activos y capacidades que fortalecen su posicionamiento competitivo».
El core de Central Puerto es el segmento de generación eléctrica, el cual liderpo en 2025 participación del 14,9% del total nacional.
Asimismo, el documento oficial subraya que la transacción contribuirá a «optimizar la estructura de negocios de la Sociedad, diversificando sus fuentes de ingresos y mitigando riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales». El cierre definitivo de la operación quedó sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes habituales para este tipo de transacciones en el mercado local.
Central Puerto consolidó una estrategia de diversificación que la posiciona como una plataforma energética e industrial integral, en el cual su núcleo operativo histórico es la generación de energía eléctrica. En 2025 en la disputa por el mercado privado se posicionó como el líder del segmento eléctrico con una participación del 14,9%. Su desempeño se apoyó en una estructura diversificada que sumó un total de 21.220,4 GWh.
En el segmento de generación tiene una capacidad instalada diversificada que combina tecnología térmica (ciclos combinados y cogeneración), hídrica y renovable. En esta última área, la compañía expandió significativamente su cartera con parques eólicos y solares, como la reciente adquisición del parque solar Cafayate en Salta, alcanzando una potencia autorizada de más de 560 MW en fuentes limpias.
La diversificación de CEPU se extiende también hacia sectores no energéticos como el forestal y el minero. A través de su subsidiaria Proener, el grupo participa en el sector forestal con más de 140.000 hectáreas en las provincias de Entre Ríos y Corrientes. En el ámbito de la minería, la empresa mantiene inversiones en proyectos de litio (como Tres Cruces en Catamarca) y minerales metalíferos como oro, plata y cobre en el noroeste argentino (NOA), buscando capitalizar la transición energética.
Finalmente, Central Puerto desarrolló unidades complementarias como la venta de vapor de proceso para la industria y la gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Sus plantas de cogeneración en San Lorenzo y Luján de Cuyo suministran vapor a grandes clientes industriales, mientras que sus nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), con una proyección de 205 MW para 2027
La Cámara Chileno Argentina de Comercio, que nuclea a más de 50 compañías con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, construcción y finanzas, entre otros, aseguró este viernes que la aprobación de las modificaciones a la Ley de Glaciares en la Cámara de Diputados facilitará las inversiones en los proyectos de cobre y minerales críticos y el desarrollo de encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera. Para la entidad, este nuevo marco regulatorio para la zona cordillerana resulta una pieza importante para la integración económica binacional.
La entidad observó que «la actualización normativa tiene implicancias para los proyectos mineros de cobre y otros minerales críticos, así como para inversiones en infraestructura y servicios«. Estos sectores son considerados estratégicos para la transición energética y el crecimiento de las econompías de la región.
En el plano institucional, la organización destacó la importancia de potenciar los «esquemas de coordinación público-privada y encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera existentes en la región andina». Se trata de una referencia a la expectativa de que esta reforma legislativa se traduzca en una mayor integración de proveedores y logística transandina.
La Cámara de Diputados sancionó las modificaciones a la Ley de Glaciares para flexibilizar la actividad económica en las zonas periglaciares de la Argentina. Esta reforma eliminó la protección automática sobre geoformas que no cumplen una función hídrica relevante como reserva de agua.
La nueva normativa delegó en las provincias la potestad de autorizar proyectos mineros e industriales mediante informes técnicos actualizados. Este cambio legal buscó destrabar inversiones en la cordillera que permanecieron frenadas por la anterior definición técnica de 2010.
Integración y complementación minera
Respecto a la aplicación de la norma, la cámara de comercio binacional consideró «relevante seguir de cerca la implementación de estos cambios en relación con los instrumentos vigentes de integración y complementación minera entre ambos países», que permitirán lograr una vinculación más profunda a partir de la cartera de activos en distintas etapas de desarrollo.
En términos de sostenibilidad, el sector empresarial manifestó «la importancia de que cualquier desarrollo productivo en áreas de montaña se lleve adelante en cumplimiento de la normativa ambiental aplicable, de los estándares de protección de glaciares y recursos hídricos«.
De la misma manera, resaltó la necesidad de «observar los mecanismos de participación definidos por las autoridades competentes» en cada uno de los procesos de evaluación. La industria viene destacando en el actual debate que la transparencia y el diálogo con las comunidades locales son vistos como pilares para garantizar la licencia social de la minería».
Ante este nuevo escenario legal, la institución confirmó que «continuará brindando espacios de diálogo e intercambio de información a sus empresas socias y a los diferentes actores públicos y privados». El objetivo es facilitar el entendimiento de la evolución del marco regulatorio para reducir los márgenes de incertidumbre.
Finalmente, reafirmó la apuesta por los «encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera«, lo que se consolida como la prioridad máxima de la agenda binacional, y en la cual la reforma de la Ley de Glaciares marca un hito que podría dinamizar, en particular, la producción de cobre, de alta demanda en el mercado global.
El debate sobre los mercados de carbono avanza en todo el mundo y empieza a influir en decisiones de inversión, acceso a financiamiento y estrategias corporativas de reducción de emisiones. En la Argentina existe la capacidad de construir un sistema de carbono propio, con marcos regulatorios y mecanismos de comercio de créditos, que tome como aprendizaje las decisiones que ya se pusieron en práctica en otras regiones.
Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono, menciona que la situación local sigue siendo incipiente ya que los proyectos nacionales tienen un alcance limitado. “La realidad es que hoy el único mercado al que puede acceder un crédito de carbono argentino es el voluntario”, explica, y agrega “las empresas compran por iniciativa propia, ya sea por objetivos corporativos o para prepararse ante futuras exigencias”.
A diferencia de países como Chile o Colombia, donde se integra con instrumentos fiscales como el impuesto al carbono, en Argentina el esquema actual todavía no genera incentivos claros. Falta claridad jurídica en temas centrales: “Cuando aparecen dudas sobre cuestiones básicas como la propiedad del carbono o el rol del Estado, los inversores miran otros países donde esas reglas ya están definidas”, señala. Paraguay, por ejemplo, aprobó una ley específica que establece las condiciones para el desarrollo de estas iniciativas.
Transformación del capital natural
Con su capacidad forestal, agropecuaria y energética, además de los bosques nativos, la Argentina tiene la posibilidad de transformar su capital natural en activos financieros a través de los proyectos de carbono. “Con el potencial que tiene el país, esto podría ayudar tanto a cumplir los propios compromisos climáticos como a generar ingresos por la venta de créditos de carbono”.
“La Mesa Argentina de Carbono es una iniciativa del sector privado que busca posicionar a la Argentina como un país donde se puedan generar y comercializar estos créditos, con la participación de actores vinculados a su oferta.” Cano destaca que el rol de la Mesa es generar las condiciones necesarias para la generación y comercialización de créditos de carbono de calidad: “El espacio funciona desde hace más de tres años y una de sus primeras acciones fue elaborar un documento de diagnóstico que analiza la situación del mercado de carbono en el país”.
Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono
La Mesa Argentina de Carbono
La Mesa Argentina de Carbono impulsó un proyecto de ley presentado en el Congreso en noviembre de 2024 para establecer definiciones sobre propiedad de los créditos, intervención estatal y condiciones de operación. “El objetivo principal es generar previsibilidad con un marco que permita desarrollar iniciativas y atraer inversiones de largo plazo”, explica, y agrega: “Los desarrollos, sobre todo los forestales o agropecuarios, son proyectos de muy largo plazo. Por eso es clave contar con reglas claras desde el inicio”.
Otro punto central es el acceso a los mercados internacionales. En el marco del artículo 6 del Acuerdo de París, distintos países firmaron acuerdos bilaterales para intercambiar créditos de carbono certificados. La demanda global crece impulsada por empresas que buscan cumplir objetivos climáticos y por países que necesitan reducir sus emisiones: “La Argentina puede consolidarse como proveedor de reducciones de emisiones a nivel global. Hoy está restringido, abrir esa posibilidad sería un paso importante para posicionar al país a nivel global”, sostuvo Cano.
Debate regulatorio
Mientras el debate regulatorio continúa, algunas provincias comienzan a avanzar con iniciativas propias. Neuquén, por ejemplo, ya empezó a solicitar información sobre emisiones a empresas vinculadas a la actividad hidrocarburífera. Un primer paso hacia políticas que incentiven la mitigación y compensación de emisiones.
Para las empresas, especialmente las exportadoras o integradas a cadenas globales de valor, el camino es claro: medir, reducir y, cuando no sea posible avanzar más, compensar con créditos de alta integridad. El mercado de carbono argentino todavía está en construcción. Si el país logra definir reglas claras, puede transformar su capital natural en una nueva fuente de ingresos y posicionarse como proveedor global de reducciones de emisiones.
La industria energética argentina atraviesa una fase de marcada expansión en la infraestructura de los nuevos desarrollos de shale oil y shale gas. El avance de los proyectos no convencionales en la Cuenca Neuquina, particularmente en operaciones de fractura y flowback, somete a las instalaciones a presiones extremas. En este contexto de alta exigencia operativa, las líneas utilizadas en inyección, pruebas hidrostáticas y manejo de fluidos requieren soluciones de disponibilidad inmediata y máxima confiabilidad.
Para dar respuesta a esta demanda, ABAC —compañía con más de cuatro décadas de trayectoria— presentó su nueva línea de conectores HPLOK, diseñados específicamente para soportar presiones de hasta 10.000 psi (690 bar). Esta línea ofrece una alternativa nacional robusta, de concepción técnica similar a otros sistemas del mercado internacional.
El salto operativo: de «Cono y Rosca» a «Cortar y Armar»
El diferencial técnico más disruptivo de los conectores HPLOK frente a los estándares convencionales de alta presión radica en la simplicidad de su instalación. El diseño aprovecha la versatilidad del conocido sistema de compresión a Doble Virola y lo combina con un revolucionario sistema de tuerca invertida, según detallaron.
Esta innovación elimina la necesidad de utilizar el clásico sistema de «cono y rosca», el cual obliga a los operadores a realizar complicados mecanizados en campo o a prever de antemano el uso de niples ya mecanizados en el taller. Por el contrario, el montaje del sistema HPLOK se resume a la ventaja de «cortar y armar»: solo requiere un corte recto del tubo y su posterior desbarbado.
Corte esquemático del sistema HPLOK mostrando la disposición de las virolas y la tuerca invertida
El ensamblaje puede realizarse de forma manual o, para mayor eficiencia, mediante herramientas hidráulicas de preensamblado recomendadas por el fabricante. Esta agilidad resulta un diferencial significativo en instalaciones de superficie, donde la velocidad de intervención técnica define la continuidad del proceso productivo.
Ingeniería de materiales y esquema de retención
El comportamiento de los conectores ante variaciones térmicas, pulsos de presión y vibraciones severas está respaldado por una rigurosa selección de materiales y un diseño interno de alta precisión que maximiza el área de soporte sobre el tubo.
Referencias del sistema constructivo:
Cuerpo del conector: Fabricado en acero inoxidable AISI 316 (material de referencia contra la corrosión), diseñado con un largo de rosca extendido para soportar grandes esfuerzos mecánicos y tracción.
Virola Delantera: Fabricada en acero Súper Dúplex, es la encargada de producir el sello principal (metal-metal) entre el tubo y el cuerpo del conector.
Virola Trasera: También de acero Súper Dúplex, pero sometida a un proceso de endurecimiento iónico. Provee la mordida mecánica y una retención extremadamente fuerte sobre el tubo.
Tuerca Invertida: Su diseño compacto cuenta con un revestimiento de bisulfuro de molibdeno, lo que provee un bajo torque durante el montaje, evitando el engrane de los filetes bajo altas cargas.
“Este conjunto asegura estanqueidad total y mitiga drásticamente los riesgos de fugas. Desde el punto de vista del control de fluidos, la línea optimiza parámetros críticos: sus pasajes internos superiores a 8 mm reducen las pérdidas de carga, favoreciendo la estabilidad en circuitos de inyección. Son compatibles con tubos de acero inoxidable 316 recocido, 316 estirado en frío y acero súper dúplex”, detallaron desde ABAC.
Disponibilidad y proyección en Vaca Muerta
En su etapa inicial, la medida disponible en el mercado es de 1/2” OD, abarcando configuraciones de conectores rectos, codos y tees. Sin embargo, ABAC anticipa el desarrollo de nuevas configuraciones según las necesidades específicas de la industria.
“Con la construcción y ampliación de plantas de tratamiento y proyectos de midstream en Vaca Muerta, la incorporación de los HPLOK aporta capacidad de respuesta local. Disponer de un producto de fabricación nacional reduce la dependencia de las importaciones y asegura tiempos de entrega ágiles junto a un soporte técnico de cercanía”, destacaron desde la empresa.
A medida que la infraestructura energética siga expandiéndose, la tecnología HPLOK se posiciona como una herramienta estratégica para garantizar la seguridad operativa y la eficiencia en la nueva era del desarrollo no convencional.
La planta de elaboración de alimentos está destinada a abastecer a la industria petrolera de la Cuenca Neuquina.
La empresa argentina de servicios integrales y logística, Grupo L, puso en marcha esta semana una planta de elaboración de alimentos y un centro de distribución en Neuquén que apunta a expandir sus servicios en Vaca Muerta.
Se trata de una inversión de una inversión de más de 2.200 millones de pesos que permitieron la ejecución de una planta de 1.200 metros cuadrados. La instalación, que opera bajo su marca GL Support Sitios Remotos, permitirá abastecer a clientes ubicados principalmente en Neuquén, Río Negro y Chubut, consolidando su presencia en el segmento de servicios para sitios remotos.
La planta ubicada en la localidad de Centenario inició sus operaciones el martes 7 de abril con una capacidad de producción de 6.000 viandas diarias, con proyección de alcanzar las 12.000 por día a través de tres turnos de trabajo. Este salto en escala permitirá a la empresa duplicar su capacidad operativa en la zona, en línea con la creciente demanda de servicios vinculados al desarrollo de Vaca Muerta. Además, el nuevo establecimiento cuenta con un laboratorio propio para control de calidad y el desarrollo de nuevos productos, una escuela de gastronomía, lavandería y oficinas administrativas.
Empleo local
El centro permite la ejecución de 60.000 viandas diarias.
La iniciativa también tendrá un impacto directo en el empleo local: se estima la generación de 90 nuevos puestos de trabajo en el mediano plazo. A esto se suma el fortalecimiento de proveedores pymes y productores regionales, que forman parte del esquema de abastecimiento de la empresa.
“La decisión de invertir en Centenario responde a una necesidad estratégica de integrar producción y logística en un mismo punto, lo que reduce tiempos, mejora la eficiencia y nos da mayor control sobre la operación, en una región donde la demanda crece de forma sostenida”, aseguró Sebastián Lusardi, CEO de Grupo L y agregó: “No se trata solo de alimentación, sino de llevar estándares de hospitality a contextos exigentes, donde la experiencia del usuario impacta directamente en el bienestar y la productividad”.
“Asegurar la continuidad operativa en este tipo de entornos implica eliminar puntos críticos en la cadena de suministro. Esta planta nos permite anticiparnos a esa complejidad, reducir riesgos y garantizar la continuidad en operaciones que necesitan una gestión sin interrupciones”, agregó Lusardi durante la inauguración.
La puesta en marcha de la planta en Centenario se enmarca en una estrategia de crecimiento sostenido de la compañía, impulsada por la expansión de la actividad energética y minera en el país. En este contexto, Grupo L proyecta incrementar su capacidad operativa, incorporar tecnología y continuar desarrollando nuevos centros logísticos en zonas estratégicas, combinando escala, eficiencia operativa y compromiso con el desarrollo local.
La provincia Terra Ignis presentará fomalmente el acuerdo con Velitec el 15 de abril con un acto en la ciudad de Río Grande.
Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec desembarca en Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operará YPF hasta el 1 de mayo. La empresa provincial Terra Ignis decidió que la pyme cordobesa sea la ganadora de la compulsa para asociarse en el desarrollo de las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego.
El proyecto técnico busca incrementar la producción actual de crudo y gas entre un 20% y un 50% mediante la optimización de costos y el despliegue de equipos propios de torre que operarán en las áreas convencionales. Facundo Aráoz, titular de Velitec, en diálogo con EconoJournal definió la estrategia como un proceso de «poner en valor activos que aún conservan un potencial residual atractivo».
«La propuesta es muy simple: no cometer los errores que se cometían en yacimientos que ya no tenían la capacidad de explotación de otros tiempos. Tenemos capacidades propias como equipos de torre, que es lo que necesitan este tipo de áreas«, afirmó el empresario cordobés sobre la compulsa técnica que los consagró como nuevos operadores.
La transición que se extenderá todo abril, coordinada por la provincial Terra Ignis Energía, evita el cese de actividad que suele afectar a las cuencas convencionales durante los traspasos. Maximiliano D’Alessio, presidente de la firma provincial, destacó que el proceso de selección priorizó la solvencia técnica para garantizar la continuidad operativa.
Maximiliano D’Alessio, de Terra Ignis, y Facundo Aráoz, de Velitec.
«Lanzamos la convocatoria en enero para empresas que desearan asociarse tanto en inversión como en operación. Se evaluaron los antecedentes en operaciones similares y la capacidad financiera para afrontar la actividad«, explica el directivo fueguino.
La producción de las áreas no puede parar
Para garantizar que la producción no sufra mermas durante el traspaso definitivo, la gerenta Institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, precisó que la operatoria comienza bajo un contrato de servicios de seis meses que desembocará en una Unión Transitoria de Empresas (UTE). «El yacimiento no se puede parar, la producción tiene que seguir; por eso firmamos un contrato de operación para garantizar actividad y mantenimiento».
Los bloques que hoy promedian 154 metros cúbicos diarios de crudo son el punto de partida del cronograma que Velitec puso en marcha con personal en la isla recopilando datos críticos. Aráoz proyecta un desembarco técnico agresivo y para fines de junio prevé tener el primer equipo de pulling activo y, un mes después, sumar un workover.
«Hay premios abajo que hay que ir a buscar. Tenemos una primera etapa de desembarco, saneamiento contractual, y levantamiento de datos fuertes. Pero la propuesta es poner los equipos, intervenir en una campaña dura de 24 meses y ahí frenarnos para ver los resultados y definir si buscamos otra estrategia», detalló sobre el plan de recuperación.
En esta primera instancia «hay un compromiso de inversión de US$6 millones para afrontar el déficit que tienen las áreas durante los primeros seis meses. Luego, en un proyecto más ambicioso en cuanto a inversión, se podrán superar los 100 pozos de intervención«, con lo que el monto va a ser varias veces superados.
«Básicamente, vamos a acomodar su estructura de costos, mejorar su base de producción y prepararnos para ir a buscar una tercera etapa que es un nuevo inversionista para desarrollar nuevos proyectos en un activo que tiene un potencial muy interesante, pero lo primero es el ordenamiento de las capacidades que hoy tiene», agregó el industrial cordobés.
La empresa cordobesa será la operadora de las tres áreas cedidas por YPF.
La salida de YPF del convencional fueguino obligó a la provincia a buscar un modelo que protegiera las regalías y el empleo. «El gobernador (Gustavo Melella) nos indicó que no hubiera una finalización de etapa, sino que se sesionaran desde YPF los activos a Terra Ignis«, comentó D’Alessio. Esta maniobra permitió que la provincia recupere soberanía sobre sus recursos, al tener a la empresa provincial dentro de la futura UTE.
Compromisos por el empleo local
En materia laboral, el compromiso de la nueva operadora y la provincia apunta a minimizar el impacto social del recambio. D’Alessio aclaró que, si bien la petrolera nacional indemniza a su personal, Terra Ignis absorbe a los cuadros técnicos y administrativos por el lapso de un año. «La idea es tratar de que el impacto sea el menor posible, manteniendo la mayor cantidad de puestos de trabajo», aseguró.
La remediación ambiental también forma parte del acuerdo de salida. El plan más pesado, que incluye el abandono de 107 pozos con complejidad técnica, quedó bajo responsabilidad y costo de YPF a través de un contrato con la firma DLS. «Eso ya está en marcha, ya van por el pozo ocho o diez que están tapando. Esto permitió reabsorber a 44 personas en ese contrato específico», destaca el titular de Terra Ignis.
Aráoz confía en que la estructura de costos «modesta» de una pyme especializada sea la clave para que el negocio sea sustentable, incluso si los precios internacionales oscilan. «Entendemos que la línea de flotación estará en 50 o 60 dólares, ese es el precio con el que siempre trabajamos«, explicó el directivo de Velitec, quien ya cuenta con el antecedente de haber duplicado la producción en áreas de Mendoza tras recibirlas de YPF.
La logística de evacuación en la isla, dependiente de camiones y barcos con destino exclusivo de exportación, es parte de la responsabilidad de la nueva operadora. El foco está puesto en el potencial de gas residual y en la posibilidad de escalar hacia plantas piloto de recuperación terciaria en una fase posterior. El diagnóstico de la firma cordobesa es optimista sobre los recursos que la operadora saliente dejó de priorizar por su enfoque en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta.
El plan de inversión inicial es de US$6 millones pero se busca un inversor para incrementar las capacidades de la operación.
El desarrollo de las áreas no podrá estar ajeno a analizar la aplicación de técnicas de recuperación terciaria que ya demstraron su efectividad en otras cuencas maduras. «Hay primaria y secundaria obviamente, y la terciaria, viendo la sitación de Argentina, es a donde deberíamos ir«, admitió el directivo al adelantar se está analizando poder contar a futuro con una planta piloto de terciaria, lo que requerirá otras especialidades.
Desde el sector provincial, Tito subraya que la llegada de Velitec es solo el inicio de una reconfiguración mayor del ecosistema energético local. «El diálogo con las empresas se mantiene para conformar la UTE con un socio principal operador y otros minoritarios», comenta la gerenta. La meta es crear un esquema donde las pymes de servicios locales tengan un rol activo y propuestas mejoradoras para la eficiencia del yacimiento.
El horizonte exploratorio también ofrece nuevas oportunidades. La provincia planea convocar a una licitación para los bloques on shore y off shore del área CA 12, que fueron devueltos oportunamente a la provincia. «En breve la idea es hacer un llamado para esas áreas de exploración», anticipa Tito, marcando que la política energética de la isla busca atraer nuevos capitales más allá de los activos que operaba la petrolera nacional.
La fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI para instalar baterías pasó del 19 de junio al 8 de julio.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), extendió 19 días el plazo de la licitación AlmaSADI, una compulsa para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. La postergación en el proceso de la licitación fue por un pedido de los generadores interesados en presentar ofertas.
La extensión de los plazos se materializó a través de la Circula N° 1 del período de consultas de la compulsa, un proceso habitual en licitaciones. En rigor, la fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI pasó del 19 de junio al 8 de julio.
La convocatoria para almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. Está orientada a sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.
El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), en las jurisdicciones de Edenor y Edesur.
Nuevo cronograma de la licitación AlmaSADI establecido por Cammesa.
Nuevo cronograma de AlmaSADI
Cammesa modificó el cronograma de la compulsa extendiendo el período de consultasdel 17 de abril hasta el 6 de mayo. La finalización del plazo de respuestas a los generadores se extendió del 24 de abril al 13 de mayo.
En tanto, la evaluación de los sobres “A” con especificaciones técnicas será el próximo 9 de junio (antes era el 21 de mayo) y la apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas pasó del 5 al 24 de junio.
Cambios a pedido de los interesados
Fuentes del sector privado interesados en la licitación expresaron a EconoJournal que la extensión del plazo de AlmaSADI fue para que los generadores tengan más tiempo para afinar aspectos técnicos de los proyectos y poder cerrar las ofertas, sobre todo en temas vinculados a los proveedores de las baterías o equipamiento.
Las mismas fuentes señalaron que hay mucho interés para presentar ofertas. “Estamos calculando 10 consultas por distribuidora”, indicaron. Otra fuente calculó que podrían presentarse ofertas por alrededor de 2.500 MW, es decir, más de tres veces lo que pretende adjudicar Cammesa. Si bien la licitación es para instalar 700 MW de capacidad, en los pliegos se aclara que podrían adjudicarse hasta un 10% adicional.
La distribuidora Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) lanzó una convocatoria para proyectos de almacenamiento con baterías de hasta 100 MW de potencia para presentarlos -bajo el paraguas de la provincia- en la licitación AlmaSADI.
Más nodos
Otro cambio que tuvo la licitación es que se sumaron 10 nodos del Noreste Argentino (NEA) como zonas críticas para reforzar el abastecimiento con baterías. Fuentes del sector consultadas por EconoJournal confirmaron que en los próximos días Cammesa sumará a la licitación alrededor de 30 nodos más de otras regiones del país.
En el pliego de bases y condiciones original se establecieron valores máximos para adjudicar almacenamiento de energía por región: en el Noreste Argentino (NEA) es de hasta 250 MW, en el Litoral 220 MW, en Buenos Aires están previstos hasta 150 MW, en el Noroeste (NOA) 120 MW, en las regiones de Centro y Cuyo 100 MW cada una y en La Pampa 50 MW.
Distribuidoras
Otro punto que está siendo analizado en el período de consultas de la licitación es sobre la capacidad de los nodos en estado crítico. Cammesa estimó una determinada cantidad de potencia de las baterías por nodo. Varias distribuidoras están analizando que esas potencias son superiores a la capacidad que tienen las distribuidoras de cargar las baterías en el horario valle, es decir, en las horas donde hay menos demanda. La extensión del plazo de la licitación podría ayudar a que las distribuidoras puedan realizar los análisis técnicos en cada nodo.
Sin embargo, allegados a Cammesa señalaron que la capacidad limitada de estos nodos y la posible carga interrumpible de las baterías no es responsabilidad de los generadores ni de las distribuidoras. Y aclararon que la licitación es para sumar potencia en el SADI y no para resolver problemas capacidad en conexiones locales, ya que las baterías se conectarán a líneas de 132 kV, que –a su vez- están vinculadas a líneas locales con menor tensión.
Precios
La convocatoria para la provisión de bateríasserá por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes).
El gobierno espera una inversión total estimada en US$ 700 millones. El contrato contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 US$/MWh. A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según el mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/MWh.
Como está previsto que las baterías de almacenamiento de energía eléctrica se utilicen cada vez menos en el tiempo, en los 10 años que durará el contrato la compulsa fija un factor anual con una remuneración mayor durante los años 2026, 2027 y 2028, que va descendiendo hasta 2037.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3)
En un escenario global atravesado por la reconfiguración de los mercados y la aceleración tecnológica, la industria petroquímica enfrenta el desafío de consolidar su competitividad en un contexto donde la disponibilidad de recursos energéticos, la eficiencia productiva y la integración de cadenas de valor resultan determinantes. En este marco, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la cual reunirá a los principales referentes del sector para analizar los ejes que definirán el rumbo de la actividad en los próximos años.
La propuesta estará orientada a una mirada concreta sobre cómo capitalizar la oportunidad energética de la Argentina, avanzando en su transformación en industria y en el desarrollo de cadenas de valor. Esta edición tendrá además un carácter especial, ya que se realizará en el marco del 50° aniversario del IPA®, consolidando medio siglo de trabajo institucional orientado a la promoción, el análisis y el crecimiento de la industria petroquímica en la Argentina.
Nueva jornada
La Jornada tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien impulsará una agenda enfocada en fortalecer la competitividad industrial y en acelerar la transformación de los recursos energéticos en valor agregado para la cadena petroquímica. “El desafío es ir un paso más allá: no solo exportar gas, sino desarrollar una cadena de valor que transforme ese recurso en productos de mayor valor agregado, generando empleo, innovación y desarrollo. La Argentina cuenta con capacidades para consolidar ese camino, apalancada en su talento, creatividad y resiliencia”, señaló la Ing. Brizuela.
La Jornada tendrá la presidencia de Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina
El encuentro se presenta como un espacio de intercambio y construcción colectiva, donde convergen líderes empresariales, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y actores del sector público, con el objetivo de debatir cómo transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para la petroquímica argentina. En línea con la agenda estratégica del sector, esta edición pondrá el foco en la competitividad industrial y en la necesidad de convertir los recursos energéticos disponibles en desarrollo productivo, inversión y generación de valor agregado en la Argentina. La integración de la cadena de valor, la eficiencia operativa y las condiciones para el crecimiento de la petroquímica serán ejes centrales de la discusión.
El objetivo
“La industria petroquímica tiene por delante una oportunidad concreta de dar un salto cualitativo en su desarrollo. Pero para lograrlo, es fundamental avanzar en una agenda común que integre inversión, innovación y formación de capacidades”, enfatizó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, en línea con los consensos que vienen consolidándose en el sector.
Ejes principales de la jornada de la industria petroquímica
La competitividad de la industria petroquímica en el nuevo escenario global.
La disponibilidad de materias primas y el desarrollo del gas como base para la expansión industrial.
La transformación de los recursos energéticos en cadenas de valor petroquímicas.
La eficiencia operativa y la digitalización como impulsores de la rentabilidad industrial.
Las condiciones necesarias para fomentar inversión, infraestructura y desarrollo de mercado.
El rol del talento y la formación de nuevos perfiles profesionales para sostener el crecimiento del sector.
Asimismo, el encuentro incluirá paneles, entrevistas institucionales y espacios de diálogo con referentes del ámbito empresarial, académico y científico-tecnológico, promoviendo una mirada transversal sobre los desafíos y oportunidades del sector.
La Jornada Petroquímica del IPA® se ha consolidado como uno de los encuentros más relevantes de la industria en Argentina, constituyendo un espacio clave para el análisis estratégico, la generación de vínculos y la construcción de una agenda común para el desarrollo del sector.
«El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas», afirmó Arias.
Roberto Arias, ex secretario de Políticas Tributarias del Ministerio de Economía de la Nación entre diciembre de 2019 y julio de 2022 y director ejecutivo del Centro de Asuntos Fiscales, cuestionó el martes pasado en la red social X al ex gobernador de Córdoba y actual diputado nacional, Juan Schiaretti, por su decisión de no acompañar la reforma de la ley de Glaciares. “Me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto”, aseguró en diálogo con EconoJournal. “Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente”, agregó.
El economista, que también se desempeñó como Director de Fiscalización de la Dirección Provincial de Rentas de la Provincia de Buenos Aires entre 2002 y 2008, sostiene que cada provincia debe poder decidir sobre el uso de sus recursos y defiende la reforma de la Ley de Glaciares porque dice que ayudará a precisar qué glaciares y ambientes periglaciares quedan protegidos, otorgándole mayor seguridad jurídica a las empresas mineras que deben invertir. «La ley original fue promovida por un senador nacional NdR: Daniel Filmus) y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires (NdR: Miguel Bonasso), y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo», insistió.
–Usted señaló en un posteo reciente en la red social X que una buena ley es aquella que protege los recursos estratégicos, pero al mismo tiempo les brinda previsibilidad a las empresas para llevar adelante actividades productivas cuidando el medio ambiente y advirtió que la Ley de Glaciares de 2010 no cumplía con esos requisitos. ¿Por qué?
–Porque era impreciso el alcance del área protegida. Si bien el artículo 1 hace referencia a la protección de glaciares y ambientes periglaciares con una función hídrica relevante, esta última parte quedó sin tenerse en cuenta en la reglamentación y sobre todo en la creación del instrumento central de aplicación de esta ley, que es el inventario nacional de glaciares y ambientes periglaciares que hace el IANIGLA (NdR: Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), ya que en ningún momento evaluó las funciones hídricas de cada glaciar y ambiente periglaciar. Esta es la razón por la cual la ley terminó siendo muy imprecisa y generando inseguridad jurídica. Es bueno remarcar que estamos hablando de una ley que tiene 15 años de vigencia, no es una ley que se aprobó el año pasado y no hubo tiempo para aplicarla. Si en 15 años un instituto nacional, científico, que depende del Conicet y que nadie pone en duda, no tuvo la capacidad de hacer este relevamiento respecto a la función hídrica de cada glaciar y ambiente periglaciar, eso es algo que uno puede imaginar que nunca va a suceder.
–¿El riesgo para la empresa es que comience a desarrollar, por ejemplo, un proyecto de explotación de cobre en la alta cordillera y después algún particular diga que ahí hay un área periglaciar, haga un planteo ante el IANIGLA y este organismo le termine dando la razón?
–El IANIGLA documentó cerca de un 30% la reducción de superficie de glaciares y periglaciares en los últimos 15 años, proceso que está sucediendo en todo el planeta, pero, así como hay una desaparición de los glaciares, podría generarse un nuevo espejo –por algún fenómeno climático o de movimiento de agua o de lluvia local– que pueda ser considerado periglaciar. Además, el IANIGLA solo utilizó imágenes satelitales. No hay ningún trabajo de campo. Entonces, el día de mañana en un espacio que no es periglaciar, con un satélite mejor, alguien puede decir que sí tiene las medidas para ser considerado periglaciar y se lo incluye en el inventario cuando ya hay una actividad minera en ese lugar. También hay que advertir que no solo es un problema de precisión en los términos o de profundidad del estudio sino de cómo es el procedimiento administrativo por el cual una explotación minera alcanza determinado status que le da derechos y garantías. La ley original no tiene una lógica de lo que es un procedimiento administrativo para generar un derecho, que es lo que busca el código minero, la ley de inversiones mineras y toda la regulación de la actividad. Si yo tengo una concesión, la concesión implica un permiso de exploración y de explotación del recurso que tiene un periodo de tiempo y genera un derecho.
–¿Y por qué esta reforma soluciona el problema de la falta de reglas claras?
–Porque aclara que los glaciares y los periglaciares que están protegidos son los que cumplen una función hídrica y establece que es la provincia la que tiene la facultad para determinar si un glaciar o ambiente periglacial tiene o no esa función hídrica relevante. En el caso que determine que no la tenga, lo puede excluir del inventario nacional de glaciares.
–¿Para decidir eso las provincias van a realizar un relevamiento de campo?
–Claro, eso implica un relevamiento de campo. Se colocan boyas, se hace un estudio de la profundidad del hielo, se observa hacia dónde va el agua. Son estudios bastante precisos. Se han hecho algunos de esos estudios en glaciares de la Argentina. Lo ha hecho la provincia de San Juan. El IANIGLA no tiene los recursos ni ha hecho ningún estudio respecto a la función hídrica. Se ha manejado solo con relevamientos satelitales.
–Con esta reforma, la provincia minera que decida pedir la exclusión de un área periglaciar del registro del IANIGLA, ¿debe sí o sí realizar un trabajo de campo para relevar la función hídrica de ese glaciar o lo puede pedir sin hacer ningún estudio?
–Lo tiene que hacer realizando el estudio, pero acá lo relevante es que los costos y beneficios son de la provincia. Si hay un problema ambiental, los primeros afectados no van a ser las personas que viven en la Ciudad de Buenos Aires sino las que viven en la provincia minera. Ellos son los primeros que tienen que tener muy en cuenta qué impacto tiene cada proyecto minero, no solo en los glaciares, sino en el agua, la fauna, el aire y en todo. Obviamente la minería tiene un impacto ambiental como cualquier actividad humana y eso pesa a la hora de tomar la decisión, pero yo estoy convencido que esa decisión tiene que ser de la provincia, ya sea sobre un pozo petrolero, una producción agropecuaria o una industria.
–Las provincias ya venían teniendo casi todas las potestades para avanzar con la Declaración de Impacto Ambiental, excepto en lo que refiere a los glaciares.
–Exactamente, en la legislación argentina la Declaración de Impacto Ambiental es una facultad provincial. En algunos casos es una resolución ministerial y en otros casos las aprobaciones de los documentos de impacto ambiental las hace la legislatura. Hay procedimientos bastante establecidos que en general son buenos. Hay un ranking del Instituto Fraser, que rankea las jurisdicciones mineras de todo el mundo. En el caso de la Argentina rankea a las provincias porque hay situaciones muy diferentes entre cada una de ellas. Se evalúa la capacidad técnica de los organismos que regulan la minería, la claridad de las normas y se construye un índice de atractivo de inversión en minera. San Juan está por arriba de Chile. Catamarca está muy bien colocada. Salta y Jujuy están bastante bien. La Rioja, Chubut y Mendoza son provincias con más problemas a nivel de licencia social y están colocados por debajo, pero no veo que haya un problema ahí.
–Un temor que suele existir, y que se planteó cuando se discutió la ley original, es que las provincias pueden llegar a ser más permeables que el Estado Nacional frente a la capacidad de lobby de las grandes mineras.
–Claro, lo que pasa es que hay lobby de todos lados. También hay un lobby ambientalista. Capaz que el Estado Nacional es más permeable al lobby ambientalista. Lobby hay de todos, pero creo que la decisión se tiene que tomar lo más cerca posible de dónde se van a ver los costos y beneficios de esa decisión. La ley original fue promovida por un senador nacional y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires, y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo. Quedan bien con el espacio ambientalista, pero no pagan costos porque las inversiones no generan beneficios en la Ciudad de Buenos Aires sino en otras provincias.
–El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, les dijo a Axel Kicillof y a Jorge Macri que ellos se preocupen por el Riachuelo que las provincias cordilleranas se van a preocupar por sus recursos.
–La ganadería tiene un impacto ambiental enorme, así como también lo tiene la agricultura extensiva. Todas las actividades económicas tienen un impacto ambiental. A mí me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto. Creo que la bronca de Jalil vino por ese lado. Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente.
–Usted señaló también que está sobredimensionado el aporte de los glaciares al abastecimiento del agua dulce.
–No soy experto en el tema. Soy economista, pero escuché las audiencias y leí bastante, y no encontré argumentos que plantearan una afectación real concreta, no hubo exposiciones donde dijeran que el agua que se consume en determinada ciudad viene de tal glaciar o ambiente periglaciar. Lo que hubo fueron críticas genéricas del estilo “el agua no se toca”, “el agua vale más que el oro”, “se va a acabar el agua”, “nos vamos a morir porque no va a haber más agua”, etc. Del otro lado, en cambio, hubo muchos argumentos diciendo que la minería usa muy poca agua. En el caso de San Juan, que es una provincia que ya tiene varios emprendimientos mineros importantes, dejaron en claro que el 1% de toda el agua de la provincia la usa la minería cuando la agricultura usa más del 90%, y el resto es para consumo humano y de otras industrias.
–Otro argumento que se suele mencionar respecto del peligro de que decidan las provincias por sobre el Estado Nacional es que podrían competir entre ellas para ver quién le otorga más concesiones a una minera y terminar flexibilizando ciertos controles.
–En los proyectos mineros, la preeminencia es geológica. Una empresa no va a ir a una provincia en lugar de otra porque la regulación es distinta. Va a ir porque, desde el punto de vista geológico, es conveniente en términos de la cantidad de minerales que hay en ese lugar. Después, si una provincia tiene un esquema un poco más laxo o un poco menos laxo, es algo que hoy ya sucede y a mí no me parece mal. Hay provincias muy exigentes, como Chubut y Mendoza, que tienen prácticamente prohibida la actividad. Hay provincias menos exigentes o que, en lugar de aplicar una prohibición general, estudian caso por caso. No lo veo mal en un escenario donde los beneficios y los costos son para la población local. Una situación de contaminación puede tener consecuencias políticas gravísimas para un intendente o un gobernador, mientras que el presidente de la nación se entera por los diarios. Los gobiernos locales están absolutamente atentos, hay un seguimiento muy fuerte del impacto ambiental de los proyectos. Un hecho de contaminación también es muy grave para las empresas porque les afecta la reputación. Son empresas gigantescas que cotizan en bolsa y les afecta también la viabilidad del propio proyecto donde invierten cientos o miles de millones de dólares. Una provincia puede decidir no tener minería y está perfecto porque es una facultad que le da la constitución. Y si los habitantes de esa provincia realmente quieren minería, pero el gobierno no, cada cuatro años hay elecciones y cuando llegue el momento votarán a un gobernador que quiera la minería y se dará vuelta la cuestión. Sinceramente, creo que hay un mecanismo, que es nuestra democracia, para que la población local defina qué quiere hacer.
–¿Con esta reforma, el IANIGLA se queda sin poder de decisión real o sigue teniendo algún tipo de injerencia relevante?
–Es bastante equilibrada la situación, porque el IANIGLA se mantiene como el organismo rector, va a continuar realizando el inventario y tiene la obligación de actualizarlo periódicamente. La provincia, por su parte, puede retirar un glaciar, pero es una situación de altísima exposición porque al hacer eso va a tener que publicar los motivos por los cuales lo está sacando. Y obviamente lo va a tener que hacer sobre una base científica. A mí me parece que hay un buen equilibrio.
–El peronismo solía ser el partido que reivindicaba la necesidad de apuntalar la actividad productiva y generar empleo y en este caso puntual parece haber perdido esa bandera a manos del presidente Milei.
–El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas, lo que lo llevó a perder la representación de sectores muy amplios de la población. Esta agenda ambiental extrema y dogmática puede sumarle en algunos sectores pequeños de los grandes centros urbanos, pero en las provincias quieren que haya trabajo e inversiones, obviamente sin perjudicar el ambiente excesivamente. Hay una pérdida de identidad del peronismo que se dejó captar por ideas del ambientalismo que pertenecen a agendas que no son las de países como Argentina que está en una etapa de desarrollo todavía no tan avanzada como otros países.
La salida al mercado de YPF contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria.
YPFcolocó este jueves en su regreso al mercado de capitales doméstico una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON) con la que logró recoger US$122 millones, a una de las menores tasas de interés registradas por la compañía en este mercado. Lo tomado estuvo bastante por encima de la base de los US$70 millones con los que había salido inicialmente en el pliego de oferta difundido durante la semana.
La compañía logró colocar las Obligaciones Negociables Clase XLIII denominadas en dólares MEP por US$122 millones a un plazo de 4 años y una tasa de interés del 5,50%, por la cual recibió más de 6.000 ofertas por un monto total de US$203 millones. La última emisión de la compañía había sido en febrero, a un plazo de 34 meses y con una tasa del 6.50%, siendo ambas condiciones superadas por los resultados obtenidos en esta nueva emisión.
Esta operatoria es el primer testeo que tuvo la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.
La salida al mercado contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantizó una amplia llegada a inversores institucionales y minoristas. los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción local con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento.
Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá refinanciar deuda existente con una tasa de interés mayor a la obtenida en la nueva Obligación Negociable, extendiendo la vida promedio de la deuda.
Un contexto favorable
El mercado primario de Obligaciones Negociables en Argentina transitó hasta la fecha una actividad intensa. Gustavo Delbon, Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Alyc, reseñó a EconoJournal que «se colocaron 57 series por un volumen aproximado de US$4.500 millones, con el sector energético como protagonista absoluto».
Se trata de 13 emisiones que concentraron más de la mitad del total emitido -equivalente a u$s2.418 millones- representando menos de un cuarto de las series. La demanda institucional, tanto local como internacional, fue intensa en varias de esas colocaciones, lo que se tradujo en tasas de corte ajustadas y plazos que en algunos casos a 12 años.
De acuerdo a la reseña de RICSA Alyc, YPF se consolidó como el emisor corporativo de referencia del período. La compañía acumula tres series colocadas en lo que va del año por más de US$ 800 millones, con vencimientos escalonados a 37, 48 y 97 meses, y tasas que van del 5,5% al 8% TNA en dólares.
«Esa arquitectura de plazo de emisiones no es casual: refleja una estrategia deliberada de construcción de curva en moneda dura, con puntos de liquidez distribuidos a lo largo del tiempo que el mercado utiliza como referencia para valuar el resto del crédito corporativo argentino«, explicó Delbón, quien destacó que para la colocación de hoy, Clase XLIII el mercado esperaba una tasa de corte entre el 6% y el 6,5% TNA.
El haber alcanzado una tasa de 5,5% reflejó una muy buena colocación en un mercado que viene comprimiendo tasas y extendiendo duration, lo que ratificó que la operación se encontró condiciones propicias.
Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,10% anual.
La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.
Las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado en el crecimiento interanual de pagos digitales.
La consolidación de los pagos digitales en el país registró un nuevo hito de utilización masiva durante los cuatro días de Semana Santa, traccionado principalmente por la agilidad del sistema interoperable. Entre el jueves 2 y el domingo 5 de abril, el sistema financiero procesó un volumen de operaciones que confirmó el desplazamiento del efectivo como medio preferido de pago en situaciones de consumo cotidiano y turístico, en particular en estaciones de servicio y tiendas de conveniencia.
De acuerdo con el último reporte de COELSA, la compañía tecnológica que actúa como núcleo del sistema financiero, durante estos cuatro días se registraron 66.690.763 transferencias inmediatas. Esta cifra representa un incremento del 26% en comparación con el mismo período de 2025.
En términos de volumen de dinero, el movimiento resultó aún más importante con un monto total operado que alcanzó los $10,4 billones, lo que equivale a un crecimiento interanual del 340%, según se desprende de un informe de COELSA.
A pesar del crecimiento sostenido de las transferencias, la verdadera estrella del fin de semana fue el pago mediante código QR. Este método registró más de 10,4 millones de transacciones, marcando un ascenso del 72% respecto al año anterior. El informe destaca que el monto total operado bajo esta modalidad subió un 131%, mientras que el ticket promedio creció un 34%.
Este comportamiento evidencia que el QR ya no se limita a compras menores, sino que se integró definitivamente en consumos de toda envergadura. Al respecto, el informe señala que estos números hablan de “una mayor confianza y expansión en su uso diario” por parte de los usuarios.
Estaciones de servicio y turismo: los sectores clave
La movilidad propia de la festividad religiosa impactó de lleno en sectores estratégicos. Si bien los supermercados, panaderías y restaurantes mantuvieron una actividad alta, las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado al registrar un 85% más de operaciones que en 2025.
Este fenómeno estuvo directamente relacionado con la dinámica del turismo interno. El reporte identifica focos geográficos de alta densidad transaccional en la Ciudad de Buenos Aires, Mar del Plata, Córdoba y Salta.
Los resultados obtenidos entre el 2 y el 5 de abril confirman que la infraestructura digital del país soporta una demanda cada vez más exigente y masiva. Desde la entidad procesadora subrayan que los datos “muestran la creciente adopción de las soluciones en tiempo real” y validan la tendencia de que cada vez más argentinos prefieren medios electrónicos para gestionar su dinero.
Como infraestructura tecnológica que sostiene este avance, la red conecta a todos los actores del sistema para asegurar que la experiencia sea “segura, rápida y disponible en todo momento”, permitiendo que la evolución de los pagos digitales no encuentre techos cercanos en el mercado local.
La Cámara de Diputados sancionó la reforma de la Ley de Glaciares con 137 votos a favor.
Tras una sesión maratónica que concluyó en las primeras horas de este jueves, la Cámara de Diputados de la Nación sancionó la reforma de la Ley de Glaciares. La votación reafirmó una polarización absoluta en la esfera pública: mientras el Gobierno nacional y las principales cámaras mineras celebran el fin de lo que consideran un «bloqueo ideológico» a las inversiones, el arco ambientalista activó un dispositivo de rechazo que promete trasladar la disputa a los tribunales.
La ley de reforma del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial cerró un debate que se extendió por casi 12 horas en Diputados, donde el oficialismo logró la sanción definitiva con 137 votos afirmativos, 111 negativos y 3 abstenciones. El apoyo de los gobernadores de las provincias cordilleranas como San Juan, Catamarca y Salta resultó decisivo para alcanzar la mayoría.
Organizaciones como Greenpeace, FARN y la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas lanzaron tras la votación una convocatoria para una demanda colectiva. El objetivo es frenar la aplicación de la norma en los tribunales, argumentando que el proceso legislativo ignoró la participación ciudadana y vulnera el principio de no regresión ambiental.
Aunque la sesión terminó en la madrugada, se mantuvieron focos de protesta y vigilias en las inmediaciones del Congreso y en ciudades como Mendoza. La tensión escaló durante las últimas horas del debate debido al fuerte operativo de seguridad y las detenciones de activistas registradas previamente.
El Gobierno celebró la aprobación
La Oficina del Presidente calificó la sanción como un hito para el desarrollo soberano, afirmando que «esta reforma histórica aclara con precisión científica que se debe continuar protegiendo los glaciares (…) permitiendo, en función de evaluaciones técnico-científicas provinciales, la explotación de los minerales en los terrenos que estaban mal catalogados». Según el comunicado, «la redacción anterior era confusa y generaba interpretaciones absurdas que prohibían actividades mineras en general, incluso donde no había nada que proteger», lo que colisionaba con el derecho de las provincias al dominio de sus recursos.
Desde el Ejecutivo se envió un mensaje tajante contra el activismo ambiental, asegurando que «los intentos de interferencia de organizaciones extranjeras fracasaron y los ecologistas empecinados en impedir el progreso de la República Argentina volvieron a perder». El texto oficial concluye que, «con esta medida, el país recupera un verdadero federalismo ambiental y una política inteligente y soberana para la explotación de sus recursos«, dejando atrás lo que consideran distorsiones ideológicas que impedían el crecimiento económico.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) recibió la noticia como un paso fundamental hacia la reactivación industrial, señalando que la actualización normativa «permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, y clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares». Para la entidad nacional, esta decisión es de gran relevancia para la Argentina ya que logra «despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos».
Asimismo, la cámara empresarial hizo hincapié en el impacto económico de la reforma, definiéndola como un avance indispensable para «incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad y atraer inversiones de largo plazo». Según expresaron, la medida no solo beneficia a las operadoras, sino que «impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros» en el marco de una transición hacia una matriz económica más diversificada.
La Cámara Minera de San Juan (CMSJ) enfatizó «era necesario este cambio para la seguridad jurídica regional y haber avanzado en la remoción de ambigüedades que generaban incertidumbre en su aplicación». La CMSJ resaltó el trabajo conjunto entre jurisdicciones, afirmando que «la actualización de la ley es resultado de este proceso de articulación entre los gobiernos, fue un ejemplo de federalismo concertado que contó, además, con el aporte de diversos actores».
La entidad provincial insistió en que la minería responsable requiere reglas claras y que esta modificación garantiza las condiciones adecuadas para la inversión. En ese sentido, reafirmaron que «la minería constituye una actividad productiva capaz de convivir armónicamente con otras actividades económicas, aportando inversión, empleo y desarrollo para las comunidades», siempre bajo la premisa de que la protección ambiental se realice bajo «criterios técnicos y la generación de oportunidades de crecimiento para San Juan y el país».
La oposición endureció el debate
El arco opositor, encabezado por referentes de Unión por la Patria, cuestionó el costo institucionl de la medida. El santafesino Germán Martínez, presidente del bloque UxP expresó: «Vinimos a manifestarnos a favor de la progresividad en la normativa ambiental y de un enfoque ecosistémico. No cedamos ante falsas antinomias. Ningún espacio político hizo más que el peronismo para que el desarrollo productivo vaya de la mano de la protección ambiental».
La diputada cordobesa Natalia de la Sota del Bloque Federal, reafirmó en declaraciones periodísticas su posición contra el argumento del «federalismo minero» y en ese sentido expresó: «Lo que vamos a vivir con esta ley es que se van a generar conflictos y habrá un daño ambiental en las provincias. Los que plantean el federalismo abandonaron a los docentes, la obra pública y eliminaron los subsidios al transporte. No puede haber intereses sectoriales por delante».
Para la diputada bonaerense Julia Strada (UxP) «fueron 137 diputados a favor de la desprotección de nuestros glaciares, con consecuencias irreversibles sobre nuestro territorio nacional, suelo y cuencas hídricas. El complemento del RIGI es doble: ley de glaciares ya aprobada y ley de tierras que ingresa por el Senado. El modelo económico de este gobierno necesita flexibilización ambiental y legisladores al servicio de esta entrega».
Pero sin dudas, el cuestionamiento más crítico estuvo a cargo de diputado Juan Grabois. Al referirse al impacto sobre las reservas hídricas, el dirigente social aseveró que «es una ley envenenada, porque mienten cuando dicen que la minería en glaciares no envenena, van a envenenar el agua. Esta ley es equivalente a poner a Yiya Murano en el tanque de agua de tu casa. Le van a poner cianuro a los pibes y a las pibas».
Al reafirmar su abierta oposición al nuevo texto de la ley, Greenpeace y otras ONGs denunciaron que la reforma se dio tras un proceso «viciado y a espaldas a la sociedad, que ha ignorado a miles de personas que exigieron proteger el agua». Las organizaciones advirtieron que «esta decisión legislativa pone en riesgo el acceso al agua y por lo tanto la vida de millones de argentinos y argentinas y los ecosistemas que dependen de los glaciares y el ambiente periglacial», calificando la jornada como un retroceso inaceptable.
Ante la sanción, las entidades lanzaron una contraofensiva legal inmediata, convocando a la ciudadanía a «sumarse a una demanda colectiva para frenar este retroceso». Según señalaron sus referentes, la batalla ahora se traslada al ámbito judicial: «Hoy la respuesta está en manos de todas las personas: la ciudadanía será la protagonista de la lucha por recuperar la ley. Si no quisieron escuchar en el Congreso, van a escuchar en la Justicia», sentenciaron en su comunicado conjunto.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el crecimiento exponencial de La Angostura Sur, un área en Vaca Muerta que se posicionó rápidamente entre los activos más valiosos del sector no convencional. En menos de un año y medio, el bloque pasó de producir 2.000 a 47.000 barriles diarios de petróleo, un salto que la compañía atribuyó a una profunda transformación en sus procesos operativos y tecnológicos.
Este desarrollo permitió que el bloque, operado íntegramente por YPF, escalara posiciones hasta convertirse en el quinto activo más productivo de la formación. «Logramos multiplicar por 20 la producción de un bloque shale en un plazo que no tiene antecedentes en la industria local«, afirmó el Marín a través de una de sus redes sociales.
Marín explicó que la clave de este hito residió en un giro estratégico hacia la eficiencia digital y estructural. «Este salto fue posible porque cambiamos la forma de operar. Pasamos a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde nuestro centro RTIC, que nos permitió optimizar cada pozo de forma sustentable», detalló el CEO.
El bloque ya se perfilaba desde fines del año pasado como una pieza fundamental para la caja de la compañía. Las proyecciones técnicas indicaban que, al alcanzar un flujo de producción estabilizado, La Angostura Sur tendría la capacidad de generar ingresos cercanos a los US$500 millones anuales, consolidándose como un motor de rentabilidad para los planes de desarrollo de la firma.
Ubicada en una posición geográfica estratégica, el área comparte características geológicas con otros campos de alto rendimiento. Sin embargo, su velocidad de desarrollo marcó un diferencial respecto a otros proyectos maduros de la cuenca, fundamentado en una infraestructura que permite añadir módulos de producción de manera ágil.
El quinto mayor bloque de la Argentina en Vaca Muerta
Marín atribuyó la performance de La Angostura Sur a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real.
Según el último relevamiento de la consultora Economía y Energía, La Angostura Sur consolidó su lugar en el «top five» de los bloques productores de shale oil en la Argentina, superando en ritmo de crecimiento interanual a otros desarrollos consolidados de la región.
En la comparativa general, La Angostura Sur solo es superada en volumen por gigantes como Loma Campana (96,9 kbbl/d), La Amarga Chica (81,2 kbbl/d), Bajada del Palo (68,4 kbbl/d) y Bandurria Sur (64,3 kbbl/d). De este modo, YPF opera cuatro de los cinco yacimientos más importantes del país, fortaleciendo su dominio en el segmento no convencional.
La expansión del bloque no solo impacta en las métricas de extracción de YPF, sino que también tracciona el incremento total del shale oil, que en febrero de 2026 alcanzó los 591 kbbl/d. El aporte de La Angostura Sur fue decisivo para sostener la curva ascendente de la producción nacional, que sumó casi 148.000 barriles diarios de capacidad interanual.
Hacia fines del año pasado La Angostura Sur ya develaba un crecimiento vertiginoso en la producción, y en los pimeros doce meses de desarrollo el volumen de extracción se multiplicó por un factor de 17, al pasar de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles en octubre último. Hasta el momento, la compañía desarrolló poco más del 15% de los 350 pozos de inventario.
Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo porque se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril, había adelantado por entonces la compañía a sus accionistas.
Convalidada la calidad de reservorio a partir de los pozos perforados que exhibieron niveles de productividad prometedores, la empresa estimó una recuperación final de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Esta cifra de recuperación incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.
El impacto financiero de este desempeño es igualmente contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur es un campo capaz de generar un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reconfirmando la capacidad de Vaca Muerta para recrear proyectos de alta rentabilidad.
La modificación a la Ley de Glaciares obtuvo 137 votos a favor, 111 en contra, 3abstenciones, 5 ausentes y un legislador que no votó.
El proyecto de modificación a la Ley de Glaciares fue aprobado por un amplio margen durante la madrugada de este jueves en la Cámara de Diputados. La modificación a la ley 26.639, que ya tenía el visto bueno en el Senado, logró la sanción definitiva en la cámara baja con 137 votos a favor, 111 en contra, tres abstenciones, cinco ausentes y un legislador que no votó. En las provincias mineras el proyecto fue apoyado mayoritariamente.
La sesión en la cámara baja duró casi 12 horas, ya que comenzó el miércoles a las 15 y concluyó el jueves las 2:37. El proyecto fue impulsado por el gobierno de Javier Milei. El bloque oficialista de La Libertad Avanza (LLA) aportó 94 votos positivos (ausente Rocío Bonacci) para apoyar las reformas a la Ley de Glaciares.
La iniciativa también obtuvo el apoyo de los bloques aliados como el PRO con 11 votos a favor (ausente Alejandro Finocchiaro); 8 de Innovación Federal (impulsado por gobernadores de Salta, Misiones y San Luis); 6 de la UCR; 3 de Alijo Catamarca (liderados por el gobernador Raúl Jalil); 6 de Provincias Unidas; y 3 del bloque de Tucumán Independencia.
También votaron a favor de la modificación a la Ley de Glaciares los legisladores de San Juan Cristian Andino y Jorge Chica de Unión Por la Patria y Carlos Quiroga y Nancy Martínez de Producción y Trabajo. Se sumaron con el voto positivo Nicolás Massot (Encuentro Federal); Karina Bonfi (Adelante Buenos Aires); José Luis Garrido (Por Santa Cruz).
Los bloques que votaron en contra de la reforma fueron 90 diputados de Unión por la Patria; 11 de Provincias Unidas; la Coalición Cívica y la izquierda. También se opusieron Miguel Angel Pichetto de Encuentro Federal, Marcela Pagano de Coherencia, Natalia de la Sota de Defendamos Córdoba y Jorge Fernández de Primero San Luis. Las abstenciones fueron de los diputados Oscar Zago y Eduardo Falcone del MID y de Karina Maureira de La Neuquinidad.
El voto en las provincias mineras
La provincia de San Juan, una de las jurisdicciones mineras más interesadas en las modificaciones a la normativa porque tiene en carpeta proyectos de cobre, aportó el voto de seis diputados de los bloques Unión por la Patria, LLA y Producción y Trabajo. Catamarca tuvo 4 positivos de Elijo Catamarca y LLA y un voto negativo de Unión por la Patria.
Además, Salta logró el apoyo de todos los legisladores (LLA e Innovación Federal), Jujuy tuvo 3 positivos de LLA y uno de Provincias Unidas y dos negativos de Unión por la Patria. Mendoza contó con el apoyo de 5 votos de LLA y 2 de la UCR y el rechazo de Unión por la Patria y Provincias Unidas con un voto cada uno.
Los legisladores de la provincia de Santa Cruz se repartieron en 2 positivos (LLa y Por Santa Cruz) y 3 negativos de Unión por la Patria. Chubut aportó 3 votos positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos de Unión por la Patria. Neuquén y Río Negro tuvieron votaciones similares con 3 positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos del peronismo. En tanto, La Rioja y San Luis tuvieron 4 positivos de LLA y 4 negativos; La Pampa 3 positivos (LLA y PRO) y 2 negativos.
La modificación a la Ley de Glaciares introduce cambios que modifican la protección ambiental y habilita la actividad minera.
La Cámara de Diputados aprobó este jueves la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma aprobada en 2010. La sanción introduce cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.
El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma de 2010 refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.
Además, la norma aprobada este jueves modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.
La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.
Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre.
Del otro lado hubo cuestionamientos de los bloques opositores y de sectores ambientalistas, que critican la posibilidad de que se habilite la actividad minera en estas zonas porque, según señalan, podría afectar a las reservas de agua dulce.
El articulado de la reforma a la Ley de glaciares
En el artículo 1 la norma sancionada apela al apartado 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales pertenece a las provincias. Este punto es cuestionado por los críticos a la reforma ya que afirman que la ley es de presupuestos mínimos que establece un piso básico uniforme de protección ambiental.
Otro argumento de los que cuestionan este aspecto es que podría darse el caso en que un proyecto minero tenga el visto bueno ambiental otorgado por una provincia, pero que afecte recursos hídricos en dos provincias al mismo tiempo.
De todos modos, en el artículo 5 de la modificación a la Ley de Glaciares finalmente aprobado establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) 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 norma.
La nueva norma establece en el artículo 3 que la consulta al inventario de glaciares del IANIGLIA es obligatoria, pero no genera prohibiciones automáticas en materia ambiental y de utilización de los recursos naturales para las provincias.
El apartado 3 bis fija el principio precautorio de la ley, una presunción de protección para los glaciares y periglaciares contemplados en el inventario, hasta que cada provincia verifique la inexistencia de las funciones hídricas. Si esto se constata, esta zona deja de estar a la alcance de la protección de la ley.
Protección de glaciares y del ambiente periglacial
Si bien se mantiene la protección de los glaciares y del ambiente periglacial como reservas estratégicas de recursos hídricos y como bienes de carácter público, el nuevo texto enumera aspectos concretos de las funciones ambientales: (i) provisión de agua para consumo humano, (ii) recarga de cuencas hidrográficas, (iii) apoyo a actividades productivas esenciales, (iv) protección de la biodiversidad, (v) fuente de información científica y (vi) atractivo turístico.
En el mismo apartado, el texto afirma que la protección de los glaciares y del ambiente periglacial “deberá interpretarse de un modo compatible con el artículo 41 de la Constitución Nacional, que dispone la utilización racional de los recursos naturales existentes en las provincias (…) de un modo que atienda a las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.
Este aspecto también fue criticado por sectores ambientalistas y por la oposición que votó en contra en Diputados. En este sentido, el legislador Martín Lousteau -que votó en contra- cuestionó al proyecto porque “si nos equivocarnos en este tema podemos afectar el futuro de siete millones de habitantes y de las generaciones venideras. Si habilitamos actividades mineras que afectan cuencas y esas cuencas sirven para que vivan millones de compatriotas vamos a tener impactos sociales, económicos, políticos irreversibles”.
Lousteau remarcó también que “no tenemos magnitud de los costos que tendríamos si nos equivocamos con esta ley porque no hay un solo estudio riguroso sobre los riesgos de esto. No sabemos cuáles son los costos y sin embargo tenemos que tomar una decisión”.
En el artículo 6 de actividades prohibidas, el nuevo texto mantiene la prohibición de actividades que liberen contaminantes, la construcción de infraestructura no esencial y la instalación de industrias. La novedad es que en este aspecto el proyecto pone en relieve la evaluación de impacto ambiental como instancia técnica previa para determinar en concreto si una actividad productiva genera efectos contra el ambiente.
El artículo 8 explicita que “la autoridad competente de la jurisdicción respectiva tendrá a su cargo determinar, mediante la correspondiente evaluación de impacto ambiental, qué actividades proyectadas implican una alteración relevante y, como consecuencia, no pueden ser autorizadas”.
Irán se comprometió a permitir el paso por el estrecho de Ormúz, dando comienzo a negociaciones de paz con EE.UU. desde el viernes con mediación de Pakistán.
El precio del barril Brent, de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, registró una fuerte caída tras el anuncio de los Estados Unidos e Irán de un alto al fuego por dos semanas y comienzo de negociaciones de paz a partir del viernes.
Una clave que destrabó el cese al fuego fue el compromiso de Irán de habilitar el paso por el estrecho de Ormuz, un punto exigido por el presidente Donald Trump. Las conversaciones girarán en torno a un supuesto plan de paz con diez puntos redactado por Irán y que el propio Trump evaluó como “una base viable sobre la cual negociar”.
Sin embargo, el sostenimiento del cese al fuego es endeble en la medida que Irán quiere que se aplique también en el Líbano, en donde Israel continuó atacando en las últimas horas.
Desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente, el precio del Brent prácticamente se duplicó, saltando de una zona entre US$ 55 y US$ 60 por barril a tocar cotizaciones cercanas a los US$ 120 por barril. Tras el anuncio del martes por la noche, el Brent cae este miércoles de US$ 110 a un mínimo diario de US$ 90 por barril, un retroceso de casi 17%.
De todas formas, el precio del Brent sigue siendo significativamente alto en comparación con los precios anteriores al conflicto, lo que evidencia las dudas y tensiones que subyacen en el alto al fuego entre Washington y Teherán.
El primer ministro de Pakistán, Shehbaz Sharif, quien ha estado mediando en las negociaciones, declaró a primera hora del miércoles que el alto el fuego entraba en vigor de inmediato. Representantes de EE.UU. e Irán se encontrarán el viernes en la capital pakistaní de Islamabad para iniciar conversaciones formales, luego de semanas de intercambios informales a través de terceros países.
A continuación, las claves del cese al fuego en la guerra en Medio Oriente y las negociaciones que comienzan el viernes.
1. Cómo se alcanzó el alto al fuego
Pakistán, Turquía y Egipto llevan semanas oficiando como mediadores para encontrar un acuerdo de paz o al menos un alto al fuego. Las negociaciones se aceleraron en la última semana tras el ultimátum de Trump a Irán para que libere el tránsito por Ormuz antes de la noche del martes o enfrentar un bombardeo masivo contra infraestructura civil iraní.
La respuesta iraní fue la divulgación a través de la prensa oficialista de un supuesto plan de paz de diez puntos, cuya existencia el presidente estadounidense validó y consideró el lunes como “un paso significativo”, aunque aclaró que “no es suficiente”.
Finalmente, en la noche del martes se acordó un cese al fuego y comienzo de negociaciones formales, presuntamente sobre la base del plan iraní. “Sé cuáles son los puntos. Y muchos de ellos son muy buenos. No puedo hablar de ello… pero todos son buenos puntos”, declaró Trump en las últimas horas al medio Sky News.
Sin embargo, en las horas siguientes al anuncio se continuaron registrando ataques desde Irán e Israel. Según el primer ministro de Pakistán, el alto el fuego también entrará en vigor en Líbano, donde Israel ha estado combatiendo al grupo armado Hezbolá, respaldado por Irán.
El presidente estadounidense afirmó anoche haber accedido a «suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas» si Teherán acepta reabrir el estrecho de Ormuz. Trump declaró que aceptó un alto el fuego provisional porque «ya hemos cumplido y superado todos los objetivos militares».
En principio, Irán ha accedido a permitir el paso de buques por el estrecho de Ormuz durante dos semanas, con el tránsito coordinado por el ejército iraní.
El plan de diez puntos difundo por la prensa oficialista iraní incluye el cese total de las hostilidades en Irán, Irak, Líbano y Yemen, el pleno compromiso de levantar las sanciones contra Irán, la liberación de los fondos y los activos iraníes congelados en poder de EE.UU., y el pago íntegro de una indemnización a Irán por los costes de reconstrucción, entre otros puntos. Asimismo, se afirma que Irán se compromete plenamente a no intentar obtener armas nucleares.
2. Qué ocurrirá con el estrecho de Ormuz
Un punto central en las negociaciones que comienzan el viernes será el futuro del estrecho de Ormuz. Irán demostró capacidades operativas para afectar el tránsito, incluso tras varias semanas bajo el asedio militar estadounidense e israelí. El plan de diez puntos de Irán incluiría que mantendrá el control del tránsito por el estrecho.
La Guardia Revolucionaria Islámica también comenzó en las últimas semanas a monetizar informalmente el paso por el estrecho, con el cobro de peajes millonarios. El cobro de peajes es rechazado de plano por EE.UU., las naciones árabes en el Golfo Pérsico y por la comunidad internacional en general porque sienta un precedente que viola leyes marítimas internacionales.
De hecho, el Consejo de Seguridad de la ONU trató una resolución impulsada por Oman en contra del bloqueo iraní. El texto original invocaba el capítulo 7, que habilita el uso de fuerza para destrabar el bloqueo, algo que fue desechado en el texto final. De todas formas, la resolución fue vetada por China y Rusia en la votación del lunes.
La postura iraní de momento es continuar cobrando un peaje. El portavoz de la Unión de Exportadores de Petróleo, Gas y Productos Petroquímicos de Irán, Hamid Hosseini, declaró este miércoles al Financial Times que Irán quiere cobrar peajes a todos los buques cisterna que pasarán por el puerto e inspeccionar cada barco individualmente.
“Irán necesita controlar lo que entra y sale del estrecho para asegurarse de que estas dos semanas no se utilicen para el tráfico de armas”, declaró Hosseini, cuya asociación industrial colabora estrechamente con el Estado persa. “Todo puede pasar, pero el procedimiento requiere tiempo para cada embarcación, e Irán no tiene prisa”, añadió.
3. Líbano, factor crucial para el sostenimiento del alto al fuego
Un factor que puede descarrilar el cese al fuego y las negociaciones es la continuidad de los ataques de Israel en el Líbano, que apuntan principalmente contra el grupo Hezbolá, respaldado por Irán. Israel afirmó que el acuerdo entre Irán y EE.UU. no aplica a la guerra que mantiene con el grupo militante en el Líbano, a pesar de que Pakistán aseguró lo contrario.
El primer ministro de Israel, Benjamín Netanyahu, declaró horas después del anuncio del cese al fuego que el mismo no abarca al Líbano. “Israel apoya la decisión del presidente Trump de suspender los ataques contra Irán durante dos semanas, con la condición de que Irán abra inmediatamente el estrecho y cese todos los ataques contra Estados Unidos, Israel y los países de la región”, dijo mediante un comunicado. Añadió que el alto el fuego “no incluye al Líbano”, donde Israel mantiene tropas terrestres.
Israel ejecutó en la tarde de este miércoles en el Líbano un extenso ataque contra varias zonas comerciales y residenciales del centro de Beirut. El ejército israelí lo calificó como el mayor ataque coordinado de la guerra actual, alcanzando más de 100 objetivos de Hezbolá en 10 minutos en Beirut, el sur del Líbano y el valle oriental de Bekaa.
Este miércoles Irán interrumpió el tráfico de petroleros a través de Ormuz tras el ataque israelí, según informó la agencia de noticias semioficial Fars. Según la agencia solo dos petroleros habían cruzado el estrecho desde que entró en vigor el alto el fuego.
El encuentro ratificó que el mercado brasileño es una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero a precio competitivo.
La integración energética entre la Argentina y Brasil depende de la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer un precio competitivo y garantizar seguridad jurídica en los contratos de exportación a largo plazo. Durante un conversatorio previo al CAMBRAS Business Day 2026, evento previsto para el próximo 2 de junio, referentes del sector público y privado coincidieron en que, si bien la abundancia geológica de la cuenca neuquina es indiscutible, el éxito del intercambio requiere armonizar las regulaciones regionales y optimizar la infraestructura de transporte.
El debate se desarrolló este martes bajo la premisa «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía», realizado en las oficinas del estudio de abogados O’Farrell en la Ciudad de Buenos Aires, y reunió a los actores de la integración bilateral. El panel lo integraron: Igor Goulart Teixeira (Embajada de Brasil), Fernando Montera (IBP), Marisa Basualdo (TotalEnergies), Rodrigo Senne (Âmbar Energia) y Agustín Siboldi (O’Farrell), con la moderación de Gabriela Aguilar (IAPG).
Para Goulart Teixeira, diplomático de la embajada brasileña en Argentina encargado de los sectores de energía, minería y agricultura, «Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo. En ese escenario, Bolivia tiene el desafio de mantener la productividad de sus yacimientos y la Argentina como tercera punta de este triángulo está lista para convertirse en una potencia del gas de Cono Sur y en exportador en firme para Brasil».
Para el funcionario la relación avanza a partir del trabajo de los equipos técnicos conformados tras el MOU bilateral 2024 para definir las mejores condiciones para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, que aseguró está próximo a dar sus primeras conclusiones. Pero a partir de entonces identificó distintos desafíos, de los cuales «el primero va a ser de naturaleza regulatoria, porque Brasil, Bolivia y la Argentina tienen su modelo, y para una integración gasífera profunda se requiere armonizar regulaciones«.
«Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo», aseguró Goulart Teixeira.
«Otro tema importante para el balance de oferta y demanda es la cuestión de precios, y apenas estén las condiciones de mercado la tendencia es que el precio baje«, señaló el funcionario. Al respecto aseguró que «hoy está presente la necesidad de bajar los costos en las tres puntas, y así la demanda de Brasil va a ser más grande si el precio es competitivo«.
El tercer desafío que identificó es el de la infraestuctura. «Bolivia tiene el GasBol que ya presenta cierta capacidad ociosa, pero Argentina avanza con TGS con un exitoso open season de la ampliación del Perito Moreno algo que es es bueno para el sistema local, y, en consecuencia, también es bueno para la integración».
Por su parte, Montera que se desempeña como gerente de Regulaciones de Distribución y Transporte del Instituto de Petróleo de Brasil (IBP), consideró que «para la integración energética es fundamental la flexibilidad, tanto para Argentina en lo que respecta al mercado de consumo como para Brasil en cuanto a la garantía de un mayor número de proveedores. Cuantos más proveedores, mayor flexibilidad para el desarrollo del mercado del gas en el país«.
«Por parte de Brasil es importante recalcar que tenemos varios segmentos de consumidores, algunos de los cuales ya garantizan una demanda firme. Existe potencial para el desarrollo de nueva demanda, pero esto requiere una señal de precios muy específica para su crecimiento«, explicó el funcionario del IBP.
Marisa Basualdo (TotalEnergies) y Gabriela Aguilar (IAPG).
Montera detalló que la reserva de capacidad en su país busca dar previsibilidad al sistema eléctrico brasileño ante la intermitencia de las fuentes renovables. Para el directivo, la Argentina debe leer este proceso no solo como una licitación técnica, sino como la plataforma comercial donde el gas de Vaca Muerta tiene que demostrar que puede competir con el GNL importado en términos de firmeza y costo.
Desafíos y visión de la integración energética
En la charla, Marisa Basualdo, Business Legal & Compliance Manager de TotalEnergies, aportó la mirada desde la producción y la inversión necesaria en el upstream. La ejecutiva remarcó que «para que las compañías asuman el compromiso de proveer gas en firme a Brasil, necesitan un ecosistema legal que proteja las inversiones de largo plazo y garantice el libre flujo de divisas».
Basualdo explicó que la competitividad del precio argentino también depende de la carga impositiva y de la estabilidad de las reglas de juego. Según su análisis, «el potencial geológico de la cuenca neuquina es indiscutible, pero la arquitectura de los contratos internacionales debe ser lo suficientemente robusta como para que las empresas puedan ofrecer precios atractivos sin poner en riesgo su rentabilidad».
Desde la comercialización en el mercado de destino, Rodrigo Senne, de Business Development en Âmbar Energia, participó de forma virtual para describir el apetito del sector privado brasileño. Senne advirtió que «la industria brasileña compara constantemente el costo del gas boliviano, el GNL y la oferta potencial de la Argentina antes de cerrar acuerdos de suministro».
El encuentro se tituló «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía».
El directivo de Âmbar subrayó que la logística de transporte es el gran componente que puede encarecer el valor final del recurso de Vaca Muerta. Para Senne, «Optimizar las rutas de exportación -ya sea por la reversión del Gasoducto Norte o por el cruce en Uruguayana- es vital para que el gas llegue a Brasil con un valor que lo haga irresistible frente a otras alternativas».
Agustín Siboldi, socio de O’Farrell y anfitrión de la jornada, se enfocó en los cuellos de botella regulatorios que la Argentina debe resolver con urgencia. El abogado destacó que «la normativa de transporte debe ser ágil y transparente: «La normativa de transporte debe ser ágil y transparente, permitiendo que los cargadores privados operen con libertad y previsibilidad en los ductos que conectan ambos países».
Siboldi también puntualizó que la integración energética requiere una voluntad política que trascienda los gobiernos de turno. Para el especialista, la confiabilidad es la clave del precio: «Si la Argentina logra proyectarse como un socio confiable que respeta los contratos de exportación incluso en invierno, la prima de riesgo bajará y el precio del gas será naturalmente más competitivo para el comprador brasileño».
Gabriela Aguilar, directora del IAPG y moderadora de la jornada, sintetizó que este diálogo técnico es el primer paso para una integración real. Aguilar destacó que «la Argentina tiene la geología de su lado, pero debe trabajar arduamente en la economía y la logística para cumplir con las exigencias de un mercado brasileño que es altamente competitivo».
La jornada concluyó con la reseña de que el mercado brasileño ofrece una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero bajo la advertencia de que la apertura será para quien ofrezca el menor costo. El conversatorio de CAMBRAS dejó planteada una hoja de ruta para la Argentina y la necesidad de consolidarse como un exportador que Brasil elija por precio y seguridad de suministro.
Parte de la colocación de la nueva ON se destinará al capex de la petrolera en Vaca Muerta.
YPFanunció este martes su regreso al mercado de capitales doméstico con el lanzamiento de una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON). La operación busca captar inicialmente US$70 millones, aunque el pliego contempla la posibilidad de ampliar esta cifra hasta el monto máximo disponible según la respuesta de los inversores.
Esta operatoria será el primer testeo que tendrá la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.
El cronograma de la emisión comenzó a las 10 del martes con el anuncio oficial a la plaza financiera. El período de difusión continuará en la jornada de hoy, mientras que la licitación formal tendrá lugar el jueves hasta las 16. Esta salida al mercado cuenta con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantiza una amplia llegada tanto a inversores institucionales como minoristas.
En cuanto a las especificaciones técnicas, los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción se realizará localmente con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento. Si bien la tasa final surgirá del corte de la licitación según el precio de mercado, los analistas proyectan un cupón que rondará el 6%, un nivel competitivo para el actual perfil de riesgo corporativo de la petrolera.
YPF: ¿Qué destino tendrán los fondos?
Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá la gestión de deuda, mejorando el perfil de vencimientos y garantizando la liquidez para afrontar compromisos sin comprometer la caja operativa.
Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una exitosa ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,25% anual. La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.
Aquella emisión de principios de año fue interpretada por el mercado como una señal de confianza hacia el plan estratégico de la compañía, logrando atraer a fondos de inversión globales en un momento de reconfiguración de la curva de rendimientos. Los recursos de esa ampliación fueron asignados prioritariamente a la infraestructura de transporte de hidrocarburos.
Durante febrero, YPF concretó otra salida al mercado local que le permitió recolectar u$s 131 millones. En esa ocasión, la licitación se estructuró para absorber el excedente de divisas en la plaza doméstica, ofreciendo una tasa cercana al 7%. El instrumento, también en dólares, sirvió como un puente de liquidez en un mes caracterizado por una alta volatilidad y demandas estacionales de divisas del sector corporativo.
El objetivo de la colocación de febrero -se explicó por entonces en el mercado- fue despejar el horizonte de compromisos inmediatos, financiando el pago de las ON Clase XXV que vencían en dicho periodo. De esta manera, YPF mantiene una presencia constante en el mercado financiero en el arranque de 2026, alternando entre la captación de grandes volúmenes en el exterior y el aprovechamiento de la liquidez local, una estrategia de diversificación que le otorga la flexibilidad.
La modificación a la Ley de Glaciares se trata este miércoles a partir de las 15 en el recinto de la Cámara de Diputados.
El proyecto de modificación de la Ley de Glaciaresobtuvo dictamen de mayoría en el plenario de las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y Asuntos Constitucionales y se encamina a ser aprobado en la Cámara de Diputados. Tal como anticipó EconoJournal, el proyecto se tratará este miércoles 8 de abril a las 15 en el recinto. La modificación a la actual ley 26.639 ya tiene media sanción en el Senado.
El dictamen fue firmado por el bloque oficialista de La Libertad Avanza, legisladores del PRO, la UCR y también por algunos peronistas y de partidos provinciales. Los diputados de San Juan y Catamarca aportaron sus votos positivos.
En el plenario participó de manera virtual el gobernador de San Juan, MarceloOrrego, que destacó que “ningún gobernador que forma parte de la Mesa del Cobre ni de la Mesa del Litio planteó eliminar la Ley de Glaciares, ni queremos cambiar los estándares ambientales”. También disertaron los ministros y secretarios de minería, producción y ambiente de las provincias de Catamarca, Salta, Jujuy y Mendoza.
Según indicaron fuentes del Congreso que participaron de las comisiones de Diputados a EconoJournal, el proyecto de modificación a la Ley de Glaciarestendría los votos necesarios en el recinto para su aprobación.
Según creen en el gobierno nacional, el proyecto es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.
Plenario con idas y vueltas
El oficialismo intentará este miércoles aprobar el proyecto sumando a legisladores de bloques aliados y a algunos que pertenecen a espacios opositores, pero que, en este caso, están a favor del proyecto.
Una de las voces que defendió la iniciativa fue el secretario de Minería, Luis Lucero, que señaló que “se viene apelando al miedo de que los argentinos nos vamos a quedar sin agua y esto es falso por varias razones. En el país el agua es un recurso que tenemos que distribuir mejor, pero el agua dulce no es un verdadero problema. Tenemos que distribuirla mejor. El agua no es algo que se quiera atacar, es necesaria para todas las actividades”.
Además, Lucero indicó que “esta reforma no es inconstitucional como se dice engañosamente porque respeta los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. El 41 leído entero y no fraccionado”. El artículo al que se refirió el funcionario afirma 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”.
Lucero también sostuvo que el proyecto “respeta el artículo 124 porque le otorga a las provincias la atribución que tienen de gobernar sus propios recursos naturales, que afirma la reforma constitucional de 1994 donde se reconoció el dominio originario a las provincias”.
Por su parte, el legislador Maximiliano Ferraro de la Coalición Cívica criticó a las intervenciones que cuestionaron a la actual Ley de Glaciares: ¿Cuáles son los obstáculos concretos que identificaron sobre la ley durante todos estos años?”.
En el plenario, Ferraro también apuntó contra el secretario de Minería y le preguntó “¿qué proyectos mineros específicos están siendo obstaculizados por la actual Ley de Glaciares y qué estudios ambientales y glaciológicos se realizaron en cada caso? ¿Se evaluó el rediseño de ingeniería de esos proyectos para evitar la afectación a glaciares o al ambiente periglaciar?”.
Nano Energy propone invertir más de US$ 200 millones en finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
El gobierno nacional recibió una propuesta de la empresa estadounidense Nano Energy para realizar una inversión de más US$ 230 millones en la finalización y puesta en operación de la Nueva Planta de Uranio de Dioxitek en Formosa. De aprobarse el proyecto, Nano Energy buscaría calificar el mismo al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), según pudo saber EconoJournal.
El proyecto implicaría un salto cualitativo en las capacidades del ciclo del combustible nuclear, ya que contempla en una segunda etapa producir y exportar hexafloruro de uranio a escala industrial, una novedad para el país.
De hecho, Dioxitek y Nano Energy comenzaron a explorar las posibilidades de esta inversión en agosto del año pasado, tras firmar un memorando de entendimiento que permitió evaluar las capacidades tanto de la empresa argentina como del sector nuclear nacional. El país cuenta con know-how en la conversión de dióxido de uranio a hexafloruro de uranio.
Producto de esos contactos iniciales, un acuerdo terminó de sellarse en la Argentina Week, donde representantes del sector atómico del país participaron de un evento organizado por la Secretaría de Asuntos Nucleares y el Consulado Argentino en Nueva York.
Cuál es el proyecto en la planta de uranio de Dioxitek en Formosa
La empresa de capitales estadounidenses presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa.
La empresa estatal que produce dióxido de uranio seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, con el pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.
El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO₂ (dióxido de uranio).
Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.
El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO₂ en UF₆ (hexafloruro de uranio).
El hexafluoruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.
Precisamente, el proyecto con Nano Energy garantizará la provisión del dióxido de uranio necesario para abastecer las centrales Atucha I-II y Embalse, que demandan unas 230 toneladas anuales, así como también podrá ingresar al mercado mundial hexafluoruro de uranio, cuya demanda es constante y va en aumento.
Dioxitek, una empresa estatal que volvió a ser rentable
La iniciativa con Nano Energy refleja el modelo de inversión privada en proyectos rentables en el sector nuclear que promueve el gobierno. Justamente, el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, viene de ser gerente y presidente de Dioxitek, en donde lideró el proceso de saneamiento económico de la compañía.
«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente», explicó Ramos Napoli en una entrevista a este medio.
La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El secretario de Asuntos Nucleares consideró que el proyecto desde su origen no tenía una viabilidad comercial por su capacidad de producción de dióxido de uranio, superior a la demanda local.
«Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas», explicó.
Precisamente, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación.
La iniciativa convoca a gobernadores, CEOs, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético.
Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.
La propuesta convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.
“Venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misiónsea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”, señaló Ariel Masut, presidente de la ATCC.
Energy Trade Mission: una agenda orientada a resultados
La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios. El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reunirá a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.
El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global. La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.
Asimismo, se incorporará un eje centrado en la integración de inteligencia artificial y soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.
El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.
Texas como plataforma global de negocios
“Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”, destacó Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC.
El estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional.
En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector, consolidándose como un espacio clave para la vinculación bilateral.
Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara –argentinatexas.org– o bien, contactar directamente a la organización para sumarse a la delegación hasta el 15 de abril.
El presidente del Brasil, Lula da Silva, junto al ministro de Minas y Energía en el anuncio del programa «Gas del Pueblo».
El presidente del Brasil, Lula da Silva, aseguró que anularán una subasta de GLP realizada por Petrobraspor adjudicar precios con incrementos superiores al 100%. La petrolera estatal despidió a un gerente y ahora estudia cómo anular la subasta sin violar el estatuto de la empresa y normas de mercado.
La subasta reactivó el reclamo de las compañías distribuidoras de GLP que amenazan con abandonar el programa «Gas del Pueblo» si no se actualizan los valores de referencia. El programa es clave en las perspectivas de crecimiento de la demanda brasileña de GLP, un mercado crecientemente abastecido con producto argentino gracias a Vaca Muerta. De hecho, la mitad de las importaciones de GLP en Brasil en 2025 prácticamente provinieron de la Argentina.
Petrobras en el último día de marzo licitó la venta de 70.000 toneladas de GLP a distribuidoras en distintos puntos del país. La subasta arrojó precios que en algunos casos duplicaron el último valor promedio de venta informado por la empresa, lo que se traduce en incrementos de más de un 30% en el precio de venta al consumidor final en las garrafas de 13 kilos.
Lula marcó su disgusto con los precios adjudicados y presionó en público a Petrobras para que anule la subasta. «No vamos a subir los precios del GLP. Realizaron una subasta en contra de la voluntad de la gerencia de Petrobras, y vamos a revisar esa subasta. Vamos a anular esa subasta porque los pobres no pagarán bajo ninguna circunstancia el precio de esta guerra«, dijo el presidente brasileño.
Por qué Lula presiona a Petrobras por los precios del GLP
Los precios adjudicados se relacionan en principio con los aumentos en los precios internacionales de los hidrocarburos producto de la guerra enMedio Oriente. Brasil tiene un déficit estructural en la producción de GLP, con por lo menos un 30% de su consumo interno que es abastecido con importaciones.
A pesar de esa realidad de mercado, el gobierno brasileño entiende que Petrobras no hizo lo suficiente para absorber el encarecimiento del producto importado. Peor aún: esto ocurre justo a poco más de medio año del lanzamiento del programa Gas del Pueblo que subsidia el consumo doméstico de GLP para los sectores más vulnerables.
En concreto, Petrobras para su producto “gas de cocina”, que son garrafas de 13 kilos, realizó el 31 de marzo una subasta en la que vendió 70.000 toneladas de GLP a compañías distribuidoras, lo que representa un 15% de la demanda nacional mensual. El precio más alto se adjudicó en Duque de Caxias en Río de Janeiro, en donde vendió garrafas a un precio de R$ 72,77.
El valor adjudicado supera el doble del último precio promedio nacional informado por Petrobras, de R$ 34,73 por garrafa, según su información por ventas recolectada entre el 22 y el 28 de marzo. El precio de venta al consumidor final fue de R$ 110,18 por garrafa, que incluye los impuestos federales y estatales y la porción que se llevan las distribuidoras. Es decir, la última subasta de Petrobras arroja precios al consumidor final superiores a R$ 140 por garrafa, lo que representa aumentos del 30%.
Lula le reprochó a Petrobras el cobro de márgenes elevados. “Cuando Petrobras vende una bombona de gas a R$37,00, no puede llegar a R$160,00 en los hogares de la gente. Alguien está robando. Ah, pero esa persona está pagando para que se la entreguen. De acuerdo, pero hay una diferencia enorme entre R$37,00 y R$140,00 o R$150,00. Y ahora hicieron una subasta con un margen de ganancia del 100%. ¿Cómo pueden permitir que la gente cargue con esta responsabilidad?”, exclamó Lula.
La presión oficial también se está canalizando a través de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El organismo estatal que regula al sector petrolero inició una investigación contra Petrobras por un posible abuso de precios. La acción se basa en un decreto ministerial aprobado este año que prevé sanciones para las empresas que aumenten los precios de forma abusiva, con agravantes en situaciones de conflicto geopolítico o calamidad pública, como la guerra en Oriente Medio.
La primera respuesta de la petrolera estatal que conduce Magda Chambriard fue despedir al gerente del área de Comercialización. Sin embargo, la exigencia pública de Lula de cancelar la subasta es de difícil cumplimiento.
Fuentes del sector de distribución de GLP afirman que los volúmenes vendidos ya se estaban bombeando a los depósitos de las empresas y Petrobras los estaba facturando, lo que dificultaría una simple anulación del proceso y requeriría una solución alternativa, según reportó la Agencia INFRA.
Descontento de las distribuidoras de GLP
Petrobras subastó GLP a distribuidoras con precios que más que duplicaron el último precio nacional promedio informado por la petrolera.
El resultado de la subasta de Petrobras también reactivó el reclamo de las distribuidoras de GLP al gobierno para que actualice los valores de referencia en el programa “Gas del Pueblo”, que subsidia el precio completo de una carga mensual de garrafa de 13 kilos.
El programa alcanza a unas 15 millones de familias en Brasil, o alrededor de 60 millones habitantes. Las ventas de garrafas en Brasil podrían crecer entre un 7 y 8% gracias a este plan, según Sindigás.
El Ministerio de Minas y Energía fija los precios de referencia de la garrafa de 13 kilos para cada estado. Las distribuidoras perciben del Estado federal el precio de referencia por cada garrafa suministrada a los beneficiarios del plan. El programa fue lanzado en septiembre de 2025, con las primeras recargas gratuitas realizadas en noviembre.
Sin embargo, las distribuidoras vienen manifestando desacuerdos con los precios de referencia desde el inicio del programa. Tras la subasta de Petrobras, la Asociación Brasileña de Entidades Comerciales de Minoristas de Gas (Abragás) recordó que el sector ya consideraba que los valores de referencia adoptados por el programa estaban por debajo de los que se practican en los mercados regionales y que ahora se espera que el desajuste empeore.
El presidente de Abragás, Luiz Rocha, también advirtió que muchas empresas evalúan salir del programa. «Si el gobierno no toma medidas urgentes para frenar este descontento entre los revendedores, el programa corre el riesgo de sufrir un éxodo masivo de empresas acreditadas«, afirmó.
El gobierno depende de las compañías distribuidoras para poder llegar a los beneficiarios del plan. Petrobras salió del negocio de fraccionamiento y distribución de GLP en 2019 al vender su subsidiaria Liquigás a Copa Energía, aunque el directorio de la petrolera estatal indicó la intención de reingresar en el mismo en agosto de 2025.
De todas formas, Petrobras sigue siendo el jugador dominante en la importación y suministro de líquidos. En una entrevista con EconoJournal, el CEO de Copa Energía, Pedro Turqueto, explicó que la inversión privada para hacer más eficiente la logística de importación y suministro del producto al cliente se ve desalentada por las prácticas comerciales de Petrobras.
“El precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera. Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras”, explicó el CEO de la principal distribuidora de GLP del Brasil.
«Esta noche morirá toda una civilización, para no volver jamás. No quiero que eso suceda, pero probablemente ocurrirá», dijo Donald Trump.
Las próximas horas pueden ser decisivas en la guerra en Medio Oriente después de que Donald Trump reiterara esta mañana el ultimátum a Irán para que antes de esta noche libere el tránsito por el Estrecho de Ormuz como precondición para un alto al fuego. De lo contrario, el presidente de los Estados Unidos aseguró que escalará el conflicto con bombardeos contra infraestructura iraní.
Mientras el precio del crudo Brent se mantiene sin grandes cambios en la jornada del martes, estable en US$ 110 por barril, los países que están oficiando como mediadores trabajan contra reloj para extender el «deadline» impuesto por Trump debido a la lentitud y dificultad de las negociaciones.
Lo cierto es que mientras Washington ofrece un alto al fuego, Teherán presiona por un acuerdo para un definitivo final de la guerra. En cualquier caso, lo que está en debate es el control sobre Ormuz: EE.UU. y los países del Golfo Pérsico rechazan la pretensión de Irán de monetizar el tránsito por el estrecho.
El ultimátum de Trump, en pie
Al momento, todo indicaría que esta vez Trump no dará vuelta atrás. Al menos eso se deduce de la reiteración del últimatum que lanzó contra Irán para que libere el estrecho de Ormúz antes de las 20 hs en Washington o enfrente bombardeos contra infraestructura civil crítica como puentes y centrales eléctricas.
«Esta noche morirá toda una civilización, para no volver jamás. No quiero que eso suceda, pero probablemente ocurrirá. Sin embargo, ahora que tenemos un cambio de régimen total, donde prevalecen mentes diferentes, más inteligentes y menos radicalizadas, tal vez pueda suceder algo revolucionario maravilloso, ¿quién sabe? Lo descubriremos esta noche, en uno de los momentos más importantes de la larga y compleja historia del mundo. 47 años de extorsión, corrupción y muerte llegarán a su fin. ¡Dios bendiga al gran pueblo de Irán!», publicó Trump en Truth Social.
Los mediadores de Pakistán, Egipto y Turquía trabajan para alcanzar un acuerdo que evite esa escalada o al menos para extender el plazo fijado por Trump. Irán entregó un plan de paz con diez puntos que el presidente estadounidense evaluó el lunes como «un paso significativo» pero que «no es suficiente». La postura de Teherán es alcanzar un acuerdo de paz definitivo que resuelva todas las controversias en la relación bilateral con EE.UU., por lo que habría rechazado una propuesta de un alto al fuego por 45 días.
Sin embargo, los esfuerzos de los negociadores chocan con la presión que ejercen tanto el primer ministro de Israel, Benjamin Netanyahu como los líderes de Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos hacia Trump para que acepte un alto el fuego a menos que Irán haga concesiones que actualmente parecen improbables, como reabrir el estrecho de Ormuz o entregar todo el uranio enriquecido.
El control a futuro del estrecho de Ormuz, clave en el desenlace de la Guerra
Un tema central en las negociaciones es el control futuro del estrecho de Ormuz. Paradójicamente para Washington, la guerra demostró las capacidades operativas de un Irán diezmado para hacer colapsar el tránsito por el estrecho de Ormuz y poner ese activo estratégico en la mesa de negociación.
Reportes de agencias internacionales indican que la Guardia Revolucionaria Islámica designó un corredor para las embarcaciones que tengan bandera o cuyos propietarios sean empresas de países considerados amistosos, cobrando millonarios peajes en yuanes para habilitar el paso.
Hasta el momento, el tránsito por Ormuz continúa un 90% por debajo del nivel habitual antes del conflicto. En ese sentido, Irán sólo ha hecho excepciones para el paso de determinadas embarcaciones de Pakistán, China, la India, Malasia, Filipinas, y Tailandia. También se registró la salida de tres buques japoneses, uno de estos un metanero.
Sin embargo, la pretensión de Irán de normalizar el cobro de un peaje por Ormuz es rechazada de plano por Washington, Israel y la mayoría de las naciones árabes en el Golfo Pérsico. Trump incluso sugirió en la conferencia del lunes que EE.UU. debería cobra un peaje. “¿Qué tal si cobramos peajes? Prefiero eso a que ellos los cobren. ¿Por qué no? Somos los ganadores”, dijo el presidente.
Trace Group fue adjudicada para prestar servicios en los proyectos Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Southern Energy (SESA) y Duplicar Norte.
Trace Group -la empresa especializada en inspección y supervisión técnica, operación y mantenimiento (O&M)- fue adjudicada para prestar sus servicios en los proyectos Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Southern Energy (SESA), y Duplicar Norte. De esta manera, la compañía fortalece su lugar en el entramado de empresas de midstream que acompañan el crecimiento estructural del sistema energético argentino.
Los desarrollos de VMOS, SESA y Oldelval forman parte de la infraestructura crítica que permitirá ampliar la capacidad de transporte y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina hacia la costa atlántica. “En este escenario, la participación de Trace Group reafirma el rol de las empresas regionales en proyectos de escala nacional”, sostuvieron desde la firma.
“Ser parte de estos desarrollos implica demostrar que la capacidad técnica construida en la región está preparada para afrontar desafíos de alta complejidad. La confianza de las compañías líderes del sector en proveedores locales es una señal clara de madurez industrial”, señaló Carlos Stupczuk, gerente de Operaciones de la compañía.
Trace Group: en Vaca Muerta y en más de 35 localidades en el país
La compañía tiene una cobertura operativa que supera los 3.500 kilómetros lineales, equivalente a recorrer la extensión completa de la Ruta 40
Trace Group ha desarrollado una estructura con presencia en 11 provincias y más de 35 localidades lo que le permite operar en los principalesnodos energéticos del país, desde el norte argentino hasta la Patagonia.
La compañía sostiene una cobertura operativa que supera los 3.500 kilómetros lineales, equivalente a recorrer la extensión completa de la Ruta 40, con presencia en más de 30 localidades estratégicas vinculadas al desarrollo energético nacional.
Este despliegue territorial se apoya en una estructura de más de 550 colaboradores y una flota de más de 300 vehículos operativos, lo que le permite acompañar proyectos de gran escala en múltiples frentes de manera simultánea.
Es en la región de Vaca Muerta donde esta escala adquiere mayor densidad y relevancia. Trace Group ha construido un modelo basado en talento local y en el fortalecimiento de la cadena de valor regional. Actualmente, el 85% de su nómina está conformada por colaboradores de Neuquén y Río Negro, mientras que el 100% de la operación de campo en la cuenca es liderada por equipos locales.
La compañía trabaja con una red de más de 900 proveedores, de los cuales el 67% son empresas locales, lo que implica que más de dos tercios de su cadena de suministro se desarrolla dentro del territorio.
Solo en la provincia de Río Negro, la empresa mantiene presencia activa en 9 localidades estratégicas, cubriendo la totalidad del corredor productivo vinculado al desarrollo midstream, desde el Alto Valle hasta la costa atlántica.
Este entramado productivo incluye talleres, servicios automotrices, proveedores industriales, empresas tecnológicas y organizaciones dedicadas a la formación técnica, generando un impacto directo e indirecto en el empleo y la competitividad regional.
“La consolidación del midstream argentino requiere no solo inversión en infraestructura, sino también una base sólida de proveedores regionales capaces de acompañar ese crecimiento. Nuestro compromiso es seguir fortaleciendo esa capacidad desde el territorio y ayudando a toda nuestra red de proveedores a evolucionar junto con nosotros”, destacó Carlos Stupczuk.
Inversión social y desarrollo de personas
Trace Group trabaja con una red de más de 900 proveedores, de los cuales el 67% son empresas locales
“Fiel al ADN Clusterciar, grupo de organizaciones al que pertenece, la empresa extiende su impacto al plano social mediante la inversión en la educación y el desarrollo de personas. Solo durante el año 2025, Trace Group destinó más de US$ 1.500.000 a programas de desarrollo social y educativo, canalizados principalmente a través de la ONG Fundación Potenciar”, indicaron desde la compañía.
Esta inversión permitió consolidar instituciones educativas que continúan creciendo y que actualmente forman a más de 850 alumnos de nivel primario y secundario, más de 250 en nivel terciario y más de 500 personas en 40 distintos oficios altamente demandados en la región, fortaleciendo el desarrollo de capital humano local vinculado al crecimiento de la industria.
“Con la mirada puesta en el nuevo ciclo de inversión energética, Trace Group continúa ampliando su participación en proyectos estratégicos, reafirmando su compromiso con el desarrollo industrial y social de la región patagónica”, concluyeron desde la empresa.
La empresa provincial Terra Ignis formará una UTE con la pyme cordobesa Velitec para desarrollar las áreas maduras revertidas por YPF.
La empresa estatal de Tierra del FuegoTerra Ignis Energía eligió a la pyme petrolera Velitec para desarrollar Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego, áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia. La compañía fueguina, que había lanzado la convocatoria pública en enero, confirmó la firma del convenio a través de un comunicado difundido este martes.
Terra Ignis aclaró que el acuerdo le permitirá a Velitec, con sede en Córdoba, operar las tres áreas “hasta que se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE)”. En la compulsa participaron 10 empresas que presentaron propuestas de inversión para explotar las áreas convencionales. Tierra del Fuego será el administrador de las áreas revertidas por YPF, pero la operación estará a cargo de Velitec.
La firma del convenio fue en la Casa de Tierra del Fuego en la Ciudad de Buenos Aires. Participaron el presidente de Terra Ignis Energía, Maximiliano D´Alessio, el vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la gerenta Institucional, Verónica Tito, el asesor ambiental Sergio Federovitsky y el titular de Velitec, Facundo Aráoz.
El comunicado de Terra Ignis no aclara qué pasará con la continuidad del personal de YPF, un tema que preocupa en la provincia y en el sector gremial. El texto de la empresa fueguina sólo menciona que “en enero del corriente año Terra Ignis asumió oficialmente la operación de los yacimientos, garantizando la continuidad de la producción y la absorción del personal”.
La pyme cordobesa Velitec, socia de Terra Ignis
Velitec dio sus primeros pasos en la industria hace alrededor de 10 años con la construcción de gasoductos. Con el pasar de los años fue sumando distintos servicios vinculados a infraestructura.
En 2024 la empresa pyme dio un paso importante al formar un consorcio con Sean Rooney, ex presidente de Shell, que se quedó con el Clúster Señal Picada-Punta Barda, ubicado en Río Negro y Neuquén, otra de las áreas que YPF puso a la venta mediante el Proyecto Andes.
En el último tiempo, Velitec también tomó la operación del proyecto Loma de la Mina, cercano a Malargüe, en la provincia de Mendoza, donde tiene una operación con un total de 28 pozos. Además, la compañía cuenta con más de 40 plantas compresoras de gas en operación y con operaciones de excavación de aguas termales en Entre Ríos. Velitec tiene su sede principal en Córdoba, pero también tiene presencia en Neuquén, Chubut y Salta.
Sobre la compulsa para conformar la UTE, la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, señaló: “Fue un proceso arduo, había que analizar la solvencia económica y el aspecto técnico para garantizar que las operaciones se desarrollen de una manera adecuada”.
“Ahora lo que queda por delante es iniciar el trabajo de recuperación de estas áreas que después de algunos años de desinversión, sumado al decline geológico que tienen naturalmente, las áreas estaba dando una baja de producción tanto de petróleo como de gas. Aspiramos a que paulatinamente se vaya aumentando la producción, sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, concluyó Verónica Tito.
Se trata del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, avanza con el desarrollo del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.
El sistema se basa en el uso de grandes boyas flotantes que se desplazan verticalmente con el vaivén de las olas y transmiten ese movimiento a una cadena de engranajes que lo convierte en rotación de alta velocidad, capaz de accionar un generador eléctrico. En función del diseño realizado por el equipo de ingeniería de la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Buenos Aires y Regional Pacheco, cada unidad podría producir entre 30 y 200 kilovatios de potencia, dependiendo del tamaño de la boya y de las condiciones del oleaje en el lugar donde opere.
Primera prueba
Este mes se realizó la primera prueba “en seco” en la Metalúrgica Duroll de la localidad de Pilar, que tuvo como objetivo probar la capacidad que tienen el brazo y la boya de soportar peso. El ensayo se realizó con el doble de la carga a soportar una vez instalados para generar energía, es decir 1,5 toneladas (1500 kg).
La nueva tecnología undimotriz se montará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata, y se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre universidad, Estado y sector privado.
Financiamiento del dispositivo
El convenio específico que se suscribió prevé un financiamiento de US$ 138.000 con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan mensualmente en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires. Además, este proyecto cuenta también con el apoyo de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) mediante un financiamiento del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA).
“Desde la Provincia es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Con esta iniciativa, la Provincia de Buenos Aires avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad”, aseguraron a través de un comunicado.
Energía undimotriz
La energía undimotriz es considerada una de las fuentes renovables con mayor potencial a nivel global, especialmente en regiones con fuerte dinámica oceánica como el Atlántico Sur. A diferencia de otras tecnologías renovables, como la solar o la eólica, el movimiento de las olas presenta una mayor previsibilidad, lo que la convierte en una alternativa interesante para diversificar la matriz energética.
El evento tendrá lugar del 14 al 16 de mayo en el Polo Científico Tecnológico de Neuquén
Neuquén se prepara para recibir el evento del año dedicado a la Inteligencia Artificial. Del 14 al 16 de mayo, el Polo Científico Tecnológico de Neuquén será el escenario donde especialistas, empresas y el sector académico convergerán para debatir el futuro de la innovación y la transformación digital en la región.
Con el objetivo de consolidar un ecosistema donde la tecnología impulse el desarrollo productivo y social, llega la IA Week Neuquén. Esta iniciativa, organizada por el Polo Científico Tecnológico y la Sociedad Argentina de Inteligencia Artificial (SAIA), junto a ENE Polo Tecnológico Neuquén e IFES, representa un paso fundamental para ubicar a la provincia en un lugar preponderante dentro de la economía del conocimiento a nivel nacional.
Nueva edición de la IA Week
Durante tres jornadas intensas, el encuentro se proyecta como un espacio estratégico de intercambio, aprendizaje y vinculación. La propuesta apunta no solo a analizar las tendencias globales, sino también a acercar la Inteligencia Artificial a la realidad cotidiana de los negocios, la industria y la comunidad, promoviendosoluciones concretas que impulsen el crecimiento regional, según destacaron desde la organización.
En ese sentido, desde la organización destacan el impacto que tendrá el evento en el desarrollo local. “Un evento de IA en Neuquén es una ventana al futuro: ideas, innovación y oportunidades para transformar nuestra región”, afirmó Diego Manfio, titular de Ingeniería SIMA SA y referente de ENE Polo Tecnológico Neuquén.
“Desde SAIA acompañamos esta iniciativa en Neuquén, región clave para la matriz productiva del país, que reafirma nuestra convicción de que la IA no es sólo una herramienta tecnológica: es una oportunidad para transformar industrias, generar talento local y posicionar a la Argentina como referente regional en innovación”, destacaron desde la Fundación Argentina de Inteligencia Artificial.
Gustavo Cabrera subrayó la relevancia estratégica para el sector productivo: “Este evento es clave para potenciar el futuro de Vaca Muerta, integrando la IA como herramienta estratégica para el crecimiento y buscando que la tecnología impulse la capacidad de todo nuestro sector productivo”.
Marcos Galian destacó el alcance regional de la iniciativa: “Vemos repercusiones en todo el Alto Valle de Neuquén y Río Negro por este primer gran evento de IA: muchísimos sectores quieren incorporar la IA a sus espacios laborales. Este evento es una gran oportunidad para conocer casos de éxito, capacitarse, conectar con otros y escuchar a los expertos. Se generará una sinergia de networking altamente positiva para toda la región, además del alto impacto en Vaca Muerta de toda esta revolución”.
Marcela Messineo, de MMPRO eventos, señaló: “Este evento, IA Week Neuquén, es una invitación a activar, hoy, el potencial de nuestra región. Integramos la IA como una fuerza transformadora que expande el talento, impulsa la innovación y eleva todo nuestro ecosistema productivo”.
Un ecosistema en expansión
La IA Week ofrecerá una agenda dinámica que incluye:
Paneles de Alto Impacto: Disertaciones a cargo de speakers nacionales e internacionales que lideran la vanguardia tecnológica, como es els caso de Santi Siri, Freddy Vivas, entre otros.
Experiencias Interactivas: Espacios para conocer de cerca casos de uso reales y el potencial de la IA generativa.
Networking Estratégico: Un punto de encuentro clave para generar sinergias entre emprendedores, referentes del sector público y el ámbito empresarial de Neuquén y Río Negro.
Hacia una cita obligada
Este evento busca trascender la coyuntura y posicionarse como una plataforma anual de referencia en la Patagonia. Al fomentar el diálogo entre el sector académico y el mundo privado, la IA Week Neuquén se proyecta como el motor para detectar nuevas oportunidades de inversión y desarrollo sostenible en el corazón del sur argentino.
Desde la organización informaron que próximamente se dará a conocer la grilla completa de actividades y los mecanismos de participación para quienes deseen ser protagonistas de esta transformación tecnológica sin precedentes.
Las operadoras buscan implementar innovaciones para optimizar tiempos y reducir costos operativos en la formación.
Phoenix Global Resources comenzó a integar sistemas de inteligencia artificial en sus equipos de perforación, como parte del proceso de digitalización de sus operaciones en Vaca Muerta. Esta implementación técnica busca dar respuesta a la necesidad de mejorar la competitividad a partir de una mejora en la velocidad de ejecución y en la reducción de costos de sus operaciones.
Este avance se concretó mediante la firma de un acuerdo estratégico con Helmerich & Payne (H&P) y Corva para implementar una integración tecnológica que permitirá combinar capacidades de análisis predictivo por inteligencia artificial con sistemas de perforación automatizada en sus operaciones no convencionales. Con estos modelos, la compañía logrará anticiparse a variables geológicas complejas y una navegación más precisa dentro de la roca generadora.
El acuerdo fue rubricado en la ciudad de Tulsa, Estados Unidos, con la participación de Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva; y Mike Lennox, Executive Vice President of Western Hemisphere Land Operations de H&P.
La aplicación de estos algoritmos permitirá una reducción sensible en los tiempos de perforación de los pozos horizontales, una de las metas más ambiciosas para las empresas que operan en la cuenca neuquina. Al minimizar los tiempos de inactividad y optimizar el desplazamiento de la mecha, la operadora podrá ejecutar las tareas de manera más fluida y reducir la presión sobre los costos de capital.
Al respecto, Bizzotto señaló que la compañía logra ser «una de las primeras en Argentina en incorporar inteligencia artificial en su equipo de perforación en Vaca Muerta. Esta tecnología permitirá optimizar la operación, tiempos y costos y mejorar la seguridad de los colaboradores». El sistema funciona mediante la captura masiva de datos provenientes de sensores instalados en el fondo del pozo y en la superficie del equipo.
IA aplicada en el análisis de datos en tiempo real
Bizzotto, al centro, al momento de la firma con Corva y H&P.
La integración conecta la solución de perforación predictiva de Corva con la plataforma Autodriller de H&P en el RIG 234, actualmente operando en el hub no convencional de Phoenix. Esta combinación permite incorporar análisis de datos en tiempo real al sistema de control automatizado de perforación, mejorando la visibilidad operativa y la calidad de las decisiones en el pozo.
El sistema integra variables clave de perforación como peso sobre el trépano, RPM, presión diferencial y velocidad de penetración (ROP) y genera recomendaciones de parámetros mediante inteligencia artificial, a partir del análisis de datos históricos de pozos cercanos. Estas recomendaciones son evaluadas en campo por el Company Man y el perforador, fortaleciendo el proceso de toma de decisiones.
La implementación de esta herramienta representa la primera vez que esta integración tecnológica se habilita en una plataforma de H&P a nivel global y constituye un hito en la aplicación de soluciones digitales avanzadas en operaciones de perforación en Argentina.
La tecnología ya fue testeada con resultados positivos y comenzará a aplicarse de manera continua en el próximo PAD que perforará Phoenix en su yacimiento emblema, Mata Mora Norte.
Este desarrollo se inscribe en una tendencia global de la industria, que busca convertir a los yacimientos en entornos inteligentes. La infraestructura de conectividad instalada en la zona permite que los datos viajen desde el área de Vaca Muerta hasta los centros de monitoreo en tiempo real.
Tyler Dahlseide, CEO global de Calfrac Well Services, una de las principales compañías de servicios especiales que opera en Vaca Muerta, visitó recientemente el país para monitorear en primera persona las operaciones de la firma. En diálogo con EconoJournal, el ejecutivo aseguró que “nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos progresar junto con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades”. Como parte de ese progreso, destacó que están avanzando en la transición hacia equipos dual fuel y comenzaron a probar las primeras bombas 100% a gas.
–¿Qué tipo de servicios están brindando en los distintos mercados en los que operan? –Calfrac opera en Canadá, Estados Unidos y Argentina. En Canadá ofrecemos servicios de frac services y coil tubing. En Estados Unidos, servicios de frac services o frac pressure pumping, mientras que, en Argentina, tenemos un espectro más amplio que incluye fractura hidráulica, coil tubing, cementing y wireline, principalmente para el yacimiento Vaca Muerta.
–¿Qué relevancia tiene el mercado argentino para ustedes? –Argentina es una parte muy significativa de nuestro negocio. Norteamérica tiende a la hiperespecialización, por lo que hay contratistas individuales que hacen una sola cosa y la hacen de manera muy enfocada y bien. En Argentina, en cambio, tenemos la oportunidad de ofrecer una gama más amplia de servicios y, como resultado, creemos que podemos brindar un mejor paquete al cliente final al integrar esas diversas líneas de servicio.
–¿Qué tecnologías nuevas han ido implementando en la Argentina? –Una de los aportes más importantes son las bombas de fracking de combustible dual que nos permiten operar con gas natural y diésel. Con eso reducimos la huella ambiental y les permitimos a nuestros clientes reducir su gasto en diésel y el nivel de emisiones. Eso es algo de lo que estamos orgullosos. Continuaremos en ese camino y traeremos más bombas de dual fuel. Además, tenemos previsto invertir en bombas de gas natural al cien por cien.
Tyler Dahlseide, CEO global de Calfrac Well Services
Dahlseide aseguró que Calfrac ya dispone de 18 bombas de combustible dual en la Argentina, las cuales fueron testeadas con resultados positivos en una operación hace un mes. Estos equipos permiten disminuir las emisiones de óxido de nitrógeno y óxido sulfúrico, generando un impacto positivo en el aspecto ambiental como en la estructura de costos operativos de los clientes.
La multinacional tiene previsto invertir unos US$13 millones para convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año. A su vez, la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas por la superioridad en potencia de esos equipos.
Los planes para seguir creciendo
–¿Cuáles son los planes que tienen para Argentina? –Nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos crecer con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades. Nos interesa saber qué servicios podemos mejorar y cuáles hace falta agregar. Mi viaje es justamente para reunirme con nuestros clientes y tener una mejor comprensión de lo que necesitan a mediano plazo.
–¿Cuál es su visión sobre la formación Vaca Muerta y cómo ve su crecimiento y las diferencias en comparación con EE. UU. o Canadá? –Vaca Muerta es un recurso muy atractivo y competitivo a nivel mundial y todavía tiene un largo camino por recorrer. A medida que se agotan los recursos de alta calidad en Estados Unidos, los operadores buscan oportunidades en otros horizontes y Argentina se presenta como una alternativa de primer nivel. Por ese motivo también nos entusiasma estar aquí, siempre y cuando el régimen fiscal incentive la inversión extranjera directa y haya garantías para poder repatriar las ganancias a nuestra sede central.
Finalizada la ampliación, el proyecto Fénix (Río Tinto) tendrá una capacidad de producción de 38.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de ampliación de la planta de procesamiento del proyecto de litio Fénix, ubicado en el Salar del hombre Muerto en la provincia de Catamarca. El proyecto es por una inversión de US$ 251.321.494 que pertenece a Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo.
La medida se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 431 del Palacio de Hacienda. El proyecto Fénix, a cargo de Minera Altiplano, subsidiaria de Río Tinto, comenzó la producción en 1998 y es el primer proyecto de litio operativo en la Argentina.
La adhesión al régimen de incentivos es por la Expansión Fase 1B, una iniciativa que tiene como objetivo incrementar la capacidad instalada en 9.500 toneladas adicionales de carbonato de litio anuales.
Una vez finalizada la ampliación de la planta de procesamiento, el proyecto tendrá una capacidad productiva de 38.000 toneladas anuales. La segunda expansión del proyecto Fénix se suma a la que concretó en 2024, cuando amplió su planta en 10.000 toneladas anuales de litio.
Río Tinto, el principal productor de litio de la Argentina
Río Tintose convirtió en el principal productor de litio del país en 2025 con la adquisición por US$ 6.500 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en 2024 mediante la fusión de la australiana Allkem y la estadounidense Livent, que opera el proyecto Fénix. Además, Río Tinto lleva adelante el megaproyecto de litio Rincón en la provincia de Salta, donde prevé invertir US$ 2.500 millones.
El RIGI, impulsado por el gobierno de Javier Milei y aprobado por el Congreso en 2024, ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios por 30 años a proyectos de inversión superiores a US$ 200 millones para sectores estratégicos como la minería y energía –incluyendo el upstream de petróleo y gas-, e iniciativas en infraestructura y tecnología.
Según se desprende de la resolución del Palacio de Hacienda, la adhesión al RIGI del proyecto es a partir del 25 de marzo y está previsto que la obra concluya en noviembre de 2026, aunque tiene un inicio de operación estimado para julio. Además, Río Tinto deberá desembolsar el 40% de la inversión durante los primeros dos años.
Ampliación del proyecto de litio Fénix
La resolución establece que el proyecto de ampliación de Fénix contempla “la construcción de una nueva planta de adsorción selectiva y una nueva planta de carbonato; asimismo, incluye la perforación de pozos de salmuera adicionales, la instalación de estanques, tuberías, servicios públicos y la construcción de edificios auxiliares para apoyar la operación y administración de la nueva producción de carbonato de litio”.
Además, se prevé “la construcción de una nueva planta compresora de gas natural en la localidad de Olacapato, departamento de Los Andes (Salta), situada dentro del radio de 200 kilómetros del proyecto, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de los gasoductos La Puna y Fénix, instalaciones asociadas directamente al abastecimiento y transporte para la nueva producción del proyecto Expansión Fase 1B”.
También la adhesión al RIGI estima que “el 60% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje este que excede el 20% exigido por la normativa” del RIGI.
Las ofertas técnicas son complejas porque los privados se van a tener que hacer cargo de una serie de costos que no estaban debidamente discriminados en las importaciones que realizaba Enarsa.
El gobierno recibió este lunes ofertas técnicas de dos empresas interesadas en importar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. Una de las que se anotó en la carrera para reemplazar a la estatal Enarsa es Trafigura y la segunda sería Naturgy.
La Secretaria de Energía se tomará una semana para analizar las presentaciones. Si todo está correcto, el lunes próximo se presentarán las ofertas económicas y 24 horas después se concretará la adjudicación.
En un primer momento estaba previsto que las ofertas técnicas y económicas se presenten de manera conjunta, pero la semana pasada se publicó una circular que modificó ese esquema para que la Secretaría de Energía tengo tiempo de evaluar la calidad de las ofertas técnicas.
Las ofertas técnicas son complejas porque los privados se van a tener que hacer cargo de una serie de costos que no estaban debidamente discriminados en las importaciones que realizaba Enarsa. Además, Enarsa estaba eximida de pagar Ganancias e ingresos brutos y las empresas privadas no.
Cómo ha venido funcionando el sistema
La secretaría de Energía, María Tettamani, explicó el mes pasado en un evento organizado por EconoJournal que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. La empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.
Ahora bien, la funcionaria reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.
Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.
El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.
Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.
Con la revocación por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF, el país pareciera que finalmente va a evitar el pago al fondo Burford Capital de más de 18.000 millones de dólares, incluyendo intereses. Juan José Carbajales, politólogo, abogado, consultor y ex titular de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación; y Nicolás Gadano, economista, experto en energía y ex gerente general del Banco Central, analizaron el fallo en una emisión especial de Dínamo – Charlas de Energía.
“Lo que se intentó exponer sin éxito en la primera instancia, se sostuvo en la apelación. Afortunadamente, ahora la Cámara atendió la postura del Estado argentina”, celebró Carbajales. “Lo más sorprendente es que había pocos antecedentes de reversión de este tipo, además de que las acciones de Burford revelaban otras expectativas del mercado”, apuntó Gadano.
Al discutir sobre a quién se le debe atribuir lo sucedido, sostuvo, corresponde adoptar una visión institucionalista. “Prefiero pensar que a todos fueron responsables«, indicó el experto, destacando la continuidad de la labor de la Procuración del Tesoro y la solidez argumental mantenida a pesar de los cambios de signo político.
No obstante, admitió, el actual Gobierno puede capitalizar el hecho de que, bajo su gestión, se obtuvo el primer resultado favorable tras una seguidilla de traspiés. “En definitiva, es un éxito del país”, resumió.
Carbajales, por su parte, reforzó esta idea de continuidad, afirmando que «todos los presidentes que pasaron desde 2015 hasta hoy son los padres de la victoria«. Más allá de los diferentes discursos o narrativas, afirmó, en los escritos judiciales la Procuración siempre defendió los intereses argentinos con la misma línea técnica. “Hubo una política de Estado en defensa del patrimonio nacional que merecía una foto de unidad entre los mandatarios involucrados en el proceso”, expresó el analista, quien anticipó que gracias a la millonaria suma que evitará desembolsar, “la Argentina será un país más rico para su población y para su desarrolloen los próximos años”.
Alineamiento estratégico
Un eje ineludible del debate fue la posible influencia del contexto geopolítico, contemplando el peso del alineamiento del presidente Javier Milei con la administración de Donald Trump.
Resulta innegable, desde la perspectiva de Carbajales, que el Gobierno de Estados Unidos ha actuado en favor de la postura argentina a lo largo de todo el expediente, incluso durante la gestión de Barack Obama, comprendiendo los riesgos de violar la inmunidad de estados extranjeros. “No obstante, si la diplomacia actual logró influir en que la Justicia norteamericana acelerara un análisis crítico del derecho argentino, es una herramienta lícita y bienvenida”, reconoció.
Según Gadano, es verdad que buena parte de la sentencia replica lo argumentado por el actual gobernador bonaerense Axel Kicillof, pero así como puede discutirse quién es el gran hacedor político de esta solución judicial, también puede evaluarse quién creó el problema. “La demanda, en verdad, no fue iniciada por Burford, sino por las empresas del Grupo Petersen. La pregunta es quién llevó a esas empresas a tener el 25% de YPF”, cuestionó en alusión a lo sucedido durante el Gobierno de Cristina Fernández.
Además de la demanda de Petersen, precisó Carbajales, estaba la del fondo Eton Park, que sólo tenía un 3% de las acciones. “Fueron dos juicios que se unificaron bajo la representación de Burford”, aclaró.
Por otro lado, añadió, en la causa hubo un relevante matiz regional: no sólo Washington brindó apoyo a la Argentina, sino que en 2024 los gobiernos de Uruguay, Brasil, Chile y Ecuador se presentaron como “Amicus Curiae”. Estos países, desde su óptica, entendieron la imposibilidad de atraer inversiones extranjeras si cualquier desacuerdo termina en tribunales foráneos que ignoran el derecho local.
Mecanismo erróneo
Al profundizar en la letra del fallo, Carbajales expuso la pirámide jurídica para explicar por qué la Justicia norteamericana le dio la razón al país. En el ordenamiento jurídico, puntualizó, la Constitución y las leyes de expropiación dictadas por el Congreso tienen una jerarquía superior a los estatutos o contratos entre particulares. “La Cámara dice que el estatuto no es un contrato bilateral que genere daños, sino una regla de organización multilateral», explicó el especialista, remarcando que Burford equivocó el accionar al reclamar daños contractuales en lugar de haber impugnado oportunamente las asambleas de YPF en Buenos Aires. “Es como si los jueces le hubieran ‘mojado la oreja’ al fondo: ‘estuviste cerquita, pero le pifiaste al mecanismo’”, parafraseó.
Gadano recordó que la familia Eskenazi, dueña del Grupo Petersen, ingresó a la petrolera en 2008 en función de lo que calificó como un “vicio de origen”. “No se trataban de aquellos accionistas minoritarios para los cuales se había diseñado un estatuto con protecciones. Pero Eton sí lo era, ya que tenía total derecho a que se le formulara una Oferta Pública de Adquisición (OPA)”, distinguió.
Si en lugar de comprarle un 51% del paquete accionario a Repsol, aseguró, el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner le hubiera comprado un 50% a la firma española y un 1% a los Eskenazi, se habría evitado la demanda, pero remarcó en ese momento se consideró que era inviable políticamente indemnizar a Petersen luego del modo en que se había quedado con el 25% de la compañía con la venia oficial.
Riesgos remanentes
Con respecto a los pasos a seguir por parte de Burford Capital, los especialistas se mostraron cautos. Gadano advirtió que, aunque la chance de desembolsar una cifra ruinosa para las arcas nacionales parece haber quedado atrás, el juicio no ha terminado de manera definitiva. En ese sentido, mencionó que el fondo litigante podría pedir una revisión por el pleno de los jueces de la Cámara o recurrir a la Corte Suprema de Estados Unidos. “Sin embargo, las probabilidades de éxito allí son ‘cuánticas’ por lo bajas”, calificó.
Carbajales descartó que un eventual paso al CIADI sea una solución real para Burford, ya que no existe un acuerdo bilateral previo que habilite esa vía directa para un fondo que compró derechos de litigio. No obstante, lamentó el cierre de la Escuela de Abogados del Estado bajo la gestión de Milei. “Festejamos con el mameluco de YPF puesto, pero destruimos el sistema donde se forman los profesionales que tienen que enfrentar a estos ‘monstruos’ como Burford”, se quejó.
Formato exitoso
En el tramo final, el debate derivó hacia el rol estratégico que desempeña la principal petrolera argentina. Carbajales indicó que lo anómalo fue su privatización y defendió la expropiación de 2012 como el hito que permitió iniciar la curva de aprendizaje de los hidrocarburos no convencionales. “Hoy Vaca Muerta sostiene al país y eso es gracias a que el Estado decidió terminar con la fiesta de los dividendos de Repsol y reinvertir a través de YPF«, afirmó.
Gadano marcó una disidencia en este punto. Sostuvo que, si bien YPF es un actor central, el desarrollo de Vaca Muerta responde a un ecosistema mucho más plural, por un lado, y a la estabilidad de las reglas de juego, por otro. “El actual conglomerado de empresas es más amplio y diverso”, ponderó. No obstante, enfatizó que el formato actual de gestión profesional en YPF (con un 51% de control estatal y un 49% de participación privada) configura un modelo exitoso que ha sido respetado por los distintos gobiernos de los últimos años.
De acuerdo con Carbajales, no puede omitirse que la empresa es mixta, pero con predominancia del Estado nacional. “Esta YPF no es un invento argentino. Se trata de una national oil company, tal como las que existen en muchas partes del mundo”, resaltó el politólogo, quien planteó que todos los argentinos deberían “ponerse el mameluco” de la petrolera.
Panorama alentador
Si el Gobierno de Milei decidiera avanzar con la privatización de YPF a partir de este fallo judicial, advirtió Carbajales, su espacio tendría que volver a proponerlo en el Congreso, tal como lo hizo con la versión original de la Ley Bases.
No obstante, intervino Gadano, las autoridades no muestran ninguna intención de hacer eso. “El proyecto con Horacio Marín es fuerte y las acciones se están revalorizando”, acotó.
Tampoco habrá grandes cambios, a criterio de ambos, en relación con el acceso a financiamiento externo para concretar proyectos de gran envergadura. “Este era un tema entre el Estado nacional y los demandantes”, reflexionó Gadano.
Por supuesto, admitió, que generaba “algún ruidito”. “Pero existen otros ruidos más grandes como el riesgo país o las dificultades para volver al mercado que muchas empresas privadas ya sortearon”, expuso el economista, quien adelantó que a partir de lo acontecido en Nueva York el título de su próximo libro sobre el juicio a YPF podría ser “Un Final Feliz”.
Baker Hughes es una empresa de tecnología energética que ofrece soluciones a clientes a la industria energética en todo el mundo.
Baker Hughes, una empresa de tecnología energética, anunció el martes que ha firmado un contrato estratégico de San Matías Pipeline S.A. para el suministro de tres unidades de compresión de gas para un importante proyecto de gasoducto de gas natural en Argentina.
El pedido consiste en tres turbinas de gas NovaLT16 equipadas con tres compresores centrífugos, junto con servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y capacidades de monitoreo y diagnóstico remoto. Este equipo se instalará en una estación de compresión de gas cerca de Allen, Río Negro, para apoyar el transporte de gas natural desde la formación de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías a través de un gasoducto dedicado, proporcionando gas de alimentación a los dos buques flotantes de GNL que va a montar Southern Energy.
“Esta adjudicación refuerza nuestro compromiso con el desarrollo de infraestructura crítica de gas, esencial para impulsar energía segura, fiable y de menores emisiones, mientras expandimos nuestra presencia en mercados estratégicos de América Latina”, afirmó María Claudia Borras, Directora de Crecimiento y Experiencia y Vicepresidenta Ejecutiva interina de Tecnología Industrial y Energética de Baker Hughes.
“El gas natural cumple un papel estratégico en el fortalecimiento de la seguridad energética y una vía estratégica para conectar los mercados globales de GNL, particularmente en regiones con un potencial de recursos significativo como Argentina”, agregó.
«El proyecto también marca la primera utilización de la tecnología de turbinas de gas NovaLT de Baker Hughes en América del Sur, lo que refleja la creciente demanda de turbo maquinaria de alta eficiencia y menores emisiones con plazos de entrega competitivos. La plataforma NovaLT16 fue seleccionada por su rendimiento, eficiencia, ventajas de entrega y su idoneidad para aplicaciones de compresión de gas en el segmento de midstream que apoyan las cadenas de valor de GNL», aseguró la compañía estadounidense a través de un comunicado.
Grupo PRESIDENTE da un nuevo paso en su visión de largo plazo para Mendoza y pone en marcha la construcción de Valley Boulevard, su nuevo edificio corporativo en Palmares Valley, el distrito que concentra hoy una de las transformaciones urbanas, productivas y empresariales más relevantes de la provincia. «Con este inicio de obra, la compañía no solo amplía su presencia en el corredor del piedemonte: reafirma su rol como uno de los protagonistas que están ayudando a definir hacia dónde crece Mendoza», destacaron desde la empresa.
En un contexto en el que las empresas buscan mucho más que metros cuadrados, Valley Boulevard nace para dar una respuesta contemporánea a una nueva forma de trabajar, vincularse e invertir. El proyecto fue concebido como una pieza de usos mixtos con vocación estratégica: un edificio preparado para recibir operaciones dinámicas, talento calificado y marcas que necesitan infraestructura, conectividad, representación y entorno en un mismo lugar.
“La decisión de PRESIDENTE confirma una lectura precisa del momento. Mendoza ya no ordena exclusivamente su vida corporativa desde el microcentro. El nuevo mapa de valor empieza a consolidarse sobre el eje de Palmares Valley, una centralidad en expansión que combina accesibilidad, paisaje, servicios, calidad urbana y proyección. En sus más de 200 hectáreas, el distrito integra arquitectura contemporánea, viñedos, deporte, comercio y vida cotidiana, con una proyección de más de 10.000 residentes en los próximos años”, indicaron desde la compañía.
Mario Groisman y sus hijos Julian y Carolina Groisman junto al intendente de Luján de Cuyo, Esteban Allasino
Nuevo polo corporativo
Dentro de ese escenario, Valley Boulevard aparece como una nueva referencia para el mundo corporativo local y regional. Su propuesta combina oficinas modulares desde 30 m² hasta plantas corporativas de más de 1.000m2, espacios comunes, salas de reunión, terrazas, áreas para trabajo híbrido, infraestructura tecnológica y una planta baja activa con paseo comercial a cielo abierto, pensada para ampliar la experiencia laboral y potenciar el networking cotidiano.
“Más que un edificio, PRESIDENTE impulsa un ecosistema. Valley Boulevard fue pensado para acompañar a estudios profesionales, pymes, empresas en expansión, sedes regionales y headquarters corporativos, con una arquitectura flexible que permite crecer sin perder eficiencia. A eso se suma una lógica de proyecto orientada a la sostenibilidad, la operación profesional y la integración entre negocios, bienestar y servicios”, detallaron desde la compañía.
Nuevo desarrollo
El desarrollo también dialoga con la evolución de la matriz productiva mendocina. Sectores como minería, oil & gas, logística, salud, servicios, tecnología y economía del conocimiento demandan hoy entornos más sofisticados, bien conectados y capaces de expresar un nuevo estándar. En ese marco, Valley Boulevard busca posicionarse como una de las respuestas más competitivas del mercado para captar esa demanda.
“Con Valley Boulevard seguimos materializando una visión: acompañar el crecimiento de Mendoza con desarrollos que interpreten cómo se vive, se trabaja y se hacen negocios hoy. Palmares Valley expresa con claridad ese cambio de escala y de mentalidad, y queremos ser parte activa de esa transformación”, señalaron desde la dirección de PRESIDENTE.
Con más de cinco décadas de trayectoria y presencia en distintos sectores de actividad, PRESIDENTE ratifica con este inicio de obra su compromiso con la inversión, la innovación y el desarrollo de la provincia. Valley Boulevard, el tercer desarrollo corporativo del grupo en la zona junto a AVATAR y WORKPLACE, y sintetiza una mirada: una apuesta por la infraestructura que viene, por las nuevas centralidades y por una Mendoza que se proyecta con más ambición, más sofisticación y más capacidad de atraer futuro.
“Porque cuando una ciudad cambia su eje, también cambia su horizonte. Y en Mendoza, ese horizonte ya empezó a construirse”, concluyeron desde la empresa.
La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía
Formosa avanza en su posicionamiento como un polo de energías renovables a partir de una inversión privada de US$ 147 millones destinada a la construcción de seis nuevos parques solares en distintas localidades. El desarrollo, impulsado por la firma Ambiente y Energía, se apoya en una infraestructura eléctrica de alta tensión y en la articulación con el Gobierno provincial, factores que permitieron atraer capitales por un total de US$ 190 millones en el sector.
La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía, que aportarán una capacidad instalada de 170 MW.
Desarrollos solares
Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la decisión de invertir en Formosa respondió a un análisis integral que contempló aspectos técnicos, institucionales y sociales. “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles. Pero, sobre todo, encontramos una infraestructura de transporte que permite inyectar esa energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de manera eficiente”, afirmó.
Fernando De Vido, presidente de REFSA (Recursos y Energía Formosa S.A.), remarcó la importancia de la infraestructura energética existente como base para el desarrollo de proyectos renovables. “Hoy se dan inversiones del sector privado vinculadas a parques solares porque existe una infraestructura eléctrica acorde. Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente en el territorio y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”, subrayó. A este sistema se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.
Fernando De Vido, presidente de REFSA
Nuevo proyecto solar
El proyecto contempla dos etapas. La primera prevé una capacidad de 80 MW con una inversión de US$ 64,5 millones, distribuida entre las localidades de Pirané (25 MW), Laguna Blanca (30 MW) e Ibarreta (25 MW). La segunda fase incorporará otros 90 MW mediante un desembolso equivalente, con desarrollos en Clorinda (50 MW), Formosa Capital (15 MW) y General Güemes (25 MW).
La localización de los proyectos responde a criterios técnicos vinculados a la red de transporte eléctrico, en particular a la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, lo que facilita la inyección de energía en zonas de alta demanda, especialmente durante los picos estivales.
En paralelo, la empresa prevé participar el 8 de mayo en la licitación nacional AlmaSADI, impulsada por CAMMESA, con el objetivo de incorporar sistemas de almacenamiento en baterías. Estas soluciones permitirían gestionar la energía generada, almacenándola en momentos de baja demanda y liberándola en horarios pico.
Tzarovsky destacó además el rol del Gobierno provincial en el desarrollo del proyecto. “Tuvimos acompañamiento desde el día uno. Nos reunimos con Fernando De Vido y con el ministro de Economía, Jorge Ibáñez, para evaluar la infraestructura. Esa sinergia es la que genera la confianza para desembolsar capitales de esta magnitud”, aseguró.
El análisis de la compañía también incluyó variables sociales y de largo plazo. Según indicó el ejecutivo, factores como la estabilidad social, los niveles educativos y la seguridad fueron considerados clave para inversiones con una vida útil estimada en hasta 30 años. “Al ser proyectos con una vida útil de hasta 30 años, la estabilidad del entorno social formoseño fue un factor decisivo”, sostuvo.
Impacto
En términos de impacto, se estima que el 65% de la inversión estará destinado a equipamiento, como paneles e inversores, mientras que el 35% restante corresponderá a obras civiles y montaje. Solo en el proyecto de Pirané se prevé la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador que podría alcanzar los 500 empleos indirectos.
La empresa adelantó que el 90% de la mano de obra será local y que se implementarán programas de capacitación técnica, con el objetivo de desarrollar capacidades regionales vinculadas al mantenimiento de los parques y a nuevas instalaciones. De esta manera, la provincia busca no solo incrementar su generación eléctrica, sino también fortalecer una base productiva asociada a la transición energética.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural
Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Trayectoria del nuevo gerente general
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como asi también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión. Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos. Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
“Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país”, destacaron desde la empresa.
Las obras en el proyecto CAREM en Atucha cesaron a comienzos de 2025.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) desjerarquizará el proyecto CAREM para priorizar la inversión en otros proyectos como el reactor RA-10. El movimiento será consecuencia de los cambios que realizará en su organigrama. Mientras tanto, la pausa en el avance físico del reactor genera preocupación por la depreciación de la instalación y de los equipos, según pudo saber EconoJournal.
En concreto, la CNEA realizará cambios importantes dentro de su estructura de 12 gerencias de área. Una de ellas es la Gerencia de Área Central Argentina de Elementos Modulares (GACAREM), encargada de llevar adelante el proyecto CAREM, un reactor prototipo de 32 MW de potencia eléctrica diseñado íntegramente en el país.
Fuentes en la CNEA señalan que GACAREM será desjerarquizada y pasará a depender de otra gerencia de área. «Se estaría por hacer un cambio de estructura en la CNEA y la degradarían de estatus de gerencia de área a una gerencia simple«, explicó una de las fuentes.
La desjerarquización implica que la ejecución del presupuesto del proyecto se ralentizará. «El punto con la creación de esa gerencia de área era tener una ejecución rápida y no tener que lidiar con ciertos retrasos administrativos en la ejecución del presupuesto», añadió.
Preocupa la conservación del CAREM
Mientras tanto, la actividad en el CAREM actualmente se reduce a la conservación del edificio del reactor, la turbina, la maquinaria y el herramental vinculados al proyecto. Sin embargo, fuentes del tema señalaron que la conservación es mínima por falta de presupuestoy personal, lo que expone a las instalaciones y equipos a una depreciación más rápida.
El proyecto CAREM está emplazado dentro del complejo nuclear Atucha en Lima. El avance físico del proyecto se ubicaba en un 63% a fines de 2024. La enorme mayoría de ese avance se explica por la obra civil del reactor que se encuentra muy avanzada, por lo que la CNEA suspedió a comienzos de 2025 los trabajos de construcción para centrar el presupuesto en continuar desarrollando la ingeniería del reactor y sus componentes.
«El estado de preservación es precario. No hay condiciones para la preservación de los materiales estructurales con la situación salarial, la presupuestaria y la degradación de la unidad jerárquica», graficó otra de las fuentes.
Un ejemplo es lo que sucede dentro del edificio que alojará el reactor, que quedó parcialmente desprotegido, de manera que se inunda en días de lluvia. «Como esa parte no se tapó, se inunda y hay que entrar con una bomba de achique para sacar el agua. Se va degradando la obra civil, no hubo ni siquiera presupuesto para tapar esa parte«, añadió.
Otra fuente dijo que el personal de preservación se redujo de 30 a 7 personas durante 2025. «Hay equipos que no se pueden inspeccionar por falta de herramientas, personal técnico y presupuesto», explicó.
El futuro incierto del CAREM
La preocupación por la conservación está vinculada con la expectativa de finalizar el reactor prototipo y ponerlo en marcha en el futuro. Por el momento, los alcances del proyecto CAREM están siendo acotados y su desarrollo enfrenta importantes desafíos de ingeniería para los que no se cuenta con el presupuesto requerido. La evolución del proyecto también genera discusiones en el sector nuclear sobre la capacidad de la CNEA para conducirlo.
El CAREM prototipo de 32 MWe (originalmente de 25 MW) es un diseño de reactor en la línea de los reactores modulares pequeños (SMR). Se trata de un reactor presurizado de agua liviana (PWR), la configuración de reactor más utilizada en el mundo. Entre sus aspectos más innovadores figuran la búsqueda de integrar componentes dentro del recipiente presión y la circulación del agua por convección natural.
La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) viene indicando que el proyecto prioritario vinculado a la CNEA es la finalización del reactor multipropósito RA-10, cuya puesta en marcha se espera para fines de este año.
En cuanto al CAREM, el titular de la secretaría, Federico Ramos Napoli, definió que el valor del proyecto está en el talento humano y las capacidades tecnológicas que se generaron y que pueden servir para insertar al país como proveedor de servicios y componentes al extranjero para otros diseños de reactores modulares pequeños (SMR). En esa línea se inserta un acuerdo entre CNEA e IMPSA para fabricar y exportar recipientes de presión para reactores SMR.
Sin embargo, en lo que respecta al reactor prototipo, el secretario de Asuntos Nucleares evalúa que la planificación y la gestión del proyecto no fue la mejor y que las características del reactor generan desafíos de ingeniería de compleja resolución, estos últimos documentados por la CNEA en una Revisión Crítica de Diseño realizada en 2024.
“El CAREM eligió innovar en cuatro o cinco variables críticas simultáneamente. Eso no es imprudencia de los ingenieros. Es la consecuencia de un sistema que premiaba la ambición técnica en sí misma, independientemente de si esa ambición resolvía un problema real o creaba uno nuevo. La noble búsqueda de correr la frontera tecnológica desprovista de una planificación clara, sólo se tradujo en mayores tiempos y presupuesto descontrolado para el proyecto”, reflexionó Ramos Napoli en un artículo publicado en Infobae.
Uno de los cuestionamientos centrales a la planificación pasada del proyecto es al avance de la obra civil por delante de la ingeniería final del reactor y sus componentes. «El hormigón no se deshace. Una vez que la estructura civil existe, la presión institucional para continuar se vuelve tan sólida como ella. Esa decisión de secuencia — construir lo irreversible antes de cerrar lo incierto — fue tomada con pleno conocimiento de las incertidumbres técnicas que el propio equipo del proyecto había documentado», cuestionó el secretario.
El CAREM comercial, descartado
El concepto CAREM viene de la década de 1980 pero la decisión de avanzar en su desarrollo y construcción se tomó treinta años después. La construcción del reactor prototipo comenzó en 2014, con la expectativa de validar el funcionamiento integral del concepto. El proyecto también ambicionaba con dar paso al diseño de módulos comerciales CAREM de 120 MW de potencia. El CAPEX invertido en el prototipo hasta el momento asciende a por lo menos unos US$ 750 millones según la SAN.
Sin embargo, la viabilidad comercial de un reactor más potente comenzó a ser cuestionada en los últimos años. El primer presidente de la CNEA en expresar públicamente el tema dentro del organismo fue Germán Guido Lavalle, prácticamente descartando la búsqueda de una versión comercial del CAREM. «Seamos honestos intelectualmente, no vamos a vender 50 CAREM, sabemos que no es así, que no es económicamente competitivo ese reactor«, dijo en un mensaje interno de fin de año en 2024.
De esta forma, los alcances del proyecto CAREM quedaron acotados a la finalización y puesta en marcha del reactor prototipo. La gerencia CAREM en este momento emplea a unas 200 personas con foco en seguir trabajando en la resolución de desafíos de ingeniería y desarrollo de los componentes críticos.
Sin embargo, la falta de presupuesto y la situación salarial ralentizan el avance y empujan a la fuga de talento fuera del organismo científico nuclear. «Hay una fuga de profesionales que forzó la unificación de las áreas de obra e ingeniera del proyecto. Se fue la gente de electrónica y los técnicos de la obra civil pasaron a hacer servicios a terceros», explicó una de las fuentes.
El parque solar posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales
360Energy y Stellantis Argentina anunciaron la puesta en marcha del parque solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas compañías impulsan en el país. El parque posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.
El proyecto ya se encuentra habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la autonomía energética del complejo industrial.
En concreto, la energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “Mater” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con energía 100% renovable.
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$100 millones iniciado en 2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de las operaciones industriales de la automotriz.
Nuevo parque solar en el Polo Industrial de Córdoba
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$ 100 millones iniciado en 2024
De acuerdo con la información suministrada por las empresas, el Parque Solar Córdoba presenta las siguientes características técnicas:
• Potencia pico: 8 MWp
• Estructuras de soporte: tracker PVH.
• Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar.
• Inversores: tipo string, Huawei.
• Generación de energía: 16,7 GWh/año.
«Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar estratégico de su operación en la región», destacaron desde las empresas.
“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en Argentina y otros países de Latinoamérica», sostuvo Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.
«Estamos convencidos que la energía solar es y será el principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con la transformación de la matriz energética del país y la región”, señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy», agregó.
El presidente de YPF, Horacio Marín, comunicó este miércoles la entrada en vigencia de un esquema de compensación –“buffer” o instrumento amortiguador— del precio de los combustibles en la Argentina frente a la escalada de la cotización internacional del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente. El anuncio llega luego de que las naftas subieran cerca de 20% en marzo.
El esquema contempla la puesta en marcha de un mecanismo novedoso, articulado entre privados, sin intervención del Estado nacional a través de algún tipo de regulación.EconoJournal había anticipado el lunes que era inminente algún tipo de acuerdo durante esta semana.
Lo que se busca es que productores y refinadores —entre los que figuran YPF, Axion Energy, Raízen y Trafigura— junto con productores no integrados como Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Tecpetrol, CAPSA y Phoenix Global Resources, entre otros, acuerden condiciones de comercialización de crudo en el mercado interno que amortigüen el impacto de un contexto excepcional, con el barril por encima de los 100 dólares por el conflicto en Medio Oriente.
Equilibrio entre inversión y precios
A grandes rasgos, el esquema apunta a cumplir un doble objetivo.
Por un lado, evitar distorsionar la señal de precios del petróleo en el mercado interno, de modo de no afectar el desarrollo de inversiones en Vaca Muerta, que requiere que el precio local del crudo se mantenga alineado con la paridad de exportación.
Por otro, busca moderar el traslado de esa suba a los surtidores para evitar un impacto negativo en el funcionamiento sistémico de la economía -con foco en el impacto inflacionario- y en el nivel de consumo de combustibles.
Según reconoció Marín, en algunas regiones del interior ya se empezaban a detectar señales de retracción en la demanda.
Cómo funciona en la práctica el esquema de compensación
El precio de los combustibles aumentó en torno al 20% a lo largo de marzo, el mayor incremento de los últimos 15 o 20 años sin que medie una corrección cambiaria.
A diferencia de episodios anteriores —como en diciembre de 2023—, en este caso el tipo de cambio se mantuvo estable, pero el precio en surtidor se ajustó por la suba del crudo. Aun así, el aumento local quedó por debajo del registrado en mercados como Estados Unidos, Europa o Chile.
Esa decisión refleja la intención de la industria de sostener reglas de mercado —sin desacoplar demasiado los precios domésticos del crudo de los internacionales— para no afectar la llegada de nuevos inversores a Vaca Muerta, como Continental Resources, entre otros.
El corazón del esquema es un sistema de compensación entre productores y refinadores que funciona, en los hechos, como un fondo estabilizador intraindustria. El que propuso un mecanismo similar fue Juan José Aranguren durante su paso por el Ministerio de Energía, pero no lo llegó a implementar.
El precio interno del crudo se define en función de promedios móviles. Algunas compañías —como Raízen— utilizan ventanas entre el 15 de un mes y el 15 del siguiente, mientras que YPF y Puma trabajan con mes calendario.
Sobre esa base, el nuevo mecanismo permite que los refinadores paguen un precio interno más bajo que el de paridad de exportación, de modo de sostener el precio en surtidor con un margen de refinación acotado —deteriorado, pero aún viable—.
La diferencia entre ese precio efectivo y el precio internacional se acumula como un saldo a favor del productor en una cuenta corriente. Ese desfasaje no se elimina: se difiere.
Se trata, conceptualmente, de un esquema de compensación típico de contextos de crisis o excepcionalidad —como guerras—, donde los productores resignan ingresos en el corto plazo, pero conservan el derecho a recuperarlos más adelante.
La expectativa del sector es que esa brecha pueda saldarse en los próximos cuatro o cinco meses, cuando el precio del crudo vuelva a niveles más cercanos a los 80 dólares por barril.
En ese marco, durante los próximos 45 días no habrá nuevas subas en los precios de los combustibles.
El rol de YPF como garante
En este esquema, YPF juega un rol central como empresa líder del mercado, con una participación cercana al 55 por ciento.
Según dejó entrever ayer Marín en una entrevista con LN+, la compañía está hoy vendiendo combustibles por debajo del precio que resultaría de una aplicación estricta de paridad internacional, con el objetivo de evitar un impacto inmediato sobre el consumo.
Pero el esquema también prevé el movimiento inverso: si el precio internacional del crudo baja, los combustibles en la Argentina no lo harán al mismo ritmo.
En ese escenario, la baja en surtidor será más gradual, permitiendo que refinadores no integrados como Raízen o Puma puedan cancelar la deuda acumulada con los productores puros (como Pluspetrol, Vista, Capsa o CGC).
En síntesis: los precios suben menos de lo que deberían en un contexto de libre mercado pleno, pero también bajarán más lento cuando se normalice el escenario internacional.
Condición clave: estabilidad cambiaria
El funcionamiento del esquema depende de una variable crítica: el tipo de cambio.
Además del precio del crudo, el dólar es el otro factor central en la formación del precio de los combustibles. La expectativa de estabilidad cambiaria —apuntalada por la liquidación de la cosecha gruesa— genera condiciones para que este mecanismo pueda sostenerse.
En ese sentido, el esquema también funciona como una señal de la industria: frente a un escenario internacional adverso, las empresas buscan mecanismos de coordinación privada para evitar disrupciones en precios sin forzar indirectamente una intervención del Estado.
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) elaboró una proyecto de Ley de Transición Energética que busca establecer las bases para la descarbonización de la matriz energética en la Argentina. La iniciativa no es planteada solo como una meta ambiental, sino como una oportunidad de desarrollo económico, que permitiría aprovechar el financiamiento internacional disponible para reducir costos sistémicos millonarios y liberar excedentes de hidrocarburos para la exportación.
La propuesta legislativa integral surge de un proceso de debate que involucró a los principales actores del sector privado, incluyendo a la Unión Industrial Argentina (UIA), instituciones del agro, universidades y organismos técnicos como AGUEERA, ATEERA y Cammesa. El objetivo es dotar al país de un marco regulatorio previsible que permita captar el flujo de capitales globales destinados a la mitigación del cambio climático.
Marcelo Álvarez, presidente de CADER y principal impulsor de la iniciativa, explicó que el enfoque de la norma rompe con la visión tradicional de las metas ambientales como un costo. «Estamos trabajando en un proyecto de Ley de Transición Energética que entusiasma y que se presentará en breve a la clase política. Un marco lo suficientemente ambicioso y flexible para incorporar aquellos recursos, vectores y tecnologías que hoy no se conocen», anunció el directivo en diálogo con EconoJournal.
En los fundamentos de la iniciatia se plantea que la transición energética actuará como un «game changer» que redefinirá la economía mediante impactos directos en sectores como la energía, la minería estratégica y el hidrógeno verde. Sin embargo, su alcance será también indirecto y obligatorio para toda la industria, que deberá internalizar su huella de carbono en la producción y el transporte. En este nuevo escenario, se penalizarán los modelos productivos no sustentables y se premiará a quienes adaptes sus procesos a las exigencias de la descarbonización.
Descarbonización y oportunidad de negocios
Para el sector, el eje central es la competitividad: «Es un proyecto de ley que muestra una oportunidad de negocios. No se parte de una restricción climática, sino de cómo aprovechar el financiamiento verde internacional para la descarbonización», explicó Alvarez. El sustento técnico de la propuesta se apoya en estudios comparativos, como los presentados por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), que contrastan el escenario inercial (Business As Usual – BAU) con alternativas de descarbonización.
Marcelo Alvarez, presidente de Cader.
El escenario BAU para la Argentina proyecta un costo de US$261.000 millones a 2050, con emisiones que duplicarían los niveles de 2019. En contrapartida, un modelo basado intensivamente en el gas natural generaría un ahorro de US$14.000 millones, pero apenas reduciría un 6% las emisiones. Por su parte, la opción centrada en las renovables propone un ahorro sistémico de US$31.000 millones y una mitigación de emisiones del 59% respecto al tendencial.
En términos de empleo, el diferencial es significativo para el mercado laboral local. Mientras que la opción del gas natural generaría unos 13.000 puestos hacia 2030 sin crecimiento posterior, el escenario de renovables es sensiblemente más dinámico. Al respecto, Álvarez detalló: «El escenario de renovables genera 139.000 puestos de trabajo sin cadena de valor local; 145.000 con cadena de valor local parcial». Estas cifras subrayan la capacidad de la transición para actuar como un motor de reactivación industrial, especialmente si se fomentan incentivos para la fabricación nacional de componentes.
El contenido del proyecto
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo. Los apartados cubren áreas críticas como el hidrógeno verde, el uso eficiente de la energía, la continuidad de la Ley 27.191 para renovables, el tratamiento del oil & gas residual, la infraestructura de redes y el financiamiento.
«Tiene siete capítulos este proyecto de ley que son eventualmente capítulos independientes. El único que es transversal es el de financiamiento; todos los demás podrían ser leyes per sé», explicó el referente de CADER, remarcando la flexibilidad del esquema propuesto y que se espera tengs etado parlamentario y aprobación este año.
Uno de los puntos más disruptivos de la iniciativa es su autonomía respecto a los recursos del Tesoro Nacional. En un contexto de restricción fiscal en la Argentina, el sector privado asegura que la clave reside en la seguridad jurídica y no en los subsidios directos.
«La buena noticia es que no necesitamos nada; necesitamos marco regulatorio y hoja de ruta. El financiamiento lo conseguimos desde el exterior; no necesitamos que el tesoro ponga un centavo», afirmó Álvarez. Esto posiciona a la ley como una herramienta de atracción de divisas genuinas sin comprometer las cuentas públicas.
El proyecto también aborda la coexistencia con los recursos fósiles existentes, ineludible en un país que cuenta con los recursos de Vaca Muerta, proponiendo una transición inteligente que maximice los ingresos por exportaciones. La lógica planteada es descarbonizar el consumo interno mediante fuentes limpias de bajo costo para liberar el saldo exportable de hidrocarburos.
«La Argentina puede, entrando ahora con las renovables más baratas, usar el financiamiento internacional para descarbonizar su matriz y exportar todos los excedentes que tiene de fósiles», señaló el directivo, visualizando un modelo de país que combine una «matriz interna muy limpia, muy barata y que genera empleo, y una exportación de fósiles combinados con hidrógeno».
El proyecto permite la incoporación de tecnologías aún no desarrolladas.
La visión de largo plazo de CADER otorga al hidrógeno verde un rol protagónico como vector energético y facilitador de nuevos mercados de exportación. El proyecto contempla que este recurso demande carbono para la producción de combustibles sintéticos, lo que podría consolidar un nuevo perfil comercial para la Argentina en la próxima década. Esta integración tecnológica permitiría insertarse en las cadenas globales de valor que hoy demandan productos con baja huella de carbono, desde minerales críticos hasta insumos industriales.
En el aspecto institucional, la ley propone la creación de un Instituto Autárquico para el desarrollo del sector energético. Este ente sería el encargado de actuar como autoridad de aplicación y de ajustar las metas legislativas en función de la evolución de las tecnologías y los costos internacionales. La propuesta busca así evitar la obsolescencia de la normativa y garantizar que la transición energética sea un proceso dinámico supervisado por un organismo con capacidad técnica y autonomía política.
Instrumentos de incentivo fiscal
Para fomentar la inversión en infraestructura de gran escala, como gasoductos, líneas de transmisión y plantas de licuefacción, el texto incluye incentivos específicos. Se mencionan herramientas como la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, la devolución anticipada de IVA y la estabilidad fiscal por plazos prolongados.
Estas medidas apuntan a reducir el riesgo país percibido por los inversores y compensar las asimetrías de financiamiento que enfrenta la industria local frente a competidores regionales. Por su contenido tienen un perfil similar al vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó la actual gestión de gobierno y que permitió hasta el momento recibir propuestas de proyectos por unos US$70.000 millones de inversión, en particular en sectores de la energía, la minería e infraestructura.
La cuestión cambiaria no queda fuera del análisis transversal del capítulo de financiamiento. El proyecto sugiere mecanismos de libre disponibilidad de divisas para el repago de deudas contraídas en el exterior y para la repatriación de dividendos, condiciones consideradas esenciales para cualquier proyecto de capital intensivo. La meta es que el marco regulatorio actúe como un garante de la estabilidad macroeconómica, permitiendo que la balanza comercial energética sea superavitaria y ayude a financiar la propia transición.
Respecto al contexto político para el tratamiento de la norma, CADER considera que el año 2026 ofrece una ventana de oportunidad única debido a la ausencia de elecciones nacionales. «Esperamos que tome estado parlamentario y se apruebe eventualmente este año. Es un año ideal porque no hay elecciones; es un año donde se puede escuchar más», sostuvo Álvarez. La estrategia consiste en tener los consensos técnicos cerrados y los proyectos listos para cuando la agenda legislativa permita su abordaje formal.
La iniciativa busca fortalecer el perfil del emprendimiento para acceder a financiamiento internacional
Con el objetivo de fortalecer el perfil del proyecto de cobre Taca Taca, en Salta, potenciando el acceso al financiamiento internacional y el alineamiento con prácticas minerales responsables, la Corporación Financiera Internacional (IFC) y First Quantum Minerals Ltd. firmaron un acuerdo que enmarca al proyecto bajo los Estándares de Desempeño en Sostenibilidad Ambiental y Social del organismo multilateral.
El proyecto Taca Taca es considerado uno de los yacimientos de cobre sin explotar más grandes del mundo y una pieza relevante dentro del incipiente sector cuprífero argentino. La proyección de Taca Taca se inscribe en el contexto de transición energética, donde los minerales críticos son altamente demandados. De allí, el potencial de la iniciativa como motor de diversificación exportador y desarrollo de infraestructura en el país.
Según datos difundidos por las compañías, el desarrollo inicial de Taca Taca contempla una inversión estimada en US$ 4.200 millones para una planta con capacidad de procesamiento de 40 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión.
En ese escenario, se proyecta una producción de aproximadamente 291.000 toneladas de cobre por año durante la primera década de operación, dentro de una vida útil estimada de 35 años.
Además del impacto en la producción, el proyecto prevé generar empleo y dinamizar economías regionales. Durante la etapa de construcción, se estima un pico de hasta 4.000 puestos de trabajo, mientras que en fase operativa se mantendrían alrededor de 2.000 empleos directos e indirectos, junto con el desarrollo de capacidades técnicas e infraestructura asociada.
El impacto de la alianza de IFC y First Quantum
Desde IFC señalaron que la alianza apunta a garantizar que grandes inversiones en recursos naturales se alineen con estándares internacionales, al tiempo que contribuyan al desarrollo de cadenas de valor locales. En esa línea, destacaron que el acuerdo también busca enviar una señal al mercado sobre el potencial de la minería sostenible para atraer inversión extranjera y mejorar la competitividad exportadora.
Por su parte, desde First Quantum consideraron que la participación de IFC respalda tanto las condiciones del proyecto como el posicionamiento de la Argentina como jurisdicción emergente en minería, en un momento en el que se busca captar la inversión extranjera de largo plazo a partir de diversas reformas.
A nivel global, la Argentina cuenta con la cuarta mayor reserva de cobre y la tercera de litio, dos minerales clave para la electrificación y las nuevas cadenas de suministro energéticas. En ese marco, el desarrollo de proyectos como Taca Taca aparece como un eje estratégico para consolidar la inserción del país en la transición energética.
Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio, informó que completó el proceso de fijación de precio para la emisión de obligaciones negociables por un monto total de US$ 500 millones en el mercado internacional. Los títulos devengarán una tasa de interés del 7,875% anual y tendrán vencimiento en 2038.
De ese modo, en línea con lo presentado en su último Investor Day, Vista apunta a consolidar su protagonismo en Vaca Muerta y proyecta conectar entre 80 y 90 pozos anuales en el período 2026-2028, con un nivel de inversión estimado de entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones por año.
La emisión de ON’s
Las obligaciones negociables estarán regidas por la legislación del estado de Nueva York, en Estados Unidos, y se espera que la operación cierre el próximo 8 de abril. La emisión presenta una vida promedio ponderada de aproximadamente 11 años, con amortizaciones de capital previstas en el décimo, undécimo y duodécimo aniversario.
La colocación se realizó bajo el formato de oferta privada dirigida a inversores institucionales calificados y se inscribe dentro del programa global de emisión de deuda deVista Energy, autorizado por la Comisión Nacional de Valores (CNV) por hasta US$ 4.000 millones, según informó Vista al mercado.
En la actualidad, Vista Energy es el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y uno de los mayores exportadores de crudo del país. En ese contexto, la compañía viene ejecutando un plan de expansión enfocado en el desarrollo de activos no convencionales.
Vista afianza su plan de crecimiento en Vaca Muerta
De acuerdo con lo presentado en su último Investor Day, y en términos de producción, Vista prevé alcanzar los 180.000 barrilesequivalentes de petróleo por día (boe/d) hacia 2028 y superar los 200.000 boe/d hacia 2030, consolidando su posicionamiento dentro del segmento shale en la Argentina.
“La emisión de deuda se alinea con estos objetivos de crecimiento y busca fortalecer la estructura financiera de la compañía para sostener el ritmo de inversiones en los próximos años”, aseguraron desde la compañía.
En las últimas semanas los combustibles subieron en torno al 20% por la escalada del precio del petróleo por la Guerra en Medio Oriente.
El gobierno volvió a postergar en abril la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) que se aplica a la venta naftas y gasoil en las estaciones de servicio. Lo hizo a través del decreto 217 publicado este miércoles en el Boletín Oficial. Según cálculos de la consultora Economía y Energía, por el diferimiento en un mes del gravamen a la nafta y el gasoil, el Tesoro deja de recaudar alrededor de US$ 150 millones.
Los impuestos a los combustibles están determinados por la ley 23.966. Es un tributo que se actualiza trimestralmente los meses de enero, abril, julio y octubre en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese indicador desde enero de 2018. La misma consultora estimó que por la actualización parcial del gravamen en 2025 el Tesoro dejó de recaudar cerca de US$ 2.500 millones.
Con la postergación de abril, el valor del impuesto en las naftas tiene un atraso que la normativa establecía para el período entre septiembre – noviembre de 2024. En gasoil el atraso es menor y en la actualidad se tienen los valores que la norma preveía entre marzo y mayo de 2025.
“En los últimos meses el gobierno venía aumentando alrededor de a 15 pesos el ICL y el IDC. Todavía hay pendiente una actualización de 187 pesos en las naftas y de 82 pesos en el gasoil”, describió a EconoJournal una fuente del sector privado del segmento de comercialización de combustibles.
Decreto para congelar la suba de impuestos
El decreto, que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, apunta a reducir la presión inflacionaria, ya que las compañías de refinación de combustibles trasladan automáticamente a surtidor cada actualización impositiva.
En rigor, el gobierno quiere evitar una mayor suba del precio de los combustibles, que en las últimas semanas vienen incrementándose cerca de 20% por la escalada del precio del petróleo provocada por la guerra en Medio Oriente, que se mantiene por encima de los 100 dólares por cada barril de crudo Brent.
El gobierno tomó la medida en una semana clave ya que productores y refinadoras deberán negociar el impacto en surtidor del precio del combustible en el mercado local, tal como publicó EconoJournal. Si bien la Ley de Bases establece que el valor debería ser de paridad de exportación ese criterio es de difícil aplicación en el contexto actual.
La recuperación del valor atrasado de los impuestos es un tema que el gobierno de Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó en varias oportunidades la carga impositiva sobre los combustibles. En la actualidad, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar.
Argentina tiene 62 proyectos de litio, de los cuales 8 están en producción, 4 en construcción, 5 en factibilidad, 30 en exploración avanzada y 15 en exploración inicial.
El proyecto de litioHombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium, terminó la construcción de la fase 1 del desarrollo de litio y se prepara para la primera producción. A fines de abril iniciará el primer procesamiento de litio y a mitad de año espera entregar el primer concentrado de cloruro de litio. Los primeros envíos están previstos para el segundo semestre del año, según informó la compañía australiana.
El proyecto HMW, ubicado en Catamarca, obtuvo la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones. Será el octavo proyecto de litio que entra en producción en el país. En 2025, la Argentina produjo poco más de 100.000 toneladas.
Litio en la Argentina
Los siete proyectos de litio actualmente en producción en el país son, según registra la Secretaría de Minería: Fénix (Río Tinto, Catamarca); Olaroz (Río Tinto, jujuy); Sal de Oro (Posco, Catamarca-Salta); Cauchari-Olaroz (Ganfeng Lithium, Jujuy); Centenario – Ratones (Eramet, Salta); Tres Quebradas (Zijin-Liex, Catamarca); y Mariana (Ganfeng Lithium, Salta).
La Argentina produce litio en Catamarca, Jujuy y Salta, provincias que integran el Triángulo del Litio, la zona que el país comparte con Chile y Bolivia, donde se concentran los mayores recursos identificados de este mineral en el mundo.
La Argentina cuenta con 62 proyectos de litio en distintas etapas, según detalla Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM), de la cartera minera. Además de los 8 operativos, hay 4 en construcción, 5 en factibilidad y 30 en exploración avanzada y los 15 restantes están en etapa de exploración inicial y prospección.
Inicio de producción de HMW
“Con toda la infraestructura de procesamiento principal instalada, incluyendo la planta de nanofiltración y las balsas de evaporación, hemos iniciado la fase de pruebas y puesta en marcha. Prevemos comenzar la producción a una tasa inicial de 4.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE), y próximamente se iniciará la construcción para dar soporte a la expansión a 5.200 toneladas anuales de LCE”, también destacó Galan Lithium.
Ubicado en el Salar del Hombre Muerto, donde se encuentran otros desarrollos importantes de litio, HMW es el segundo proyecto de litio aprobado del RIGI luego de Rincón de la minera Río Tinto, que planea invertir US$ 2.700 millones en Salta.
El inicio de producción del proyecto de Galan Lithium coincide con un repunte del precio a nivel internacional, ya que en las últimas semanas la tonelada escaló a los 20.000 dólares, el doble de lo que estaba en enero de 2025. La producción de la fase 1 de HMW sólo requerirá de la perforación de seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.
El litio en Hombre Muerto Oeste
La nano-planta de filtración que Galan Lithium acaba de instalar se construyó en Sídney, Australia. El proyecto generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE).
Galan Lithium posee el 100% de HMW, pero desarrolla el proyecto con la contratista Authium Ltd., también de Australia, país que lidera el ranking de producción mundial. Además, Galan restauró y revistió dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción.
La compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional
Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.
Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
Ciclo de expansión
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de US$ 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
La trayectoria de Compañía MEGA
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.
“A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina”, aseguraron desde la empresa.
El subprocurador del Tesoro, Juan Ignacio Stampalija, reconstruyó la estrategia de la defensa en el juicio por la expropiación de YPF que en primera instancia obliga al Estado argentino a desembolsar 16.100 millones de dólares más intereses y la Corte de Apelaciones revocó el viernes pasado.En diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el funcionario explicó en la última emisión de Dínamo cómo se gestionó el apoyo de actores internacionales clave y la resistencia ante un proceso de discovery que buscó, de forma agresiva, forzar el desacato del Estado. Además, dejó en claro lo que les pidió Javier Milei: «Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentando bajar el monto, pero fue que teníamos que ganar», aseguró.
Nicolás Gandini: -Cuando ustedes arrancan o hacen esa especie de introducción o diagnóstico del caso, heredan una sentencia negativa por 16.000 millones de dólares. ¿Cuáles son los elementos que ven y cómo arman esa estrategia?
Juan Ignacio Stampalija: -Voy a hacer una pequeña aclaración. Nosotros asumimos en febrero del año pasado. En el primer año del gobierno del presidente Milei la defensa estuvo a cargo principalmente de Andrés de la Cruz, siempre liderado por María Ibarzábal y todo el equipo jurídico del gobierno. Cuando asumió el gobierno se acababa de recibir este fallo que básicamente era el peor fallo que podía recibir la República. La jueza había fallado en contra de Argentina en el peor escenario posible. Primero había fallado en contra en lo jurisdiccional, después en el fondo y en los intereses adoptó el peor criterio para la Argentina, en daños había adoptado el peor criterio para la Argentina. era un fallo que había plasmado el peor escenario posible en contra del país.
Nicolás Gandini, director de EconoJournal; junto a Juan Ignacio Stampalija, subprocurador del Tesoro de la Nación.
Hay que tener presente que el ratio de revocaciones de la Cámara de Apelación del Segundo Circuito respecto de fallos de primera instancia ya de por sí es bajo, es alrededor de 15%, y en el caso particular de fallos de la jueza Preska es todavía menor, 7 u 8 por ciento. El escenario claramente no era un fácil. Con respecto a lo jurídico, a lo estrictamente jurídico, en el gobierno estábamos convencidos de que ese fallo estaba mal porque era un fallo de derecho argentino y se aplicaba el derecho argentino de una forma que creemos nosotros —y ahora también cree la Cámara de Apelaciones— que era incorrecto de acuerdo al derecho argentino.
Juan I. Stampalija de @ProcuTesoroAR sobre el control de daños en el juicio a #YPF: “La orden del Presidente fue defender con uñas y dientes. Era clave evitar el desacato”
Entonces se trabajó partiendo de la idea de que había que revertir ese fallo, pero que no alcanzaba solo con esa cuestión. Entonces ahí se trabajó sobre tres o cuatro ejes. Por eso lo que dijo la doctora Ibarzábal respecto a una estrategia multifocal o multidimensional. Primero nos parecía clave atacar una cuestión que era el daño reputacional que la Argentina tenía ante los tribunales de Estados Unidos. La Argentina ya por casos de holdouts e inclusive anteriores, para que te des una idea, el leading case sobre si las cuestiones de deuda soberana tienen inmunidad o no es un caso argentino de la década del 80 en Nueva York.
Entonces, una cuestión era atacar esa noción, demostrar que la Argentina era un país distinto, que asumía el presidente Milei, que es un país que se quiere integrar al mundo, que juega de acuerdo a las reglas procesales del sistema y de eso se derivaban muchas cosas. Una cuestión que se derivó, sin duda, fue intentar a toda costa que el país no fuera declarado en desacato. Burford inició una campaña de discovery —después si querés podemos verlo más en detalle— muy agresiva, que si vos me preguntás a mí, el único objetivo que tenía era que la Argentina incumpliera para pedir el desacato y generar el daño reputacional. Ellos sabían que no iban a encontrar bienes, nunca buscaron bienes, buscaban el daño reputacional. Entonces, una cuestión fue atacar eso, demostrar que el país iba a cumplir, iba obviamente a cuestionar lo que no estuviera de acuerdo, pero lo iba a cumplir.
¿La relación de Milei y Trump incidió en el fallo de #YPF ? Para Juan I. Stampalija: “El respaldo de EE.UU. fortaleció la posición argentina. Un respaldo así te da seriedad, no sé si con otro gobierno se hubiera logrado.”
NG: -La Argentina tiene antecedentes que lamentablemente no juegan a favor en términos de percepción de la justicia. ¿A ustedes les pidieron hacer todo lo posible para neutralizar esa percepción?
JIS: -Exactamente. Y parte de eso fue evitar el desacato a toda costa. Estar más de 2 años intentando cumplir y cumpliendo con el discovery para evitar esa declaración de desacato. Luego, también relacionado con el tema reputacional, tuvimos que demostrar que los argumentos que teníamos eran serios, eran válidos y no solo porque lo dijera la Argentina, sino también porque otros países apoyaban la posición argentina. Ahí se consiguieron amicus curiae en distintos momentos del juicio. En algunos casos fueron Estados, en otros casos también hubo asociaciones, ayudaron también a mostrar la fortaleza de los argumentos argentinos. La Argentina no estaba sola en lo que estaba argumentando, sino que Uruguay, Brasil, Chile, Ecuador, después el Departamento de Justicia de Estados Unidos, Israel, Francia, Italia, un montón de países, y asociaciones como la AmCham, como la American Bankers Association. Hubo distintos actores de distintos tipos diciendo: «Esto que está pasando está mal y la Argentina tiene razón». Eso consolidó nuestra posición. También se presentaban académicos de derecho privado, derecho público, académicos de derecho internacional norteamericanos. Todo eso demostró que los argumentos de la Argentina no tenían sentido solo para la Argentina.
Fallo YPF: dudas sobre los beneficiarios finales “Nunca se supo quiénes son los beneficiarios finales. Burford compró una parte y vendió el resto”. El Estado pudo haber pagado millones sin saber a quién. Juan I. Stampalija, subprocurador del Tesoro https://t.co/bygFWK0rUOpic.twitter.com/w1tnJofzdy
NG: -¿Ustedes pusieron mucha energía para tratar de encontrar a esos actores?
JIS: -Exactamente. Es mucho trabajo hacer contacto, explicarles el caso, convencerlos. Obviamente los amicus lo hacen individualmente, pero había que presentarles el caso, decirles lo que estaba pasando, por qué nos parecía que esto era un problema. Y también, y esto es muy importante, también explicarle al gobierno de Estados Unidos que esto era un mal precedente para Estados Unidos, para la justicia de Estados Unidos, que esto que está pasando podía eventualmente llevar a que jueces de otros países fallen en contra de Estados Unidos.
NG: -¿Eso por qué? Desde afuera uno siempre vio que estaba la figura esta de que la justicia norteamericana se estaba extralimitando en los alcances de lo que estaba regulando. Si Burford compra el derecho a litigar de Petersen Energía una vez que esa sociedad va a la quiebra y lo negocia con el síndico, hubiese venido a litigar a la Argentina y te hace un juicio y te lo gana está en su derecho. En Estados Unidos era más complicado: una empresa española creada por un grupo argentino, muchos elementos muy forzados.
JIS: -Lo que vos decís tiene que ver con lo jurisdiccional. Después acá se hizo una interpretación de que en realidad no había inmunidad porque lo que se discutía no era la expropiación, sino el hecho de no haber hecho la OPA, lo cual es una distinción que es discutible. Después está el hecho de que una jueza norteamericana aplica el derecho argentino sin que exista ningún precedente argentino que le dé la razón y que encima lo haga de la forma en que lo hizo. Después siguió la orden de entrega de las acciones de YPF. Imagínate el mismo caso, pero respecto de otro país, supongamos de Estados Unidos, supongamos que un juez argentino le haga eso al gobierno norteamericano. Lo que nosotros buscamos fue explicar eso, transmitir eso.
Juan Ignacio Stampalija, subprocurador del Tesoro de la Nación.
Y por último, como último eje, yo diría, está el tema de la narrativa. Burford había instalado una narrativa muy naíf: son los pobres inversores que fueron perjudicados por la Argentina. Eso estaba muy instalado en la prensa, en Estados Unidos y en la Argentina. Nosotros tuvimos que explicarle al tribunal que esto no tenía nada que ver con la privatización que ocurrió en los 90, que fue cuando la Argentina buscó capitales en la bolsa de Nueva York. Estos son hechos que ocurrieron 15 años después, que no ocurrieron en Estados Unidos, que los grupos involucrados poco tenían que ver con la bolsa de Estados Unidos, que eran argentinos que crearon una empresa, que hicieron un deal totalmente privado, además de muy cuestionado. Había que romper con ese relato de victimización de ellos y eso también nos implicó hablar más del caso.
Nosotros salimos a empezar a comunicar mucho más fuertemente todo lo que estaba pasando porque nos dábamos cuenta que ellos habían copado la narrativa, tanto en Estados Unidos como en la Argentina. En la Argentina la narrativa podía ser: «Por favor páguenles, arreglen, terminen con este tema». En Estados Unidos era el tema de los inversores neoyorquinos. Toda la estrategia siempre liderada por el presidente, por María Ibarzábal y con todo el gobierno, porque repito, todo el gobierno tenía que trabajar en esto. No es que lo hizo solo la Procuración ni solo Legal y Técnica. Necesitábamos que Cancillería en cada encuentro que hubiera en el mundo explicara lo que estaba pasando, que el Ministerio de Economía también. Y así se fue generando todo esto que me parece que llevó a este resultado positivo.
NG: -No me había detenido en eso, en esta cuestión de pelear la narrativa o el storytelling. A veces como periodista que hace un montón de años cubre este caso, uno se había acostumbrado que la Procuración, en pos de evitar cualquier tipo de filtración, había tomado una posición muy para adentro en otros gobiernos. Entonces, era muy difícil como periodista poder tener una conversación con una fuente en off o en on para informarse. Es verdad que ustedes cambiaron esa posición
JIS: -Yo entiendo lo que hizo la Procuración antes. Es muy difícil. Yo creo que fue una de las partes más difíciles de mi trabajo. Aquí está Beatriz de Morra, que es la responsable de prensa de la Procuración, es con la persona con la que más me peleé en términos de trabajo. Entre todos fuimos encontrando ese dificilísimo camino para comunicar sin perjudicar el caso, sin decir de más. No es fácil, pero creo que lo conseguimos. Y también en Estados Unidos se hizo la comunicación y creo que todo eso contribuyó para que la gente entienda el caso, porque es un caso complejísimo y si no lo que terminaba pasando era que estaban estos algunos tuiteros disfrazados de imparciales que no eran imparciales, que lo que estaban haciendo en el fondo era instalar el relato de Burford. Ellos venían acá, hacían ruedas de prensa con periodistas, tenían su agencia de prensa, tenían su vocero y nosotros estábamos regalándoles ese espacio y me parece que fue importante dar esa lucha y ayudó.
NG: -Es cierto, porque además Burford tenía su propia agencia de comunicación tratando de intervenir sobre la agenda de manera profesional. También es cierto que este caso se politizó tanto que incluso aquellos actores que eran muy críticos del kirchnerismo tomaban este caso para justamente atacar a la gestión kirchnerista, sin atender que de alguna manera que el caso es muy estrambótico, muy forzado. Estos intangibles que acabás de definir, la narrativa, pelear la narrativa, pelear lo reputacional en Estados Unidos, ¿cuánto incidió?
JIS: -Hay que hacer una distinción que es muy importante. Una cosa son los argumentos y otra es la estrategia jurídica. No es lo mismo. Los argumentos son parte de la estrategia. Muchos de los argumentos fueron los mismos a lo largo de la defensa por un motivo muy simple: porque son ciertos, porque son lo que el derecho argentino es sobre determinados puntos. O sea, que alguien piense que se pueden inventar el derecho de la nada me parece que es incorrecto. La mayoría de los abogados argentinos sabía cuáles eran los argumentos principales. Después sí se puede hacer una vuelta de tuerca o un retoque a los argumentos, de hecho se hizo, pero los argumentos fueron los que fueron y fueron los correctos. Ahora, estamos ante un caso ante tribunales norteamericanos. Ese era otro desafío muy importante que era hacer entender el derecho argentino a jueces norteamericanos. Entonces ahí yo sí creo que todas estas cuestiones eran claves porque estaba la tentación de que la Cámara de Apelaciones dijera: «Ya de por sí no solemos revocar fallos de primera instancia, menos de esta jueza». Es lo que dijo el juez que votó en disidencia: «La jueza estudió este tema muchos años, supongo que no se debe haber equivocado y por deferencia la jueza resuelve».
NG: -Se alineó completamente.
JIS: .Se alineó completamente sin un análisis crítico. Para nosotros era importante que los jueces entendieran la importancia del caso, que este no era un caso fácil, que involucraba repercusiones más allá de la decisión concreta como precedente, como daño a la Argentina, como posible potencial daño a otros soberanos. Entonces creíamos que todo esto también iba a despertar interés en los jueces para hacer algo que no suelen hacer, que es estudiar el derecho de otro país. Y los jueces del voto de la mayoría lo hicieron y por eso lo resolvieron así. Entonces yo creo que todo esto fue crucial. Si no, este podría haber sido un caso más en el docket donde se confirma la sentencia, por ser complejo desmenuzar todo esto. Pedirle a un juez norteamericano de apelación que estudie derecho argentino y que resuelva un caso de esta envergadura aplicando el derecho argentino no es fácil.
NG: -Todos los incentivos por ahí los tenés alineados para que no se metan.
JIS: -Inclusive, esto fue algo muy importante de la estrategia cuando estábamos interviniendo nosotros 100%, que fue cuando fue la audiencia de apelación en octubre. Primero se presentan escritos, que se hizo durante la gestión de Andrés de la Cruz, pero después tenés la audiencia y ahí tuvimos bastante suerte porque logramos un acuerdo para tener media hora por parte, pero en general la regla es 10 minutos por parte. Te jugás 16.000 millones de dólares en 10 minutos. Por suerte tuvimos media hora, de los cuales el abogado habla unos minutos y le empiezan a hacer preguntas los jueces. Ahí había que tomar una decisión estratégica muy seria: nosotros teníamos seis o siete argumentos en apelación y estaba clarísimo que no se podían desarrollar todos en la audiencia. Vos tenías argumentos que eran de derecho norteamericano, sobre todo los que tenían que ver con la jurisdicción —esto de que no se tendría que haber tratado en Estados Unidos—, los de cortesía internacional y los que tenían que ver con cómo calcular la conversión entre pesos y dólares. Y después tenías los argumentos de derecho argentino, los que tenían que ver con la responsabilidad.
Era muy tentador ir a los argumentos de derecho norteamericano, a los temas jurisdiccionales y a la judgment day rule, que es esto de la conversión, porque se piensa que es lo único que le va a interesar al tribunal. ¿Cuál era el problema? El problema es que los argumentos jurisdiccionales a 10 años de avanzado el juicio costaba pensar que la Cámara dijera: «Bueno, ahora váyanse a discutir esto a la Argentina». Y la judgment day rule, si bien era un escenario favorable para la Argentina, implicaba una admisión de responsabilidad. Entonces uno también se tenía que preguntar: una Cámara de Apelaciones que está convencida que la Argentina fue responsable y que tiene que pagar, ¿va a ponerse a cambiar el monto?
Entonces se tomó una decisión estratégica fuerte: la Argentina tiene que discutir la responsabilidad y tiene que discutir las cuestiones de derecho argentino. Nuestro abogado lo primero que dijo en la audiencia es: «Vamos a discutir esto». Y eso fue muy importante porque creo que nadie lo esperaba, la otra parte no lo esperó en la audiencia. Yo me fui 10 días antes a Nueva York a trabajar con nuestros abogados derecho argentino, porque ellos son los mejores abogados en derecho norteamericano, pero se tenían que poner con el derecho argentino. Estuvimos estudiando, explicando derecho argentino días y días y así salió el fallo. Esa es la satisfacción de cuando tomás decisiones que son difíciles y después al final del día puede salir mal o pueden salir bien, pero salieron bien y eso es muy gratificante.
NG: -¿Esa decisión se consensuó a nivel presidencial? ¿El presidente estuvo al tanto o es una decisión que tomó la Procuración?
JIS: -El presidente desde el principio bajó una orden: hay que defender esto con uñas y dientes. Esa es la decisión política del presidente. Después los tecnicismos de cómo eso se traduce en el juicio son decisiones que se tomaron junto a María Ibarzábal como cerebro jurídico de la Presidencia, nosotros y también los abogados de Estados Unidos. Sabíamos cuál era la directiva. Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentado bajar el monto, pero la directiva fue que teníamos que ganar. Por eso también seguimos ese camino, además de que nos parecía lo jurídicamente correcto. Fue un trabajo en equipo de todos.
NG: -Recién hacía referencia a toda esta defensa mientras al mismo tiempo había que estar gastando energía frente a los ataques de Burford que pedía un discovery. ¿Cómo hicieron ese control de daños? Porque es muy difícil estar definiendo una estrategia para jugar el partido en la Cámara, pero al mismo tiempo estar pendientes de no caer en desacato.
JIS: -Te diría que fue casi de lo más desafiante que nos tocó. Fue muy difícil porque al principio los pedidos pedían bienes argentinos en el extranjero y la verdad es que no hay bienes ejecutables. Empezaron a pedir las cuentas de las embajadas que están protegidas, pero fue muy desafiante. Se involucró a muchísimas personas de todo el gobierno porque pedían información de los ministerios, cuentas de los ministerios y lo que fue realmente el colmo fue que empezaron a pedir información respecto de bienes que había en la Argentina. Después chats y comunicaciones personales de funcionarios. En todos los casos la jueza concedía esas medidas.
Fue muy desafiante porque implicó que los equipos de los ministerios tuvieron que perder horas y horas de su trabajo juntando esta documentación. También fue difícil para mí tener que ir y explicarle a los ministros: «Está pasando esto, estamos intentando cumplir», y que te digan: «Pero esto es una locura». Vos tenés que decirle: «Yo lo sé y lo estamos discutiendo, pero en el mientras tanto es importante no quedar en desacato, no pegarnos este tiro en el pie». Imaginate cuando tuve que tener las conversaciones por los dispositivos y los mails personales. Tuve que hablar con los funcionarios personalmente y pedirles que cumplamos con esa orden. Hubiera sido para mí políticamente lo más fácil decir: «Y bueno, me están pidiendo los celulares, no lo cumplimos». Pero realmente nosotros pensábamos que esto era clave para no llegar a la audiencia de apelación con una decisión en desacato. El gobierno comprendió esto, el presidente comprendió esto y dio la orden de que vamos a cumplir con esto. Hoy visto en retrospectiva, tomamos una decisión buena, pero fue muy desgastante.
NG.: Argentina tiene tantos devenires que uno está atajando lo urgente, y eso es lo que buscaba la otra parte
JIS: Buscaban desgastarnos.Ellos tenían cuatro estudios; tenían un estudio solo para discovery. Ese estudio estuvo machacando todo el tiempo. Nosotros teníamos nuestro estudio y el trabajo de la PTN, pero el objetivo de ellos era sacarnos recursos. Gracias a Dios no les alcanzó, pero era difícil estar lidiando con tantas cuestiones al mismo tiempo. La Argentina produjo más de 115.000 hojas de documentos en discovery. Una de las cosas más lindas que me tocó fue cuando salió el stay de discovery. El stay de discovery era una medida con muy pocos precedentes en Estados Unidos. Muchos nos decían: «Es muy agresivo, por ahí no conviene hacerlo». Tomamos la decisión de decir que hasta acá llegó y salió bien.
NG: -Uno de los ejes fue tratar de revertir la imagen reputacional que tiene la Argentina. En estos días se buscó el título de hasta dónde incidió la relación que tiene Javier Milei con Donald Trump tratando de interpretar bajo ese prisma este fallo. ¿Ese elemento incidió?
JIS: -Primero te voy a decir algo que no es para nada jurídico, pero es lo siguiente. Yo fui a audiencias, estuve en esas audiencias, tuve que enfrentar a la jueza y a los jueces en la Cámara de Apelaciones. A mí me daba cierta tranquilidad ser en ese momento el representante del gobierno argentino, de este gobierno. Me hizo sentir mucho más seguro ser el representante de un gobierno aliado de Estados Unidos y no de un gobierno aliado de Irán y de Venezuela. Eso creo que es muy claro. Ahora, no quiere decir que la haya pasado bien en todas las audiencias por eso, pero para mí es importante por lo reputacional.
Después, como posiblemente vos sepas, hubo varias instancias en las cuales el Departamento de Justicia de Estados Unidos se presentó apoyando la postura argentina. Y ahí yo creo que el hecho de que exista una relación cercana fue lo que nos permitió explicar al Departamento de Justicia lo que estaba pasando jurídicamente —porque era una explicación jurídica y diplomática— y que se fueran concretando esos apoyos. Ahora, si nosotros le hubiéramos pedido una locura, si nuestra posición jurídica hubiera sido insostenible, tampoco hubieran ocurrido. Es una mezcla, pero sin dudas que el alineamiento estratégico te abre la puerta, hace que te escuchen, pero después es una decisión técnica. El Departamento de Justicia de Estados Unidos no se presenta para decir cualquier cosa.
Cuando se dio la discusión sobre inmunidad durante el gobierno de Macri y de Trump, el DOJ de ese momento se presenta en contra de la postura argentina diciendo: «Argentina no tiene inmunidad». Y durante el gobierno del presidente Milei se presentaron cinco veces, una incluso durante el gobierno de Biden y las cuatro seguidas durante el gobierno de Trump, en las cuales se apoyó jurídicamente la posición de la Argentina. Entonces, repito, cuando tenés un problema reputacional, que el gobierno de Estados Unidos con argumentos jurídicos serios venga y diga que la Argentina tiene razón y además esto es malo para Estados Unidos, y que hagan lo mismo otros países soberanos y que lo haga la AmCham y la American Bankers Association, te da un respaldo que antes no tenías. Ya no estás solo en la lucha. Yo ya no sentía que esto era un tema solo de la Argentina. Obviamente era lo más importante, pero te da un respaldo, te demuestra seriedad y yo no sé si en otro momento o bajo otro gobierno esto se podría haber logrado. Por eso también siempre digo el agradecimiento a la Cancillería, a la Embajada en Estados Unidos, a todo, porque fue un trabajo de todos de explicar esto.
NG: -¿Podés buscar algún tipo de paralelismo? ¿Es un caso de los cuales hay muchos en el mundo o en la justicia norteamericana?
JIS: -Esta era la condena más grande contra un soberano en la historia de Estados Unidos. Este era el caso, incluyendo soberanos y no soberanos, más grande de la historia del Segundo Circuito, que es el de Wall Street, que no es un lugar que tenga casos particularmente pequeños. Y en todo el mundo es el segundo caso más grande en la historia contra un soberano que tenga una condena. El más grande es uno contra Rusia, un laudo arbitral. Y este es de los cinco más grandes de la historia de Estados Unidos.
Eso es lo que se logró. Eso también te da una medida de lo grave que era la situación que enfrentábamos y por eso tenemos que estar todos los argentinos muy contentos con lo que acaba de pasar, porque se logró un éxito que es histórico, que es realmente histórico y que yo creo que muy pocas personas pensaban que iba a pasar. Hoy la victoria tiene muchos padres, tiene mucha gente que dice: «Yo dije que esto iba a pasar», pero yo no sé si recordás la cobertura de esto hace un año o un año y medio. Por ejemplo, cuando salió el año pasado la orden de entrega de las acciones de YPF, había muchos que decían: «Ahora tenemos que pagar. Si les pagamos 8.000 millones se termina». Había mucha presión sobre el gobierno para decir: «Van a perder y tienen que matar este tema». Y por eso vuelvo sobre la decisión política del presidente con uñas y dientes: tenemos que intentar ganar, tenemos que lograr que el fallo dé cero porque tenemos razón y porque es lo mejor para la Argentina.
NG: -Cuando salió esa orden de entregar las acciones de YPF, nosotros hicimos un capítulo de Dínamo. En ese momento hubo opiniones que decían: «Che, esto ya viene mal. La tendencia indica que va a salir mal, asumámoslo y salgamos a negociar». Quienes proponían eso lo proponían desde un lugar de defensa de los intereses argentinos. Era muy complicado pensar que esto se podía dar vuelta.
JIS: -Había mucha gente que de buena fe pensaba que lo mejor era resolver el tema a través de una negociación que igual hubiera sido muy gravosa para la Argentina, pero que obviamente frente a los 18.000 millones era un mal relativamente menor. Pero bueno, se tomó esta decisión política, jurídica y se llevó adelante y gracias a Dios hoy tenemos este fallo.
NG: -Siempre se sospechó que detrás del reclamo de Burford había algún acuerdo con el Grupo Eskenazi, que era el dueño de Petersen Energía, una especie de acuerdo de earn-out, es decir, me llevo una parte de lo que ganes vos. Incluso se cuantificó ese presunto porcentaje en 30%. ¿Ustedes tienen algún elemento para interpretar esa cuestión de fondo?
JIS: -Lo que se sabe, porque está en el expediente, es que Burford compró el 70% del fallo, es decir, el 30% restante si se cobrara iba a ir a la quiebra de Petersen. Esto no quiere necesariamente decir que iba a ir a las empresas. ¿Por qué? Porque esa quiebra tiene acreedores. Nosotros teníamos perfectamente estudiado que si se hubieran pagado 18.000 millones, alrededor de 3.000 millones iban a ir a los dueños originales de las empresas, al equity de esas empresas, porque se pagan primero los acreedores y lo que sobra va al equity. Entonces eso es lo que se sabe. Después hay un tema que es muy delicado y nunca se logró que la jueza no diga quiénes son los beneficiarios finales del fallo.
Burford, y esto sí es sabido, vendió partes del fallo; no sabemos a quiénes se los vendió. Y esto para mí era un tema muy delicado; es algo en lo que trabajamos mucho, hay muchas cuestiones en las que trabajamos que no tomaron estado público por distintos. Ese es un tema que creo que además es un problema del sistema. Vos no podés tener un fallo y no saber quiénes son los beneficiarios finales. Te pongo un ejemplo del discovery: nos pedían cuestiones sobre las reservas de oro del Banco Central, sobre el swap con China. Entonces vos le decías al tribunal: «¿A quién se la estoy dando?». La jueza dice: «Bueno, si ellos malusan esa información después habrá algún remedy«. Pero el tema es que yo no sé quiénes son ellos; yo sé quiénes son los abogados, yo sé quién es Burford, pero no sé quiénes son los beneficiarios del fallo final.
Entonces si mañana hay una empresa X o un banco X operando en el mercado financiero porque tiene información que es confidencial y que ningún otro operador tiene, no es un tema menor. Pero bueno, esto es un agujero en el sistema, sobre todo en Estados Unidos que se permiten estos acuerdos de financiamiento sin saber quiénes son los beneficiarios reales y últimos del fallo. Esto es sin dudas un problema porque imagínate que hubiera habido que pagar. ¿Cómo no vas a saber a quién le estás pagando? Somos un Estado soberano. Mira si yo le estoy pagando a alguien que se está beneficiando de la corrupción u otro; es realmente un problema muy serio que gracias a cómo salió el caso hoy por ahí no está tan en el tapete, pero nosotros es un tema que trabajamos mucho.
NG: -La Argentina tiene por delante varios proyectos de infraestructura para aumentar la producción de petróleo. Tiene el Vaca Muerta Sur, tiene proyectos de LNG como el de Southern Energy e YPF tiene el proyecto Argentina LNG. Todos esos proyectos van a necesitar financiamiento y uno sabe que este caso de Burford siempre era una especie de fantasma que cuando aparecía todo el mundo se ponía muy tenso y el financiamiento se complicaba. ¿Crees que el fallo despeja esta situación a ese tipo de negociaciones?
JIS: -Yo no soy un abogado transaccional, creo que por ahí esto lo tienen que responder otras personas que están involucrados a esos proyectos, pero bueno, lo dijo el otro día el presidente: se pagó un daño reputacional, riesgo país. Este juicio era parte de eso. Fantasma, nubarrones, estaba ahí y me alegra mucho que hoy por lo menos eso se haya despejado y que la Argentina pueda desarrollar todo el potencial que tiene por el bien de todos los argentinos.
Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por US$200 millones a tres años con el objetivo de avanzar en sus desarrollos en Vaca Muerta. La compañía está enfocada en incrementar su producción de gas natural y consolidarse como uno de los mayores productores del país pero, además encara un desarrollo en la ventana del shale oil que le demandará la mayor inversión comprometida.
La empresa había lanzado la operación por US$100 millones, ampliable al doble de volumen, pero recibió ofertas por más de US$425 millones, es decir más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión»
El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.
Esta colocación se da en un contexto de alta actividad para las energéticas en el mercado de deuda, sumándose a emisiones recientes de otras firmas del sector que buscan aprovechar la ventana de financiamiento local para infraestructura. La capacidad de la empresa para «estirar» plazos hasta 2029 con una tasa inferior al 6% se interpretó como una muestra de confianza de los inversores en la sostenibilidad del plan de negocios de la operadora.
A fines de 2025, la empresa colocó un bono internacional por US$ 450 millones con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento. La operación, que recibió una demanda tres veces superior al monto ofrecido, tuvo como dato destacado el plazo de 12 años que convalidó el mercado.
El objetivo shale oil de Pampa
La totalidad de los fondos se destinará a financiar el plan de inversiones en el segmento de shale oil, específicamente para acelerar el desarrollo del yacimiento Rincón de Aranda. Para este bloque en Vaca Muerta, Pampa Energía formalizó la solicitud de ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con un desembolso estimado de US$ 4.500 millones, lo que representa la mayor asignación de capital en un solo activo en la historia de la compañía.
Esta decisión estratégica de presentarse al RIGI se consolidó tras la reciente adecuación normativa que habilitó la inclusión de actividades de upstream al régimen de incentivos, permitiendo a la operadora unificar la inversión inicial en infraestructura con el plan de perforación y completación de más de 100 pozos en el área.
Con el objetivo de alcanzar una meseta de producción de 45.000 barriles diarios hacia 2027, la firma que preside Marcelo Mindlin proyecta para este año una inversión de US$ 770 millones destinada a la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF) y la extensión de ductos de evacuación que conectarán el yacimiento con los sistemas troncales, incluyendo el futuro oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Actualmente, el yacimiento ya opera con una planta temporal que permitió elevar la producción desde niveles marginales a principios de 2025 hasta los 19.000 barriles diarios registrados en el primer trimestre de este año.
Las tarifas de electricidad en abril tienen una leve suba y el valor del gas se redujo en 5,6% por la tarifa plana del Precio Anual Uniforme (PAU).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó este martes en el Boletín Oficial para formalizar los nuevos cuadros tarifarios para los los usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y las empresas de transporte eléctrico que entrarán en vigencia partir del 1° de abril. El porcentaje de aumento en cada factura dependerá del nivel de consumo y categoría de ingresos de cada hogar y de los márgenes de distribución y transporte de las empresas.
Los nuevos marcos tarifarios se encuadran en el esquema deSubsidios Energéticos Focalizados (SEF). Este lunes el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) también publicó los nuevos valores con una reducción en el precio del gas de abril.
Los valores de los cuadros tarifarios alcanzan a los usuarios residenciales, comerciales e industriales y también a los clubes de barrio, entre otras entidades, que están bajo el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
En tanto, la suba para abril del Costo Propio de Distribución (CPD) para las distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se concentra el mayor consumo del país, es de 2,04% para Edenor y 1,98% para Edesur respecto de marzo, según lo expresan las resoluciones del ENRE 197 y 198.
Gas: leve baja en las tarifas a nivel nacional
En tanto, fuentes de la Secretaría de Energía indicaron que “abril trae una baja promedio del 5,66% en las facturas de gas a nivel nacional” y que la variación responde a dos factores principales. Por un lado, “la caída del PIST (Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema) en pesos por efecto del tipo de cambio, que reduce el costo del gas en el sistema”.
Por otro lado, “la aplicación del subsidio del 50% al gas por red (por el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados), que impacta principalmente en los usuarios con asistencia”. “La combinación de precios más bajos del gas y focalización de subsidios permite amortiguar el impacto en facturas”, destacaron en la cartera a cargo de María Tettamanti.
En el caso del gas, los nuevos cuadros tarifarios tienen en cuenta el Precio Anual Uniforme (PAU), un valor promedio anualizado que tiene la intención de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo. La idea es que el valor del precio del metro cúbico sea constante en todo el año generando una tarifa más plana, evitando un incremento en los meses de invierno por la alta estacionalidad.
El Enargas actualizó de este modo los cuadros tarifarios de las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.
Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles por un nuevo esquema de subsidios que sólo contempla dos grupos: los usuarios con y sin subsidios.
Además, se redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. En marzo, la canasta fue de $1.397.672, es decir, el tope de ingresos fue de $ 4.193.016 por hogar.
En el mecanismo del SEF se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes.
Según detallan las resoluciones de este martes del ENRE, el incremento para abril forma parte de lo fijado por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada en 2025 y por las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) de febrero de 2,9% y por el índice de Precios Mayoristas (IPIM), que fue de 0,98% en el mismo mes.
Además de Edenor y Edesur, las resoluciones establecen los nuevos valores para los márgenes de distribución de Epen, Districuyo, DPEC (Corrientes), Edersa, y para lastransportistas Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue, Enecor, entre otras.
Comienza una semana clave en la que se definirá el precio del combustible en surtidor en el marco de un escenario internacional convulsionado que repercute en el mercado local.
El precio internacional del petróleo volvió a escalar con fuerza este lunes. El Brent superó los 116 dólares por barril en las primeras horas de la jornada, impulsado por una nueva oleada de ataques de Irán sobre infraestructura estratégica en Medio Oriente, lo que reavivó temores sobre el abastecimiento global de crudo y derivados.
La suba es seguida de cerca por los principales actores del mercado petrolero local, que esta semana deberán definir una variable clave: el precio del barril doméstico para abril.
Del lado de la oferta, el foco está puesto en los productores no integrados entre los que figura Vista Energy, Pluspetrol, CAPSA, Tecpetrol, CGC, Chevron y Phoenix Global Resources, entre otros.
Del lado de la demanda, la atención se concentra fundamentalmente en las refinadoras puras como Raízen, que comercializa la marca Shell en el país, Trafigura, y en menor medida en compañías integradas como YPF y Pan American Energy (PAE).
Un mercado operando sin precio definido
En rigor, el mercado ya viene funcionando bajo un esquema transitorio. Raízen —que opera la refinería de Dock Sud— está recibiendo crudo desde el 15 de marzo sin un precio definido con sus proveedores.
En términos regulatorios, el nuevo marco inaugurado tras laLey Bases —que introdujo cambios en el artículo 6 de la Ley 17.319— establece que ese petróleo debería pagarse a precio de paridad de exportación.
Sin embargo, en la práctica, fuentes privadas del sector advierten que ese criterio es difícil de aplicar de forma directa en el mercado doméstico actual. Por eso, el precio final del crudo que procesen las refinadoras surgirá, una vez más, de una negociación entre privados que debería encauzarse esta semana, en el cierre de marzo, de cara a definir cuáles serán los precios locales del crudo que entrarán en vigencia a partir del 1º de abril.
El límite: lo que permite el surtidor
Productores y refinadoras definirán esta semana el precio interno del petróleo.
El principal condicionante es el precio de los combustibles en el mercado local. A pesar de que en las últimas semanas los surtidores registraron aumentos de entre 15% y 18%, el valor actual de la nafta y el gasoil todavía no convalida un barril a paridad de exportación si se toma como referencia un Brent por encima de los 100 dólares.
Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, el precio doméstico hoy permite reconocer un valor del crudo Medanito de Vaca Muerta entre US$85 y US$90, en un rango compatible con los valores actuales de surtidor y con márgenes de refinación ajustados pero todavía operables.
El interrogante hacia adelante es cómo seguirá aterrizando el precio interno del petróleo en función de si se establece o no un sendero entre productores y refinadores que permita ir mejorando el precio interno del petróleo en función de lo que se pague en las estaciones de servicio.
En ese plano, es clave saber si en abril se registrará una nueva suba de doble dígito del precio de combustible como sucedió en marzo o si el Gobierno buscará reducir esa cifra en no más de un 5 o 6 por ciento mensual.
Diferencias contractuales
La negociación también está atravesada por las particularidades comerciales de cada refinadora.
Raízen define el precio del crudo en ciclos de 30 días que corren a partir del 15 de cada mes. El período actual comenzó el 15 de marzo y se extenderá hasta el 15 de abril.
Trafigura, en cambio, opera con esquemas mensuales calendario, por lo que deberá definir esta semana el precio de compra para todo abril.
La apuesta oficial: acuerdo sin intervención
El Gobierno sigue de cerca la dinámica, aunque por ahora optó por no intervenir directamente en el mercado. La apuesta es que productores y refinadores alcancen un acuerdo comercial que evite tensiones mayores y que puedan complicar el suministro de nafta y, fundamentalmente, de gasoil de cara al arranque de la cosecha gruesa en abril.
En ese contexto, el abastecimiento de gasoil aparece como el principal foco de preocupación. El precio del heating oil —referencia internacional para la importación de gasoil— viene registrando subas incluso superiores a las del crudo, lo que encarece la reposición de producto en el mercado local.
A eso se suma una mayor demanda desde Asia, que está absorbiendo volúmenes relevantes de ese derivado, lo que complejiza aún más el escenario de abastecimiento. Por eso, el foco del mercado de refinación está puesto hoy en garantizar la oferta de gasoil.
El objetivo implícito sigue siendo que el precio interno converja gradualmente hacia niveles internacionales, pero sin trasladar en forma directa todo ese impacto al surtidor.
Una discusión recurrente
La actual desconexión entre el precio local y la referencia internacional no es una novedad. Por el contrario, fue una constante en el mercado argentino durante la última década.
Incluso durante la gestión de Alberto Fernández, la industria desarrolló mecanismos informales de autorregulación, en los que se definía un precio de referencia interno mientras se mantenía la paridad de exportación para los saldos exportables. Ese esquema, con matices, sigue vigente.
El desafío: coordinar sin árbitro
Hasta el momento, y en línea con la postura del gobierno de mantenerse por fuera, YPF no emergió con un rol activo en la discusión.
Uno de los principales desafíos que enfrenta el mercado esta semana es lograr que la interlocución entre privados fluya con suficiente velocidad y eficacia para cerrar un acuerdo antes de fin de mes -en la práctica, este martes- , o al menos definir un esquema que permita administrar la volatilidad del precio internacional en abril.
La dificultad no es menor: se trata de la última semana de marzo, el momento en el que debe quedar definido -o encaminado- el precio al que se comercializará el crudo el mes próximo.
Ese proceso, además, se da sin un liderazgo claro. Por un lado, el Gobierno nacional se mantuvo prescindente de esta agenda, a diferencia de lo ocurrido en administraciones anteriores donde solía oficiar como articulador del mercado.
Por otro, tampoco emergió hasta ahora un rol activo de YPF como principal jugador del sector. La compañía, que históricamente funcionó como ordenador de precios y coordinador informal entre actores, no avanzó por el momento en la generación de una mesa o canales de negociación para encauzar la discusión.
Lo que está en juego
El interrogante ahora es doble. Por un lado, si todos los productores estarán dispuestos a resignar parte de la renta para cerrar un acuerdo con las refinadoras. Por otro, en qué nivel se ubicará ese consenso.
La discusión de fondo pasa por definir quién captura la renta inesperada en el mercado petrolero en un contexto de precios internacionales elevados: si los productores, los refinadores o los consumidores.
En lo inmediato, el mercado deberá resolver si el barril doméstico se ubica más cerca de los 85 dólares o de los 90. Un rango que, en definitiva, marcará el equilibrio entre precios en surtidor, rentabilidad del upstream y necesidad -o no- de intervención estatal.
Los contratos de mayo del Brent tocaron su mayor precio desde el comienzo del conflicto en Medio Oriente.
Los contratos futuros del Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, tocaron este lunes su precio más alto desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente. El conflicto militar iniciado el 28 de febrero pasado cumplió este fin de semana su primer mes sin grandes perspectivas de una salida diplomática que restituya rápidamente el comercio por el estrecho de Ormuz a niveles similares a los normales.
Los futuros de mayo del Brenttocaron este lunes un precio de US$ 116 por barril. El precio más alto para este contrato desde el comienzo de la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.
En el mercado estadounidense, el precio del WTI está cruzando este lunes los US$100 por barril por primera vez desde el 28 de febrero, lo que constituye una alerta para la administración de Donald Trump.
Petróleo: riesgo de destrucción de demanda
El inicio del conflicto encontró al mercado con inventarios de petróleo crudo y combustibles en niveles históricamente altos, aunque ese colchón se está agotando a medida que se prolonga la mayor disrupción en la historia del mercado energético. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que los productores en el Golfo Pérsico redujeron la producción de crudo en alrededor de 10 millones de barriles por día.
La consultora Rystad Energy advirtió que la siguiente fase es la temida destrucción de demanda en el largo plazo. Existe una brecha de 6 millones de bpd entre el flujo perdido de petróleo crudo y los recortes de producción en refinerías (4 millones de bpd recortados, principalmente en Asia) que el mercado hasta ahora pudo atender recurriendo a inventarios. Sin embargo, esa opción se está terminando.
«Durante las últimas cuatro semanas, los buffers como el crudo en tránsito, el almacenamiento flotante, las liberaciones de las reservas estratégicas y el excedente de preguerra han absorbido el déficit y mantenido el mercado en funcionamiento. Esta fase está llegando a su fin. El próximo mecanismo de ajuste es la demanda«, evaluó Rystad en un reporte publicado la semana pasada.
Guerra en Medio Oriente: promesa de negociaciones y movilización de tropas de EE.UU.
Trump extendió hasta mediados de esta semana una tregua en los ataques estadounidenses contra infraestructura energética de Irán debido al supuesto inicio de conversaciones con el país persa. Pakistán anunció que oficiará como mediador, aunque el Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán negó este lunes la existencia de conversaciones con Washington e informó que no están participando en el esfuerzo diplomático pakistaní.
Mientras tanto, EE.UU. está movilizando más tropas hacia Medio Oriente, lo que despierta suspicacias en Teherán sobre las intenciones reales detrás de las negociaciones promovidas desde Washington. El Washington Post publicó que el Ministerio de Guerra (Pentágono) se está preparando para semanas de operaciones en tierra en Irán.
En CERAWeek, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, aseguró que la guerra será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», dijo la semana pasada en el mayor evento energético del mundo.
Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor distribuidora de GLP en Brasil y la región.
Argentina es el socio más directo para que el mercado del gas licuado de petróleo (GLP) en Brasil siga creciendo. Sin embargo, la falta de infraestructura necesaria para una importación más eficiente sigue siendo un impedimento a la hora de pensar a largo plazo: El concepto corrió por cuenta de Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y Latinoamérica.
En efecto, la empresa tiene el 24% del mercado de distribución de GLP en Brasil y al igual que otras distribuidoras en el país vecino, ve desde primera fila la transformación que Vaca Muerta está generando en la región. De hecho, el año pasado, prácticamente la mitad de las importaciones de GLP en Brasil provino de la Argentina, desplazando a Estados Unidos al segundo lugar por primera vez en mucho tiempo.
En diálogo con EconoJournal en el marco del 39° Congreso de laAsociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP) celebrado en Buenos Aires, Turqueto analizó el contexto internacional y el rol estratégico de Argentina.
-Brasil importó el año pasado prácticamente la mitad del GLP desde Argentina, gracias a la creciente producción en Vaca Muerta. ¿Cómo ve la industria de GLP en Brasil a la Argentina en este momento?
-Nosotros estamos muy entusiasmados con lo que pasa ahora acá. Se habla de Vaca Muerta desde hace ya 20 años, que va a desarrollar, que va a tener mucho gas, pero las inversiones no llegan porque la infraestructura no está lo suficientemente madura para poder tener el producto. Nosotros importamos desde hace más o menos 5 años y se ve que las cosas están mejorando a partir de reglas de mercado claras y la inversión de agentes locales.
Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones. Ahora en upstream y en minería están teniendo mucha inversión, pero para nosotros que hablamos de midstream, downstream, no es un tema muy obvio hacer una inversión, por mucho que ahora parezca una oportunidad única.
-Si se desarrollara en la Argentina la infraestructura necesaria, ¿están viendo la posibilidad de firmar contratos de suministro de GLP de largo plazo con empresas argentinas?
-Nosotros tenemos un contrato de largo plazo de hace mucho tiempo con TGS, pero estamos todo el tiempo mirando el mercado, hablando y viendo las oportunidades, evaluando las inversiones que podemos hacer acá o las relaciones comerciales que se pueden afianzar. Lo más obvio hoy es hablar con los agentes argentinos para tener el producto en Brasil.
-¿Están viendo actualmente una diferencia de precios considerable entre el GLP argentino y el GLP que proviene de Estados Unidos?
-Como Copa Energía nuestro terminal de importación esta en el sur del país. Entonces es mucho más cerca de acá que de Estados Unidos. Hicimos una o dos importaciones de allá, pero cuando hablamos de importación miramos básicamente a la Argentina.
-¿Cómo está impactando la guerra en Medio Oriente en lo que es el mercado de GLP en Brasil?
-La Guerra en Medio Oriente está teniendo algún impacto. Petrobras es una gran proveedora de producto local pero también hace mucha importación. Lo que están haciendo hoy son subastas para todos los productores para empezar a comprar el producto. Esta subasta empieza con un premio muy grande, mucho más que el precio del producto que vende normalmente. Esto va a impactar el precio del producto final.
Al mismo tiempo que la presión de costos sube, hay una presión de precio que, por ser un producto muy demandado, impacta en la inflación y en la percepción popular de los costos básicos. Entonces, es un momento muy difícil. Pero yo creo que en Brasil, como en Argentina y toda América del Sur, el problema es menor que en otras regiones del mundo.
-Considerando este contexto global, los cambios geopolíticos, cadenas de suministro que son cada vez más cortas, ¿qué significa tener un suministro tan cercano como el argentino para un mercado tan grande como el brasileño?
-Para mí es muy importante que en Sudamérica tenemos una relación muy cercana. Que las potencialidades de Brasil ayuden al desarrollo de Argentina y las potencialidades de Argentina ayuden al desarrollo de Brasil y de toda Sudamérica. Entonces, tener un país productor cercano a nosotros, con una relación estrecha comercial, con reglas claras para hacer la inversión, es muy importante para que nuestro mercado allá se desarrolle de la mejor manera posible.
-Le diste importancia a la cuestión del Mercosur. ¿Qué hace falta en materia de integración regional?
-Te doy un ejemplo. Estuve hace tres meses en Mato Grosso do Sul, muy cerca de Paraguay. Estaba el presidente de Paraguay. Estuve hablando con empresarios que hacen importación del Brasil al Paraguay o exportación de Paraguay al Brasil. No hay una sinergia aduanera, se pierde mucho tiempo con reglas diferentes. No se puede ni entrar con camión brasileño en Paraguay, tiene que cambiar de camión. Hicimos el Mercosur pero no hicimos una integración aduanera. Esta, para mí, es la cosa más importante. Tenemos que conseguir hacer el comercio de una forma mucho más simple que la actual.
Copa Energía y su rol como distribuidora de GLP en Brasil
El programa «Gas del Pueblo» en Brasil, entrega una garrafa para las familias que no tienen condiciones de pagar por el producto.
-Copa Energía es la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y la región. ¿Su alcance dentro de Brasil es total o están en determinados Estados?
Copa Energía es una empresa que tiene setenta años de historia. Es la fusión de dos empresas, Copagas, que compró Liquigas hace más o menos cinco años. Las dos empresas tenían operación nacional. Nosotros operamos en veinticinco estados de Brasil. Solamente no operamos en Amazonas y Acre. Entonces, tenemos una cobertura nacional, con cerca del 24% del mercado de gas licuado. Somos líderes en distribución de envasado y segundos en la distribución empresarial, que es de bulk.
En concreto contamos con veinticuatro plantas que hacen el envase del producto, más de veinticinco centros de distribución, y 13.000 distribuidores, que nosotros en Brasil llamamos revendedores. Llegamos a más de treinta millones de casas y más de treinta mil empresas en todo Brasil.
-¿Cuáles son los mercados en Brasil en donde están viendo un potencial de crecimiento o una demanda reprimida de GLP?
-Primero, hay un programa nuevo que se está desarrollando en Brasil que se llama Gas del Pueblo, que va regalar una garrafa para las familias que hoy no tienen condiciones de pagar por el producto. Estimamos que con eso se va a tener una demanda mayor, de cerca de 4% del consumo de cilindros de gas licuado en Brasil. Esas personas hoy utilizan leña u otro tipo de forma para cocinar van a empezar a utilizar gas licuado, que es más limpio, mejor para la salud, para la seguridad y más. Entonces, este es un mercado que se va a desarrollar en los próximos años.
Del punto de vista del mercado empresarial, en la actualidad tenemos restricciones para utilizar gas licuado para generar energía eléctrica, utilizar en las piscinas, las saunas. Esta es una oportunidad de mercado que si cambia la regulación implicará un aumento de consumo también.
-Desde el punto de vista geográfico, ¿cuáles son los estados en donde están viendo un mayor crecimiento?
-Cuando hablamos del envasado, vemos más crecimiento en el nordeste de Brasil, por dos motivos. Allá la población está en crecimiento y entonces se tiene más mercado consumidor. En el resto del mercado es un poco más estable, pero con, por ejemplo, la cuestión de la guerra, podemos empezar a reemplazar gas natural en algún mercado específico.
-En el nordeste precisamente están participando en un proyecto de terminal portuaria en Pernambuco. ¿Cuál es el objetivo con esta terminal?
-Hoy, en Brasil, tenemos una infraestructura que es un poco precaria para atender todo el nordeste brasileño. En el nordeste tenemos una refinería que está en el estado de Bahía, pero en el resto de los estados se importa el producto a través de un navío cisterna, que se queda en el mall del puerto de Suape. Este proceso es caro, que ocupa un espacio que podría destinarse a otro tipo de uso.
En la práctica, no es lo suficientemente grande para abastecer a todo el mercado consumidor del nordeste, a excepción de Bahía. Entonces, nuestra intención con esta inversión es tener más resiliencia, no tener falta de producto para las familias e industrias en esta región. Los costos logísticos van a bajar.
-Desde el punto de vista de la estrategia de la compañía, ¿cuál es la prioridad cuando ustedes salen a comprar suministro de GLP?
-La prioridad es no dejar a nuestro consumidor sin producto. Si no hay gas, no se puede calentar la comida, el agua, no se puede tener materia prima para las industrias. Entonces, la prioridad es siempre proveer el producto para el consumidor. Después vamos a mirar la cuestión del precio, pero la prioridad sin duda alguna son nuestros clientes.
-¿Qué necesitan las compañías distribuidoras en Brasil en este momento para poder llegar con más oferta a estos mercados?
-Necesitamos de una regulación más clara. Que se pueda hacer inversiones con certeza, porque son inversiones muy grandes, de retorno de largo plazo, en donde necesitamos tener estabilidad regulatoria. Eso para nosotros es lo más importante hoy, para poder invertir y saber que va a tener el retorno, que el retorno depende de su competencia.
-En el panel mencionó a Petrobras como un actor que sigue siendo central en la formación del precio del GLP en Brasil. ¿Cómo afecta al resto de las compañías distribuidoras?
-Este es un tema bastante específico de Brasil. Para los distribuidores fue muy cómodo por muchos años tener a Petrobras haciendo toda la importación y precificación del producto. Al mismo tiempo, tenemos a Petrobras como un agente muy fuerte, que no necesariamente hace las cosas de la forma más racional desde el punto de vista de los negocios. Era una empresa de control del estado. Entonces, lo que vemos es que el precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera.
Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras.
-Otro punto que mencionaste en la presentación es la importancia de la logística. ¿Cuál es la forma de importación más competitiva para que el mercado del GLP se siga desarrollando en Brasil?
-Con navíos grandes. Hoy no hay cómo hacer esa importación sin pasar por el sistema Petrobras. Nosotros no tenemos puertos con calados muy grandes en Brasil. Entonces, cuando miramos la importación, por ejemplo, de Argentina, tenemos que tener más de una región para poner el producto. Se puede traer para la región sur por camión. No hay tren, pero quizás en el futuro se puede hacer por tren también. Pero la opción más obvia, sin duda alguna, es hacerlo con navíos grandes.
La integración de IA multi-agente permite a los operadores de Oil & Gas monitorear y optimizar procesos críticos en tiempo real.
La Inteligencia Artificial generativa (GenAI) impulsa la eficiencia operativa mediante soluciones que transforman datos críticos en activos estratégicos para las actividades en Vaca Muerta. La implementación de sistemas basados en RAG (Generación Aumentada por Recuperación) permite reducir en un 80% la latencia en el acceso a documentación técnica compleja, según un informe de la consultora 7Puentes. Esta solución tecnológica garantiza que los ingenieros encuentren datos precisos de forma inmediata, y eleva en un 50% la tasa de recuperación de información para la toma de decisiones críticas.
En este contexto de expansión y creciente complejidad logística, la incorporación de tecnologías avanzadas se posiciona como un factor crítico para sostener la curva de crecimiento. La adopción sistémica de inteligencia artificial se presenta en las operadoras como una herramienta necesaria para mejorar la eficiencia del sector. En particular, los sistemas de IA multi-agente permiten integrar capacidades inteligentes en infraestructuras existentes sin interrumpir las operaciones en curso.
Estas arquitecturas facilitan el acceso y análisis de grandes volúmenes de datos en tiempo real, lo que reduce significativamente los riesgos operativos y los sobrecostos asociados. Como consultores estratégicos, los especialistas de 7Puentes explican que la convergencia entre la IA y el talento humano es determinante para impulsar la seguridad y sostenibilidad del sector. La tecnología de última generación, basada en Machine Learning y Gen AI, ya ofrece soluciones concretas en la industria.
La gestión en Seguridad y Medio Ambiente
Uno de los ejes de esta transformación es la gestión inteligente de la seguridad y el medio ambiente (HSE). Tradicionalmente, el gran volumen de observaciones generadas superaba la capacidad de procesamiento de los analistas humanos. Mediante el uso de modelos de lenguaje, ahora es posible clasificar y priorizar automáticamente estas incidencias, lo que permite generar mapas de riesgo por área en tiempo real.
La implementación de estas herramientas permitió multiplicar por 100 la productividad de los equipos de análisis, aseguran desde la consultora especializada en el desarrollo de soluciones de inteligencia artificial y ciencia de datos. Además de la seguridad, la IA generativa se aplica para enriquecer los datos de mantenimiento operativo. Al extraer y estructurar información de las órdenes de trabajo, la tecnología logra conectarlas con los sistemas de monitoreo en tiempo real para desarrollar modelos de mantenimiento predictivo precisos.
Otro avance significativo se observa en la apertura del acceso a la información corporativa mediante sistemas «Copiloto». Estos asistentes permiten realizar consultas sobre datos estructurados utilizando lenguaje natural, lo que elimina la necesidad de elaborar informes específicos que suelen quedar en desuso. Esta solución redujo en un 50% los costos vinculados al delivery de información y optimizó la gobernanza de datos.
En el ámbito de la ingeniería y la especialización técnica, el uso de sistemas RAG (Retrieval-Augmented Generation) optimiza la consulta de documentación compleja. Las compañías del sector suelen acumular vastos archivos de manuales y normativas que dificultan la búsqueda rápida de datos específicos. La aplicación de RAG redujo un 80% la latencia en el acceso a esta información estratégica para ingenieros.
La barrera ya no es tecnológica
La detección temprana y la explicabilidad de anomalías también forman parte del ecosistema de soluciones digitales que hoy demanda el sector. Al ajustar los planes de integridad de activos mediante IA, las operadoras pueden prevenir incidentes graves y extender la vida útil de sus instalaciones. Esto resulta vital ante el cambio de escala productiva que atraviesa la Cuenca Neuquina.
Pese a los beneficios, varias empresas aún no iniciaron este proceso estratégico debido a dificultades estructurales para la adopción tecnológica. Superar estas barreras requiere no solo de software, sino de una capacitación constante y metodologías ágiles en Ciencia de Datos. El acompañamiento a los líderes es fundamental para concretar la transformación digital en las organizaciones de Oil & Gas.
Hacia adelante, el récord productivo de la Argentina anticipa un escenario de mayor inversión y expansión de infraestructura. La integración de agentes inteligentes y herramientas como «Chat with your data» será el diferencial que permita a las compañías navegar la transición hacia operaciones más eficientes y seguras. La inteligencia artificial ya no es una promesa futura, sino una realidad operativa en el upstream nacional.
Finalmente, la Cámara de Apelaciones de Nueva York falló a favor de YPF.
El fallo de hoy contra Burford Capital permite concluir que la estrategia jurídica utilizada para reestatizar en 2012 un 51% de YPF fue válida. Cuesta creerlo porque con el paso de los años se recontra instaló en la agenda pública que fue un error no haber realizado una Oferta Pública de Acciones (OPA) al resto de los accionistas —entre los que figuraba Petersen Energía—, tal como marcaba el estatuto de YPF.
Esa impericia legal, torpeza o desconocimiento que se le asignaba a Axel Kicillof y al equipo de abogados del Estado que trabajó en la expropiación nunca fue tal. Lo cierto es que se evaluó realizar la OPA, pero hubiese implicado desembolsar unos US$ 20.000 millones, un monto que fue considerado excesivo por los funcionarios que estuvieron a cargo del proceso.
La alternativa que se encontró —que fue respaldada por estudios privados que aportaron dictámenes avalando la iniciativa— fue expropiar sólo un 51% con la convicción de que la Constitución y la Ley de Expropiación argentina primaban sobre el estatuto de YPF.
Loretta Preska interpretó lo contrario y condenó al país a pagar US$ 16.100 millones más intereses. Este viernes, la Cámara de Apelaciones de Nueva York corrigió esa sentencia y le dio la razón al planteo que siempre mantuvo la Procuración del Tesoro durante los últimos tres gobiernos.
Imposible desde acá saber cuánto incidió el alineamiento total de Javier Milei con Donald Trump, pero parece lógico creer que una cuota parte importante del fallo de hoy se explica en esa clave. Bien por el gobierno que tiró de todas las palancas posibles —las legales, las políticas, las comunicaciones (el Argentina Week de hace dos semanas, por ejemplo)— para lograr la sentencia.
En cuanto a la reestatización de 2012, los abogados argentinos que trabajaron en la expropiación y el mismo Kicillof siempre creyeron que a Repsol habría que indemnizarla —ganaron tiempo pagando US$ 5000 millones más intereses (un total de unos 10.000) un año después—.
Seguramente hubiesen hecho lo mismo si en lugar de llamarse Petersen Energía, el accionista minoritario de YPF se llamaba Shell o ExxonMobil. Kicilof no pudo avanzar porque existía una clara restricción política en cabeza de Cristina Kirchner, que estaba imposibilitada de compensar a los Eskenazi cuando ese mismo grupo empresario había entrado a YPF durante el primer mandato de la ex presidenta de forma totalmente irregular —pagando una cifra mínima y consiguiendo financiamiento del vendedor (Repsol) que se repagaba vía dividendos en un momento en que se caía la producción de petróleo y gas en el país—.
Ojalá algún día se conozca la verdad y los detalles del acuerdo político-económico que llevaron a los Eskenazi a YPF. Pero hoy toca celebrar que una de las tantas tragedias griegas que llevaron al declive de nuestro país tenga un inesperado final feliz. No es algo que suela ocurrir.
Los productos mineros explicaron en febrero el 12,5% de las exportaciones totales del país.
Las exportaciones del sector minero marcaron una suba en dólares de 67,9% en febrero respecto al mismo mes de 2025 y un salto de 79,9% en el acumulado de los dos primeros meses del año en comparación con el mismo período de 2025. La suba de los envíos al exterior de productos mineros estuvo marcado por el aumento histórico del precio del oro, que en un año se incrementó un 65%, llegando a un precio de US$ 5.000 la onza.
Lo datos surgen del último informe mensual de laSecretaría de Mineríapublicado este viernes, que subraya que las exportaciones de minerales del mes de febrero totalizaron US$ 664 millones, acumulando un total de US$ 1.513 millones durante los primeros dos meses del año.
El informe remarca que los productos mineros explicaron el 12,5% de las exportaciones totales del país en febrero y el 12% en el acumulado de enero y febrero. Suiza, China, Estados Unidos y la India siguen siendo los principales destinos de exportación de la minería argentina, explicando un 83% (US$ 549 millones) de los envíos.
“Las exportaciones mineras del período enero-febrero son un récord histórico para el país, superando el nivel de 2025 para el acumulado de los primeros dos meses del año”, resalta el informe de la cartera a cargo de Luis Lucero. Además, destaca que el promedio en dólares exportado entre 2010 y 2025 en los meses de enero y febrero es de US$ 589 millones y que este año totalizaron una suma de US$ 841 millones.
Del total exportado durante febrero, la Secretaría de Minería detalló que US$ 494 millones correspondieron a minerales metalíferos (representó una suba de 58,7% respecto al mismo mes de 2025) y explicando el 74,5% total del sector.
Exportaciones al ritmo del oro y el litio
En particular, el orose destaca en el sector minero, ya que los envíos al exterior sumaron US$ 439 millones (66% del total exportado). En cuanto a volúmenes, las exportaciones de oro cayeron alrededor de un 50% en comparación con el pico de agosto último. En el segundo mes del año se mantuvieron en el mismo promedio que hubo en el período 2010-2025.
En febrero, el valor de las exportaciones auríferas presentaron un incremento interanual de un 76,6%, es decir, totalizaron US$ 191 millones más que en 2025. El salto se explica por un aumento en el precio internacional provocado por el aumento de la incertidumbre en los mercados mundiales que, como ocurre habitualmente ante escenarios volátiles, encontraron al oro como activo de refugio.
Para el caso del litio, en febrero se exportaron un total de US$160 millones, lo que implicó un crecimiento interanual en los montos exportados de 128,5%, “marcando el récord histórico de exportaciones para el mes analizado”, describe el informe. Además, el litio explicó el 24,1% de las exportaciones mineras totales.
El crecimiento de las exportaciones litíferas se basa en un salto en el precio de la tonelada de carbonato equivalente (LCE, por sus siglas en inglés) y también por mayor volumen. El precio de la tonelada saltó en un año de 9.000 a 20.000 dólares. En cuanto a cantidades, las exportaciones de litio en el acumulado de lo que va del año exhibieron un incremento del 53,5%.
Caída de exportaciones de plata
Además, en el informe se observa que la plataexportó por US$ 44 millones (7% del total) y US$11 millones (1,6% del total exportado) fueron explicados por otros minerales metalíferos, mayoritariamente por el cobre.
El informe de la cartera minera también detalla que las exportaciones de plata cayeron un 20,1% interanual (fueron de US$ 11 millones menos que en 2025), explicado por una disminución de un 66% en los volúmenes exportados.
Además, en el acumulado de los primeros dos meses del año los minerales metalíferos sumaron exportaciones por US$ 1.224 millones. Esto implica un incremento interanual de un 77,4%, donde el oro aportó US$1.036 millones, un 68% del total exportado.
Durante sus dos jornadas, economistas, políticos, periodistas y referentes del sector privado compartirán un análisis estratégico sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina y el contexto internacional
Expo EFI anuncia la realización de su 13o edición, que tendrá lugar los próximos 28 y 29 de abril, en el Centro de Convenciones de Buenos Aires (CEC), con entrada gratuita. Consolidada como La exposición de economía, finanzas e inversiones más relevante de la Argentina, llega tras una exitosa edición en 2025, que convocó a más de 7000 visitantes, 200 oradores, 100 empresas participantes y 80 conferencias.
Durante sus dos jornadas, economistas, políticos, periodistas y referentes del sector privado compartirán un análisis estratégico sobre los principales desafíos y oportunidades de la economía argentina y el contexto internacional, abordando temas clave vinculados a las finanzas, las inversiones y el desarrollo productivo.
Organizado por Invecq Consultora Económica y Messe Frankfurt Argentina, Expo EFI abarcará una propuesta que incluye el consolidado Congreso Económico Argentino.
Expo EFI
“Después de varios años de alta volatilidad, la Argentina transita una etapa decisiva. La estabilización macroeconómica ha permitido ordenar variables fundamentales, pero el verdadero desafío ahora es afianzar la estabilidad y consolidar un régimen de crecimiento sostenido. Eso implica profundizar la normalización de precios relativos, recuperar competitividad sistémica, fortalecer la inversión productiva y avanzar en reformas que mejoren la productividad y la inserción internacional del país.
Sin estabilidad duradera no hay desarrollo, pero sin crecimiento no hay estabilidad que se sostenga en el tiempo.”, expresó Esteban Domecq, presidente de Invecq.
Durante el CEA –cuyo acceso es arancelado–, se analizará la actualidad y perspectivas económicas, las finanzas y los mercados, las estrategias de inversión, las reformas estructurales y de largo plazo, el contexto internacional, el panorama laboral y social, entre otros ejes destacados.
Escenario global
“El escenario global continúa siendo desafiante, con mayores tensiones geopolíticas en el arranque del 2026, cambios tecnológicos acelerados y nuevas reglas globales en materia de producción, comercio e inversiones. En ese contexto, Argentina tiene una oportunidad histórica de redefinir su posicionamiento. Para aprovecharla será clave construir previsibilidad, reglas de juego estables e instituciones que generen confianza de largo plazo. El 2026 se presenta como un año bisagra: puede marcar el paso definitivo desde una agenda orientada a la estabilización macro hacia una agenda estructural orientada a la competitividad, la inversión y el crecimiento.”
“Con este marco, el Congreso Económico Argentino 2026 será un espacio de suma relevancia para analizar esta transición, destacar los logros y avances del proceso de estabilización, debatir los riesgos y desafíos aún pendientes, y proyectar el modelo de crecimiento que el país necesita para dejar quince años de estancamiento estructural.” señalo Domecq.
La propuesta de Expo EFI incluye, además, más de 30 Workshops, un Espacio Literario para presentaciones de libros del sector, un Aula Académica, Stands Comerciales, un Recinto Bursátil y 14 Seminarios con presencia de destacados referentes de la minería, petróleo & gas, agro, fintech, inversiones, pymes y emprendedores, financiamiento, turismo, automotriz, franquicias, consumo masivo, real estate.
La Corte de Apelaciones de Nueva York, revocó el fallo de primera instancia de la jueza Loreta Preska contra Argentina por la expropiación de YPF. “Sostenemos que las reclamaciones de los accionistas por daños y perjuicios por incumplimiento de contrato contra la República Argentina y la empresa no son admisibles conforme a la legislación argentina, y que las demás reclamaciones de los accionistas contra la República Argentina y la empresa carecen de fundamento”, sostiene el fallo de 56 páginas que libera al país de pagar los 16.100 millones de dólares más intereses.
El tribunal determinó que Preska interpretó erróneamente la ley argentina y ordenó revisar el fallo, en línea con lo que había planteado la defensa del Estado argentino en la audiencia judicial celebrada en octubre.
Esta decisión constituye un duro revés para el fondo Burford Capital que en 2015 inició el litigio contra YPF y el Estado argentino en nombre de las sociedades Petersen Energía y Petersen Energía Inversora. Además, Burford financió la demanda de Eton Park, el tercer mayor accionista de YPF después de Repsol y Petersen en el momento de la expropiación.
El argumento central era que, cuando el 51% de la firma pasó a manos del Estado argentino, el estatuto societario de la compañía lo obligaba a hacer una oferta pública de adquisición por el 49% restante.
Burford argumentó que YPF y el Estado argentino habían interactuado con el mercado de capitales estadounidense, aceptando la posibilidad de litigar allí a través del prospecto de emisión y formularios ante la SEC. Por eso, al incumplir ese estatuto durante la expropiación (en particular, no lanzar una oferta pública de adquisición —OPA— para los accionistas minoritarios), consideró que se habilitó el foro neoyorquino para litigar.
En EE.UU., si una de las partes es extranjera, pero la causa involucra contratos regidos por leyes de Nueva York o activos o valores negociados en su sistema financiero, los tribunales pueden asumir jurisdicción, incluso si los hechos ocurrieron en otro país.
Preska afirmó no estar juzgando la expropiación en sí, que es un acto soberano, sino el incumplimiento del estatuto societario de YPF. Ese estatuto no está regido por el derecho societario de Nueva York, sino por el derecho argentino, pero algunas obligaciones derivadas de ese estatuto —especialmente en relación con los accionistas minoritarios— están sujetas a cláusulas que permiten litigar en Nueva York.
Siguiendo ese argumento en septiembre de 2023, Preska falló en contra de Argentina y ordenó indemnizar a Burford y Eton Park con 16.100 millones de dólares más intereses, pero ahora la Corte revirtió esa decisión.
Las partes tienen una última posibilidad de recurrir a la Corte Suprema de Estados Unidos. Sin embargo, los expertos advierten que es poco probable que el máximo tribunal acepte revisar el expediente.
El presidente Javier Milei en una de las imágenes mas republicadas este viernes vestido con el mameluco de YPF, junto al presidente de la compañía Horacio Marín.
El fallo judicial en los tribunales de Nueva York, que desestimó la millonaria condena contra la Argentina por la nacionalización de la petrolera, fue recibida por el presidente Javier Milei como un triunfo rotundo de su gestión y su equipo legal. «GANAMOS EL JUICIO DE YPF. La Cámara acaba de revocar totalmente la condena contra la Argentina: el mejor escenario posible y con menos del 15% de probabilidades de ocurrencia», afirmó el mandatario en redes sociales.
«Esto implica que Argentina no debe pagar NADA de los aproximadamente hoy US$18MIL MILLONES (un poco mas de lo que fue el prestamos del FMI en 2024). Es histórico, impensando, el mayor logro jurídico de la historia nacional» expresó Milei a través de su cuenta en X, desde la cual reposteó otras publicaciones que elogiaban el logro en esta instancia judicial decisiva.
La decisión de la Cámara de Apelaciones de Nueva York, que revocó la sentencia contra la Argentina en el juicio por la nacionalización de YPF, desató una inmediata e intensa ola de repercusiones en todo el espectro político. Lo que el Gobierno calificó como un «triunfo histórico» se transformó rápidamente en un encendido debate sobre las responsabilidades legales y el modelo energético del país.
Las reacciones desde el entorno del presidente Javier Milei combinaron la satisfacción por el fallo judicial con ataques directos a quienes encabezaron la expropiación en 2012. El propio mandatario, durante una actividad oficial, cargó contra el actual gobernador bonaerense: “Tuvimos que venir a arreglar las cagadas del inútil, imbécil e incompetente de (Axel) Kicillof durante el segundo gobierno de la corrupta y presidiaria Cristina Kirchner”.
En sintonía, el Ministro de Economía, Luis Caputo, celebró la firmeza del equipo legal frente a «Innumerable cantidad de lobistas que vinieron a buscar un settlement ¡Tremenda noticia! Jamás les dimos cabida», expresó el titular de Hacienda. Por su parte, el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger destacó la labor de los abogados de la Procuración, calificándolos de «héroes». Explicó que «Ganaron funcionarios que cobran 1000 dólares por mes en la pelea contra los estudios de abogados más importantes del mundo».
El Canciller Pablo Quirno, en tanto, embistió contra «muchos argentinos que no tienen puesta la camiseta del país, internediarios que traraton de hacerle negociar antes de tiempo y presionaron para lograr un resultado en contra de la Argentna. Es muy fácil decir tienen un fallo de US$16.000 millnes, y ¿Si es cero?» cuestionó.
En esa misma línea, el procurador general del Tesoro, Sebastián Amerio, reafirmó lo dicho por el Canciller al expresar que «algunas personas intentaron generar un perjucio económico que es atentar contra el Estado y todos los argentinos«.
En el plano técnico-político, la Secretaria Legal y Técnica, María Ibarzabal Murphy, calificó la jornada como un «día para festejar», recordando que las probabilidades de éxito eran de apenas el 15%. El presidente de YPF, Horacio Marín, en tanto sólo publicó en su cuenta personal de X «Un día Histórico», mientras que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa resposteó la frase y agregó: «Una gran noticia para todos los argentinos«.
La respuesta de Cristina Kirchner y Axel Kicillof
Desde la oposición, las repercusiones tuvieron un tono de reivindicación. La ex presidenta Cristina Kirchner destacó que el fallo confirma que el estatuto de una empresa no puede estar por encima de la Constitución Nacional. “Queda más que claro que la expropiación se hizo conforme a derecho y que la soberanía energética fue estratégica para el país”, señaló, subrayando el superávit generado por Vaca Muerta.
«Como ex Presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York» explicó la ex mandataria sin aludir a los órganos del Estado que intervinieron.
El gobernador bonaerense, Axel Kicillof, también se pronunció con dureza, asegurando que la decisión judicial «deja en evidencia años de mentiras». El gobernador sostuvo que «la derecha nunca la habría nacionalizado. Trabajaron siempre para los buitres, pero paradójicamente hoy su modelo no colapsa por falta de dólares gracias a YPF. Milei se disfraza con el mameluco de YPF, pero nunca la defendió: actuó como empleado de intereses extranjeros».
«Nacionalizar YPF fue una de las decisiones estratégicas más importantes de la Argentina en las últimas décadas -reivindicó el ex ministro de Economía que encabezó la denfensa de la expropiación en 2012-. Hoy es una palanca de desarrollo del país y resulta clave para atenuar el impacto de la crisis energética global. Aquella decisión, adoptada por CFKArgentina marca el rumbo del modelo de desarrollo que la Argentina necesita», concluyó.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía.
Tal como adelantó EconoJournal el martes, el gobierno elevó el límite máximo de oxígeno por cada litro de nafta para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas. La medida, oficializada a través de la resolución 79/2026 busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente.
El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.
Modificación de las especificaciones técnicas
El bioetanol aporta oxígeno a la nafta. Por lo tanto, si sube el porcentaje de etanol, sube automáticamente el oxígeno total. El límite de oxígeno que estaba vigente quedaba desfasado respecto al porcentaje de hasta un 15% de mezcla ya permitido por la Ley 27.640. Debido a ello, el porcentaje de mezcla se ubicaba en los hechos en torno al 12 por ciento.
Ahora el gobierno elevó el límite máximo de oxigeno hasta 5,6 por ciento. Por lo tanto, el porcentaje efectivo de mezcla podrá ahora sí trepar hasta el 15 por ciento.
El cambio está justificado a partir de un informe técnico elaborado del 25 de marzo de 2026, elaborado en el ámbito de la Subsecretaría de Hidrocarburos, donde se analiza la relación entre el contenido de bioetanol y el oxígeno total en las naftas.
“Se concluye en el mentado informe que resulta técnicamente viable, incrementar el límite máximo de oxígeno hasta el 5,6%, en tanto responde exclusivamente al aumento del contenido de bioetanol, sin implicar la incorporación de otros compuestos oxigenados”, se destaca en los considerandos de la resolución 79/2026.
La secretaría de Energía remarcó a través de un comunicado que esta decisión “no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras”.
A su vez, se aclaró que “la resolución tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20%”.
El encuentro en el IAPG Houston marcó el cierre de la participación argentina en el CERAWeek2026.
La comitiva argentina en la CERAWeek 2026 de Houston consolidó una visión estratégica para el sector energético ante la mirada de inversores internacionales. El tándem público privado que llegó al megaevento permitió presentar un plan de expansión y de competitividad que permita asegurar las condiciones para transformar al país en un gran exportador de energía. El encuentro final de la gira fue el ya clásico panel del IAPG Houston.
Allí, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa y de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el presidente de YPF, Horacio Marín, hicieron foco en la competitividad, la infraestructura de GNL y la estabilidad jurídica para atraer capitales internacionales. Los acompañó el anfitrión y presidente del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) Ernesto López Anadón.
González dio unas palabras de apertura en las que advirtió sobre los desafíos de escala que aún enfrenta la cuenca. El funcionario señaló que, si bien el primer nivel operativo es competitivo, es fundamental desarrollar un «segundo anillo» de empresas de servicios. «Vaca Muerta ahora tiene que jugar en primera», sentenció González, quien también enfatizó que la reconstrucción de la confianza de los inversores será el «mejor remedio» para asegurar la llegada de nuevos jugadores.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.
La eficiencia de costos comparativa con otras cuencas mundiales, como el Permian en Estados Unidos, permanece en la agenda oficial. El Gobierno nacional busca eliminar barreras a la importación de bienes de capital para mejorar la productividad por pozo. González insistió en que «sobrevive el más eficiente» en un mercado global exigente, y que la reducción de sobrecostos logísticos y fiscales es una tarea que involucra tanto al Estado como a los sindicatos y las operadoras.
Marín estimó que el desarrollo masivo de la formación no convencional requerirá un flujo de capitales sin precedentes. «Hasta el 2031 se van a invertir US$130.000 millones», aseguró el directivo durante su intervención en Houston. Este volumen de inversión acumulada apunta a alcanzar una producción total de 1,8 millones de barriles diarios, consolidando el esperado salto exportador para la próxima década.
En cuanto a la producción de hidrocarburos, el presidente de YPF anticipó que la Argentina alcanzará un récord histórico en 2026, con un millón de barriles por día hacia fines de año. Este hito se apoyará en la incorporación de nuevos equipos perforadores por parte de YPF y sus socios. El objetivo de la petrolera es llegar a 2031 con una producción propia superior al millón de barriles equivalentes diarios.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Por su parte, el gobernador Figueroa se refirió a la necesidad de garantizar condiciones operativas óptimas. «Necesitamos atraer inversiones porque hay un tiempo limitado para extraer los recursos», sostuvo el mandatario. El gobernador neuquino remarcó que la provincia ofrece una «zona libre de conflictos» y que la sustentabilidad social, apoyada en la formación de mano de obra local y el nuevo Instituto Vaca Muerta, resulta clave para sostener el crecimiento de la industria.
Desde la perspectiva de Río Negro, Weretilneck ratificó el rol de su provincia como el eslabón logístico hacia el mundo y posicionó al Golfo San Matías como el futuro «hub exportador energético de la Argentina». Según consideró, el proyecto de GNL en Punta Colorada tiene el potencial de generar exportaciones por US$300.000 millones hacia el año 2050, bajo un marco de «previsibilidad jurídica y reglas claras».
Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa.
La coordinación entre los distintos niveles del Estado surgió como un eje central en las ponencias. Weretilneck destacó la articulación con Nación y las operadoras para acelerar proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En este sentido, Figueroa subrayó la alianza con su par rionegrino al afirmar que «Neuquén no tiene mar» y que la complementariedad geográfica entre ambas jurisdicciones permite concretar finalmente la salida de los recursos hacia los mercados internacionales.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se presentó como la herramienta normativa fundamental para traccionar estos desembolsos. Los funcionarios coincidieron en que este marco legal brinda la seguridad necesaria para proyectos de larga duración, como la planta de licuefacción. Para los gobernadores, el RIGI no solo atrae divisas, sino que permite que la industria energética argentina compita «en una liga global» con reglas de juego que no cambien en el tiempo.
El secretario coordindor de Energía y Minería, Daniel González.
La formación de talento local se erigió como el pilar de la sustentabilidad social del proyecto. Figueroa destacó la creación de escuelas técnicas modernas que superan estándares internacionales. «Nada se puede lograr sin sustentabilidad social», afirmó el gobernador neuquino, vinculando el crecimiento económico con el desarrollo de las comunidades locales.
El oficialismo en Diputados quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.
La Cámara de Diputados realiza este jueves la segunda y última jornada de audiencia pública para debatir el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares, aprobada en 2010. A diferencia del miércoles, que fue presencial, la segunda jornada se desarrolla de forma virtual. Fuentes del Congreso anticiparon a EconoJournal que el oficialismo quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.
Para esto, y una vez superada la instancia de la audiencia pública, la oposición tiene en carpeta convocar para el martes 31 de marzo al plenario de comisiones de Diputados para tener el dictamen de mayoría, previo al tratamiento en la cámara.
Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.
Ley de Glaciares en el Congreso: cómo se perfila la votación
Un diputado que participa de la audiencia indicó a EconoJournal que “creemos que el proyecto para modificar la Ley de Glaciares va a salir. Según los cálculos, el proyecto tiene el número necesario en el recinto para que se apruebe”.
Los legisladores del oficialismo que llevan adelante las negociaciones entre los bloques y afinan el lápiz para contar los votos creen que en este momento el proyecto tiene el apoyo de 131 diputados. La Libertad Avanza y los aliados del PRO y la UCR suman alrededor de 115. Por este motivo, el oficialismo irá a buscar apoyos a los legisladores de distintas provincias. A pesar del optimismo del gobierno, la votación en Diputados probablemente sea muy ajustada.
El proyecto tiene media sanción en el Senado. Para conseguir la aprobación definitiva necesita una mayoría simple en la Cámara de Diputados. Para esto, además del dictamen en comisión, el próximo 8 de abril tendría que haber cuórum con al menos 129 legisladores en el recinto. Luego, habrá que ver cuántos diputados estarán presentes y cuántos se ausentarán para llegar el número final que necesita el oficialismo.
Audiencia pública en Diputados
En lo formal, las jornadas de este miércoles y jueves siguen el reglamento de las audiencias públicas del Congreso bajo la modalidad de participación estipulada por el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.
En total hubo más de 100.000 inscriptos. Pero la participación en la audiencia presencial y virtual se redujo a alrededor de 400 oradores. También se permitió la presentación de escritos o videos grabados para el resto de los inscriptos.
Los criterios que se tomaron, según describió Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y a cargo de la audiencia, para establecer la lista de oradores fueron la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia y un equilibrio entre personas humanas y jurídicas.
La primera jornada de la audiencia estuvo marcada por la tensión que provocó los fuertes cruces entre los legisladores. La mayoría de los participantes manifestó su rechazo a modificar la Ley de Glaciares. Un conjunto de expositores expresó que si el proyecto avanza podría haber una ola de presentaciones para judicializarlo. En la segunda jornada también participan alrededor de 200 oradores virtuales, una cantidad similar a la del primer día.
Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG; y Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI
La inteligencia artificial en la industria energética se proyecta como una herramienta clave en la operación diaria, particularmente en entornos complejos como refinerías y centros de producción. En ese contexto, Boston Consulting Group (BCG) desarrolló Ekons OPS AI, una solución diseñada para asistir a operadores e ingenieros en la toma de decisiones en tiempo real, integrando variables operativas y económicas.
La herramienta fue personalizada para el Complejo Industrial Plaza Huincul, donde se desplegó con el objetivo de optimizar la performance de planta, detectar desvíos y priorizar acciones de mayor impacto. Su arquitectura combina datos históricos, información operativa en tiempo real y capacidades de inteligencia artificial multiagente, lo que permite acelerar procesos de análisis que anteriormente podían demandar horas o incluso días.
Los resultados de esta implementación fueron presentados por BCG e YPF en el North America Refining Technical Congress (NARTC), realizado en Houston en febrero de 2026, en el que se expusieron avances vinculados a la incorporación de analítica avanzada en operaciones industriales.
En dialogo con EconoJournal en el Vaca Muerta Insights, Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG, aseguró que “la incorporación de estas tecnologías permite ampliar los límites tradicionales de la operación. Sin tecnología, la operación tiene un límite. La incorporación de inteligencia artificial permite explorar nuevas fronteras, apoyando a los operadores y a los equipos en campo para incrementar la productividad, reducir costos y mejorar la producción”.
En la misma línea, agregó que “se trata de apoyar a la gente en campo para aumentar la productividad, bajar los costos y acelerar la producción, aprovechando las virtudes que puede dar la Inteligencia Artificial”.
En ese sentido De Lella remarcó el impacto concreto en la dinámica de trabajo: “Te ahorrás mucho tiempo de análisis. No se reemplaza al ingeniero, sino que con esta solución se aumentan sus capacidades, lo que le permite llegar a soluciones más rápidas”.
Además, subrayó que la adopción de este tipo de herramientas responde a una tendencia transversal en la industria: “La agenda de incorporar tecnología con el objetivo de aumentar la eficiencia no es exclusiva de una empresa, sino que es algo que quieren todos los jugadores del sector”.
¿Cómo funciona la nueva solución desarrollada por BCG?
Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI, explicó que la solución se apoya en una evolución de desarrollos previos que la consultora viene implementando desde hace una década en el sector energético.
“Es una solución para los operadores de downstream y upstream para que puedan ver dónde están las desviaciones económicas en tiempo real en la planta. En esta nueva versión incorporamos una capa de inteligencia artificial que permite no solo visualizar la performance, sino también interactuar con la herramienta para entender relaciones complejas y definir acciones”, detalló.
En términos operativos, la herramienta permite analizar en simultáneo variables económicas, de proceso y de mantenimiento, así como también la interacción entre distintas unidades dentro de un mismo complejo industrial. Esto se traduce en recomendaciones accionables en cuestión de minutos. “Ya no tenés que analizar, sino tomar la decisión. En minutos tenés una respuesta con un análisis muy profundo que te orienta hacia una solución”, afirmó Rodrigo.
El ejecutivo de BCG también destacó el cambio en la accesibilidad de la analítica avanzada: “Esta solución permite acercar herramientas complejas a perfiles que quizás no las tienen. Se trata de facilitar el proceso para que cualquier operador pueda convertirse en un experto en la optimización del complejo industrial”. En esa línea, agregó que la interacción con la herramienta es sencilla. “Resulta orgánico utilizarla, funciona como un chat, y eso simplifica mucho la adopción en planta”, especificó.
Desde BCG destacan que la solución no busca reemplazar a los profesionales, sino potenciar sus capacidades. “La solución permite pasar de horas de análisis a obtener en minutos recomendaciones accionables, facilitando decisiones más robustas y acelerando la captura de valor en la operación”, sostuvo Rodrigo.
Además, enfatizó que el desarrollo se apoya en el trabajo conjunto con los equipos técnicos: “Los operadores y los ingenieros son parte del proceso de curación de datos. También los capacitamos para el uso y el mantenimiento, porque buscamos que los clientes sean independientes en el tiempo”.
Ekons OPS AI tiene aplicaciones tanto en downstream como en upstream, donde permite optimizar desde la operación de pozos hasta las plantas de tratamiento y distribución. En ese sentido, Rodrigo señaló que el impacto en eficiencia ya se refleja en distintos indicadores del sector. “Generar estas inercias de mejora continua permite que todos los actores sean más eficientes y que el sistema en su conjunto gane competitividad”, indicó.
La adopción de este tipo de soluciones se enmarca en una tendencia más amplia dentro de la industria energética, en la que la digitalización y la búsqueda de eficiencia operativa son objetivos compartidos por múltiples compañías. “Estamos en conversaciones con muchos jugadores. Esto no es una industria donde se compite de la misma manera: hay una comunidad que comparte prácticas porque la eficiencia del conjunto beneficia a todos”, explicó De Lella.
Desarrollo de Vaca Muerta y la volatilidad del precio internacional del petróleo
En paralelo, los ejecutivos vincularon estas transformaciones con el desarrollo de Vaca Muerta donde la mejora en productividad y costos resulta clave para consolidar la competitividad a nivel internacional. “Si se beneficia la industria, se beneficia el país. Ser competitivos como sistema es clave, especialmente frente a desarrollos como Permian”, señaló De Lella. Además, agregó que “consolidar un play a nivel industria ayuda a generar escala y eficiencia para ser cada vez más competitivos”.
Desde la perspectiva de largo plazo, destacaron además el potencial de la Argentina como proveedor energético. Rodrigo afirmó que “genera orgullo ver a Vaca Muerta posicionarse como una referencia mundial en no convencional, lo que es clave para el desarrollo futuro”.
También advirtió sobre la necesidad de mirar más allá de la coyuntura atravesada por la guerra en Medio Oriente: “El precio del crudo hoy puede ser positivo para un país exportador, pero siempre hay que pensar en escenarios más estables”.
De Lella sostuvo que “más allá de la volatilidad del precio del crudo en el corto plazo, el desarrollo tiene buenos fundamentos económicos incluso con precios mucho más bajos”. Y concluyó: “La seguridad energética es cada vez más relevante y la Argentina ofrece una oportunidad de diversificación en petróleo y a futuro en LNG, lo que la vuelve atractiva en el largo plazo”.
Imagen de la transmisión de la audiencia pública sobre el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares de la Cámara de Diputados.
La Cámara de Diputados dio inicio a la audiencia pública que continuará mañana jueves sobre el proyecto para modificar la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. A pesar de que se inscribieron más de 100.000 personas, el oficialismo en la Cámara Baja redujo la participación a unos 400 oradores entre ambas jornadas.
La audiencia fue convocada por las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y de Asuntos Constitucionales de la Cámara de Diputados. Si bien la jornada de hoy fue presencial, la de mañana será bajo modalidad virtual. También se habilitaron las participaciones por escrito o por video grabado.
Aunque inicialmente estaba previsto que cada jornada fuera de 10 a 19, finalmente “durarán todo el tiempo que sea necesario”, según aclaró el diputado Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y legislador del bloque de La Libertad Avanza que lleva adelante la audiencia por la Ley de Glaciares.
Qué criterios se emplearon para reducir la cantidad de oradores
La elección de sólo 400 oradores de un total de inscriptos superior a 100 mil fue uno de los primeros puntos puestos bajo la lupa de la audiencia pública por la Ley de Glaciares.
En lo formal, la modalidad de participación en la audiencia está bajo el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.
Mientras que la reducción en el número de oradores en sí nunca estuvo bajo duda por una cuestión de lógica pura: si se respetara el listado original considerando que cada orador dispone de hasta 5 minutos de exposición, la audiencia se hubiera dilatado por un total de 8.333 horas ininterrumpidas o 347 días seguidos. Lo que sí fue punto de debate fueron los criterios empleados para discernir entre aquellos que finalmente se convirtieron en oradores y quienes no.
“Los criterios que hemos tomado (para establecer la lista de participantes presenciales y virtuales en la audiencia) tienen que ver con la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia», explicó Mayoraz en el inicio de la audiencia.
«Otro criterio que tuvimos para establecer el listado final de participantes fue mantener un equilibrio entre las presentaciones a título individualy los que representan organizaciones de la sociedad civil”, agregó.
Fuentes legislativas consultadas por EconoJournal, especificaron un poco más detalladamente el criterio utilizado por el oficialismo –que informalmente circuló por despachos del Congreso– para la reducción de la lista.
Ubicación y proporcionalidad: Se tomó a los primeros 10 o 15 anotados por cada provincia, en proporciones similares de personas individuales, ONGs y de pueblos originarios. De este modo, el bloque oficialista busca acelerar los tiempos de la audiencia pública.
Especialistas: Siguiendo con los criterios que hizo circular el oficialismo, también se ponderó la participación de geólogos, glaciólogos, funcionarios provinciales, ONGs especializados en medio ambiente, investigadores universitarios, rectores de universidades, estudiantes y militantes políticos.
Maroyaz y José Peluc, presidente de la Comisión de Recursos Naturales, explicaron que las exposiciones presenciales de este miércoles fueron habilitadas para las personas que ratificadas para participar en la audiencia mediante un correo electrónico.
Y si bien la oposición presentó un pedido especial para ampliar la realización de audiencia a más días, fue rechazado por el oficialismo en Diputados. Además, la Asociación Civil Observatorio del Derecho a la Ciudad presentó una demanda en el en el Juzgado Contencioso Administrativo Federal 5 para suspender la audiencia, pero también fue rechazada.
El debate sobre la Ley de Glaciares
La modificación a la Ley de Glaciares fue aprobada en el Senado con 40 votos a favor y 31 en contra.
La modificación a la Ley de Glaciares fue aprobada en sesiones extraordinarias en la Cámara de Senadores con 40 votos a favor y 31 en contra. Una vez realizada la audiencia, la Cámara de Diputados definirá en el recinto si se convierte en ley.
Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.
Uno de los debates sobre las modificaciones refiere a la definición de periglaciar. En la letra de la ley son descriptos como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sin embargo, sus críticos sostienen que es una definición muy amplia y que terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.
El proyecto de modificación de la Ley 26.639 establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) 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 norma.
Además, establece que las provincias serán las encargadas de definir si un área determinada es una reserva estratégica de agua dulce y de aprobar o no los estudios de impacto ambiental presentados por las compañías a cargo de los proyectos mineros. Es decir, el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares tiene como eje principal cederle a las provincias la potestad de definir cuáles son las zonas donde se puede desarrollar una actividad productiva.
Qué estipula el Acuerdo de Escazú
Escazú es el primer acuerdo regional ambiental de América Latina y el Caribe. Se firmó en la ciudad homónima de Costa Rica el 4 de marzo de 2018 y la Argentina adhirió en 2020 a través de la Ley 27.566, que entró en vigencia en mayo de 2021. Precisamente este acuerdo es el marco formal de la audiencia pública de la Ley de Glaciares.
El Acuerdo de Escazú funciona como un órgano consultivo en temas ambientales, que intenta ser una herramienta para que la sociedad civil pueda utilizar y así participar en las decisiones que puedan tener un impacto sobre el ambiente o la salud de la comunidad.
A diferencia de otros mecanismos de participación ciudadana, en su gran mayoría canalizados a través de audiencias públicas, el Acuerdo de Escazú no exige un interés relevante o destacado para la inscripción ya que el propio acuerdo aclara que pueden participar la ciudadanía en su conjunto.
Es decir, en la modalidad Escazú puede participar cualquier ciudadanoindividual sin restricción en la participación, como por ejemplo que tenga que representar obligatoriamente a una organización de la sociedad civil o que deba acreditar un interés específico o directo sobre el tema de la audiencia.
la Secretaria de Energía, María Tettamanti, en la apertura del Congreso
La Secretaría de Energía avanza en generar las condiciones para desarrollar el mercado de gas licuado de petróleo (GLP) con el objetivo de fomentar el uso del autotransporte a gas. A través de la Secretaría de Energía, se busca capitalizar el excedente de producción derivado de Vaca Muerta para reducir la importación de gasoil. También trabaja en agilizar el esquema de asistencia social mediante reintegros inmediatos en billeteras virtuales para los beneficiarios del Programa Hogar.
Así se anunció en la apertura del 39° Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo que se realiza esta semana en Buenos Aires. De la primera jornada participaron la Secretaria de Energía María Tettamanti; la directora de GLP, Paula Pellegrini, el presidente de la Asociación Iberoamericana de GLP, Antonio Carlos Turquetto, y el presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de GLP, Pedro Cascales.
A nivel global, la preocupación por el abastecimiento crece debido a que el 30% del GLP mundial no logra salir del Estrecho de Ormuz por tensiones geopolíticas, lo que disparó los precios entre un 30% y un 100% en diversos mercados. En este escenario de volatilidad y fletes encarecidos, se destacó que la Argentina se posiciona como zona de paz con capacidad de exportación creciente, tras alcanzar 1,6 millones de toneladas despachadas en 2025, volumen que duplica el consumo doméstico.
En este escenario de alta volatilidad, donde el barril de petróleo superó los u$s100, la Argentina pretende capitalizar su potencial exportador con inversiones proyectadas, como la ampliación de TGS para alcanzar 2,7 millones de toneladas de líquidos y el crecimiento de Mega hasta las 840.000 toneladas anuales, consolidando una oferta exportable total de 3,5 millones de toneladas que más que duplica el volumen actual.
Un contexto de competitividad
La secretaria Tettamanti, subrayó que el objetivo central es aprovechar al máximo el potencial de los recursos naturales bajo un marco de libertad económica. «El rol del Estado es configurar y definir un marco institucional regulatorio, legal y macroeconómico de estabilidad que dé confianza al sector privado para que invierta, produzca y comercialice; el Estado no está para eso porque no sabe hacerlo«, afirmó la funcionaria, destacando que «el intervencionismo del pasado solo generó desinversión y escasez».
«La única forma de garantizar el mínimo precio o tarifa para el consumidor final es dando libertad y haciendo competir, y esos precios bajos también ayudan en la competitividad internacional para ofrecer esos productos en el exterior. Ese es nuestro eje de trabajo: libertad de mercado y competencia», sentenció durante su intervención.
La industria prevé la expansión del GLP a otros segmentos.
En relación con el proceso de normalización del sector tras años de parches regulatorios, la secretaria explicó que «se está retornando a los preceptos de las leyes originales de la década del 90, de a poco, volviendo a la ley 24.076 de gas natural y 24.065 de energía eléctrica. En crudo fue más fácil y exitoso; demostramos cómo se desaprovechaba un potencial cuando, con precios exorbitantes, la producción caía, mientras que hoy, con reglas claras, superamos los 860.000 barriles diarios», detalló.
«El futuro de la Nación se define en las urnas; ojalá que los argentinos hayamos aprendido cuál es el camino que no funciona y lleva a la falta de inversión y a la pobreza, y cuál es el que va a llevar al crecimiento y al éxito«, reflexionó la funcionaria, vinculando directamente la libertad de mercado con la superación de la crisis estructural que heredó la actual gestión en todos los sectores de generación y transporte.
La expansión del GLP
La directora de GLP fue la encargada de dar precisiones sobre la realidad logística de un país donde el 40% de la población utiliza este recurso para cocinar y calefaccionarse. «Argentina tiene una gran extensión territorial de 2,7 millones de km²; el GLP recorre 700 kilómetros por tonelada desde la producción al fraccionamiento, y en algunas provincias esa distancia llega a los 1.800 kilómetros, lo que explica el gran desafío de la logística y su impacto en los costos», describió Pellegrini.
Pelegrini destacó que el fenómeno de Vaca Muerta es el motor que permitirá pasar de un mercado de subsistencia a uno de expansión global, con proyecciones de alcanzar las 3,4 millones de toneladas de producción para 2026. «Estamos abriendo nuevas oportunidades vinculadas principalmente con Asia, por su creciente demanda y precios más altos; es una oportunidad de diversificación internacional y posiciona a la Argentina como jugador clave en el mercado global», explicó respecto al horizonte exportador.
Respecto al desarrollo del GLP automotor, Pelegrini resaltó que se trabaja en un marco normativo que facilite la infraestructura y atraiga inversiones, incluyendo un proyecto de estabilidad fiscal. «Estamos avanzando en que el mercado se desarrolle con un objetivo de facilitar la expansión y atraer inversiones. Ya está pasando en el mundo como combustible alternativo; Perú tiene 600.000 vehículos convertidos sin subsidios, el potencial en esta etapa inicial es enorme», aseguró sobre esta tecnología ya disponible.
El GLP automotor se presenta como una alternativa estratégica para el interior de la Argentina, especialmente en aquellas localidades donde la extensión de gasoductos resulta inviable. Entre sus ventajas competitivas, destaca que la instalación de una boca de expendio requiere apenas el 10% de la inversión necesaria para una estación de GNC, mientras que la conversión de los vehículos es entre un 30% y 40% más económica. En términos de rendimiento y ahorro, este combustible permite triplicar la autonomía respecto al gas natural comprimido y ofrece un precio al usuario final un 40% menor que el de la nafta.
Pedro Cascales, presidente de CEGLA.
En cuanto a la política social, la directora confirmó que el Programa Hogar mantendrá sus 4 millones de beneficiarios, pero con un cambio radical en la forma de ejecución para evitar distorsiones de precios. «La idea es un subsidio de ANSES, pero vamos a realizar un reintegro inmediato al momento de la compra a través de las billeteras virtuales; va a mejorar muchísimo la eficiencia del sistema y va a lograr que se perciba que hay un subsidio», señaló Pelegrini sobre la nueva modalidad.
También defendió el nuevo paradigma en el que los precios dejen de ser fijados por el Estado para determinarse por la oferta y la demanda, eliminando cupos que limitaban el crecimiento de las empresas. «La liberación no generó un salto descontrolado de precios. El precio máximo de referencia representaba apenas el 20% del valor de mercado, totalmente desalineado de la realidad económica; las empresas productoras hoy no tienen precio máximo y creemos que la regulación debe enfocarse a la seguridad y no sustituir al mercado», afirmó.
En cuanto a la modernización operativa, la directora de GLP detalló que «se está avanzando con un nuevo registro de la industria del GLP que es 100% digital y se habilitó la creación de organismos privados para fiscalizar, bajo un esquema donde el Estado supervisa sin interferir». También señaló que el objetivo final es que «el volumen máximo permitido, que reemplazó a los antiguos cupos, sea una medida transitoria hasta alcanzar una desregulación total y definitiva del mercado».
La demanda del sector privado
Finalmente, Cascales, coincidió en la necesidad de consolidar nuevos nichos de consumo. «De cara al futuro, el desafío será no solo consolidar el mercado actual, sino también expandir nuevos usos del GLP como el autotransporte, el sector náutico y la generación eléctrica. Estas alternativas permitirían reducir la importación de combustibles como el gasoil y disminuir la contaminación», sostuvo el directivo.
El titular de Cegla puso especial énfasis en la necesidad de seguridad jurídica para que el sector privado acompañe el crecimiento de la oferta con inversiones de largo plazo. «Planteamos la necesidad de avanzar en una ley de estabilidad fiscal por 10 años para combustibles de GLP automotor, de manera que el sector pueda tener impulso, lo que generaría ahorro por menores divisas por importación de gasoil y menor costo de infraestructura», precisó el representante de los fraccionadores.
El titular de CEGLA también ponderó los resultados iniciales de la desregulación establecida por el Decreto 446/2025, asegurando que el mercado se ha vuelto más eficiente y previsible. «El nuevo esquema no generó aumentos desmedidos; por el contrario, al traer mayor previsibilidad, fomentó la inversión y un importante excedente de producto disponible, mientras que los precios evolucionaron por debajo de la inflación», analizó Cascales sobre la transición hacia el libre mercado.
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources.
HOUSTON. –Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, una de las compañías que lideró la revolución de la explotación no convencional en Estados Unidos, reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión.
“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, aseguró.
La experiencia de Continental
Continental fue una de las empresas clave en el desarrollo temprano del shale oil, de la mano de su fundador Harold Hamm, especialmente en la formación Bakken. En 2004 perforó uno de los primeros pozos comercialmente exitosos combinando perforación horizontal y fractura hidráulica en esa formación. Por lo tanto, que esa empresa destaque la calidad de la roca de Vaca Muerta adquiere otra relevancia.
“Desde Continental, como pioneros en los plays de shale con 60 años de historia, es que esta roca está lista para ser desarrollada y movilizada. Creemos que los aprendizajes de los plays de shale en Estados Unidos son directamente transferibles al shale de Vaca Muerta, y creemos que hay una propuesta de valor enorme no solo para Argentina, sino para el mundo. Argentina tiene la capacidad de exportar y contribuir de manera material al perfil energético global”, aseguró Lawler.
El ejecutivo destacó luego que, comparado con el desarrollo del shale en Estados Unidos, Vaca Muerta recién está comenzando. “Parte de nuestro interés en Argentina viene del hecho de que los recursos necesarios para aprovechar esa energía —el petróleo y el gas— aún no han sido plenamente movilizados. Y esos recursos son capital, talento humano y empresas de servicios. Esto está en una etapa muy, muy temprana y esa oportunidad hacia el futuro la vemos como algo muy significativo”, remarcó.
Elogios para los incentivos que ofrece Milei
Luego Lawler aprovechó para elogiar los incentivos que ofrece el gobierno de Milei. “Lo que nos entusiasma muchísimo también es el gran esfuerzo que se está haciendo por mejorar el contexto de inversión para que compañías como Continental puedan invertir de manera competitiva frente a las oportunidades que tenemos en Estados Unidos”, sostuvo el tItular de esta firma estadounidense que en enero selló una alianza estratégica con PAE.
–Mencionó tres aspectos: capital, recursos humanos y servicios. ¿Cuál de los tres, y en qué orden, cree que Argentina necesita desarrollar más? –le preguntaron.
–En este punto creo que todos son absolutamente esenciales, pero lo realmente importante ahora es el componente de servicios y la competencia entre proveedores y contratistas para facilitar el desarrollo de la industria. Ya hay empresas muy capaces en Vaca Muerta —YPF, Pan American, Tecpetrol, Vista y muchas otras—. La calidad técnica es muy fuerte. Cómo se sigue construyendo la infraestructura y cómo las reformas del gobierno acompañan ese desarrollo de servicios es clave en los próximos años.
–Si uno traza una línea de tiempo del desarrollo del shale en EE.UU. y ubica a Argentina sobre esa línea, ¿en qué año está Argentina?
–Bueno, es muy temprano para saberlo. Algo único de Argentina hoy es que los operadores locales han incorporado rápidamente aprendizajes, tanto locales como de empresas de servicios con experiencia en EE.UU. Está listo para arrancar. Eso nos entusiasmó mucho cuando visitamos el país por primera vez. En Continental tenemos 60 años resolviendo problemas complejos —de subsuelo, superficie, infraestructura— y estamos muy interesados en participar y compartir lo aprendido perforando decenas de miles de pozos en EE.UU.
–¿Diría que Argentina está como EE.UU. en 2008–2010 –cuando comenzó la revolución del shale en Estados Unidos-?
–Sí, diría que está en ese período. Muy temprano. Pero también es importante notar que, técnicamente, Argentina está mucho más avanzada que en ese momento en EE.UU. El tema es el nivel de inversión en la roca. Eso es en lo que tiene que ponerse al día, y luego la capacidad de movilizar esos recursos.
–En entrevistas dijo que el crecimiento del shale en EE.UU. es limitado. Entonces, ¿Vaca Muerta es atractiva porque no tiene riesgo exploratorio?
–Sí, es correcto. Todavía hay oportunidades de exploración en EE.UU., pero también vemos degradación en la calidad del shale. Lo que compensa eso es la tecnología: laterales más largos, mejor diseño de estimulación, mejor espaciamiento. Eso mantiene la producción, pero sabemos que hay límites. Lo vimos en Eagle Ford y Bakken, que ya alcanzaron su pico. El Permian todavía no, pero va a pasar. Por eso, pensando en los próximos 10, 20, 30 años, queremos exportar nuestra experiencia y trabajar con países que incentiven la inversión.
Por último, el ejecutivo volvió a insistir sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual. «Lo que diría es: no hacer nada que desaliente la inversión, porque eso perjudica a los ciudadanos y retrasa el desarrollo. Recuerdo el caso de Marcellus Shale –otra de las formaciones de Estados Unidos-. El gobernador quería aumentar impuestos. Le dije que no lo hiciera porque moveríamos los equipos a otro Estado. Subieron los impuestos, y movimos los equipos a Ohio. Después corrigieron, y hoy Marcellus es un recurso increíble. Lo que es realmente positivo hoy es la cooperación entre el gobierno nacional, la administración Milei, el trabajo de las provincias y el liderazgo que fomenta la inversión. Eso es lo correcto para generar valor para Argentina y el mundo. En los próximos 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap global va a ser cubierto en gran parte por Argentina”, concluyó.
HOUSTON.- El desarrollo de Vaca Muerta, la formación no convencional ubicada en la cuenca neuquina, ocupó ayer un lugar destacado —aunque satelital— en el marco de la CERAWeek 2026, el principal evento energético global que se realiza esta semana en Houston.
Con la realización de “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, el primer evento organizado en Estados Unidos por EconoJournal junto a ProShale, Horizon Engage, Marval O’Farrell Mairal, Trossero & Co y Vaca Muerta.ai, el potencial del shale argentino fue presentado ante una audiencia internacional integrada por ejecutivos, inversores y compañías del ecosistema energético norteamericano.
El encuentro, realizado en el hotel Westin Houston Downtown, convocó a cerca de 200 asistentes, en su mayoría representantes de empresas independientes de Estados Unidos, compañías de servicios que aún no operan en la Argentina y fondos de inversión interesados en conocer el potencial del sector energético local. Más del 60% de los participantes fueron directivos de empresas norteamericanas.
Un cambio de paradigma en la energía argentina
La apertura del evento puso en contexto la magnitud del cambio que atraviesa el sector energético argentino. “Hace cuatro años, en 2022, la Argentina tenía un déficit energético de US$ 7.000 millones. Tres años después, en 2025, registró un superávit de US$ 8.000 millones. La diferencia es de US$ 15.000 millones. Se trata de un cambio copernicano”, señaló Marcelo García, director para las Américas de Horizon Engage y moderador del encuentro.
En ese marco, definió a Vaca Muerta como un desarrollo aún en etapa temprana: “Puede sonar paradójico, pero Vaca Muerta recién está naciendo: es una ‘vaca bebé’. Solo el 10% de su superficie está en desarrollo”.
Fuerte respaldo político e institucional
La apertura institucional estuvo a cargo del viceministro de Energía, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, quienes destacaron el alineamiento entre Nación y provincias productoras para acelerar la llegada de inversiones. El mensaje fue claro: existe una estrategia coordinada para escalar el desarrollo del shale y consolidar a la Argentina como proveedor global de energía.
En representación del sector privado, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, planteó la necesidad de transformar a Vaca Muerta en una plataforma colaborativa que facilite el ingreso de nuevos jugadores, tanto en exploración como en servicios petroleros.
Esa visión fue reforzada por la participación de Doug Lawler, CEO de Continental Resources, una de las principales productoras de shale de Estados Unidos, que recientemente desembarcó en el país y alentó a otras compañías norteamericanas a evaluar oportunidades en la Argentina. Lawler fue más allá y comentó: “La producción shale de EE.UU. ya alcanzó un plateau y probablemente empiece a declinar en cuatro o cinco años. Estoy convencido que una parte de esa declinación puede ser cubierta con nuevos desarrollos de Vaca Muerta”.
Lo escucharon referentes del sector energético local como Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, Alejandro Bulgheroni, chairman de Pan American Energy, José Luis Manzano, presidente de Integra Capital, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Pampa Energía; y Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, entre otros.
También expuso Felipe Bayón, CEO de GeoPark, quien destacó la rapidez con la que la compañía comenzó a operar en Neuquén: apenas tres meses después de asumir nuevas áreas, ya perforó su primer pozo, lo que —según indicó— evidencia la disponibilidad de servicios y la fluidez en la interacción con el sector público.
El line-up incluyó además a referentes como Pablo Vera Pinto, Co-Founder de Vista Energy, una de las compañías más dinámicas en cuanto a la atracción de inversores internacionales hacia la Argentina, quien trazó un escenario de cómo escalará la producción de crudo en la Argentina; y Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, uno de los principales productores de gas no convencional de Vaca Muerta, que presentó el proyecto de inversión en Los Toldos II, un área donde la compañía prevé alcanzar una producción de 70.000 barriles en los próximos 18 meses.
Infraestructura y exportaciones, el próximo salto
Uno de los ejes centrales del encuentro fue la necesidad de ampliar la infraestructura para sostener el crecimiento de la producción y habilitar nuevos mercados de exportación.
En ese sentido, Hugo Eurnekian, CEO de CGC, presentó el proyecto Janus, que evalúa exportar gas natural licuado desde Chile mediante la reconversión de terminales existentes en el Pacífico.
Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, expuso el avance del proyecto Southern Energy, que apunta a convertirse en la primera plataforma de exportación de LNG desde la Argentina, con base en la costa de Río Negro.
A su turno, Javier Rielo, senior vicepresident para las Américas de TotalEnergies, destacó el potencial de crecimiento del país y remarcó que Vaca Muerta aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, con amplias oportunidades en toda la cadena de valor.
Un puente entre dos mundos del shale
El evento nació con un objetivo concreto: fortalecer el vínculo entre el shale desarrollado de Estados Unidos y el shale en expansión de la Argentina.
Ese puente —que comenzó a construirse con acuerdos como el de YPF y Chevron hace más de una década— busca ahora consolidarse en una nueva etapa caracterizada por la cooperación entre empresas para escalar la producción y llevar la energía argentina al mundo. En palabras de los organizadores, el desafío ya no es competir por un mercado doméstico limitado, sino coordinar esfuerzos para posicionar a Vaca Muerta como un proveedor global de petróleo y gas.
Bajo el lema “Energía que evoluciona”, la empresa presentó las principales acciones desarrolladas durante 2025 y los proyectos previstos para 2026
Puma Energy, la compañía integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución de combustibles, llevó adelante su Convención Anual de Operadores 2026, un encuentro que reunió a más de 400 operadores de todo el país para repasar los resultados del último año y delinear los planes de crecimiento de la compañía en la Argentina.
Bajo el lema “Energía que evoluciona”, la empresa presentó las principales acciones desarrolladas durante 2025 y los proyectos previstos para 2026, con eje en la mejora de la experiencia de los consumidores y el fortalecimiento de su red de estaciones de servicio.
Convención de Puma Energy
Santiago Zubizarreta, Head of Retail, analizó el contexto global y la coyuntura local, y destacó las inversiones impulsadas por Trafigura en el país.
Alejandro Stevenazzi, gerente comercial, expuso los avances de la red, las nuevas aperturas y el desarrollo de las tiendas de conveniencia Super 7 y Shop Express. Además, se reconoció a los operadores con mejor desempeño en 2025, quienes participarán de la próxima Copa del Mundo de la FIFA. También se presentó la evolución de la alianza gastronómica con Dean & Dennys, con tres modelos de negocio disponibles para su implementación en estaciones de servicio.
Por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing, detalló el desempeño de la aplicación de fidelización Puma Pris en el país y anticipó mejoras en su navegabilidad y funcionalidades. Según indicó, este tipo de herramientas se consolidó como un recurso relevante para sostener el volumen de ventas en la red.
Digitalización de las operaciones
La aplicación se enmarca en la estrategia de la compañía orientada a la digitalización de sus operaciones y a la incorporación de nuevas soluciones de pago, con el objetivo de optimizar la experiencia del cliente.
La conferencia tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”
Luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias, la 8a Conferencia Arpel 2026, organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”.
La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de la Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria en la región.
Participación de CEOs y referentes del sector en la conferencia de Arpel
Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.
Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de Arpel, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.
En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream. Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, gerente general de ENAP, y Patrick Brunings, ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.
Agenda
Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos.
Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL.
Nuevas tendencias en refinación.
Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas.
Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector.
Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa.
Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.
Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones y actividades institucionales de la Asociación.
Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy
Daniel González durante su exposición en Houston: «Tenemos operadores locales muy buenos, pero tienen muchas cosas en marcha; el capital es la mayor restricción».
HOUSTON. -El viceministro de Economía, Daniel González, resaltó este martes al participar del CERAWeek 2026 en Houston, que el crecimiento experimentado hasta el momento por las petroleras nacionales resultó clave para el desarrollo de Vaca Muerta, pero consideró que el nivel de inversión requerido para la fase exportadora masiva excede las posibilidades actuales del mercado doméstico.
Ante un auditorio de ejecutivos globales en el mayor evento de la industria del Oil & Gas, González expresó que «Las petroleras locales ya tienen mucho en su plato («they have a lot on their plate»). Hay que buscar más compañías internacionales para que el desarrollo no se detenga. El esfuerzo que hicieron hasta ahora es extraordinario, pero para pasar a las ligas mayores necesitamos que los grandes jugadores del exterior traigan su espalda financiera y sus equipos de última generación a la Argentina».
«Tenemos un recurso increíble en Vaca Muerta que hoy está absolutamente listo para ser desarrollado, con un ecosistema increíble de empresas, operadores, compañías de servicios, provincias y gobierno federal», resaltó al explicar un esquema en el que «la seguridad energética y la asequibilidad son definitivamente una prioridad«.
González, en el desarrollo de esa idea también agregó: «Lo que tenemos para ofrecer en términos de un recurso económico, eficiente y competitivo, y muy lejos de zonas de potencial conflicto, lo que tiene muchísimo valor.Eso ya era así desde la invasión rusa a Ucrania, pero aún más en el último mes» con los acontecimientos bélicos en Medio Oriente.
El costo del financiamiento para el desarrollo
En cuanto a la limitación en la capacidad de despliegue de las operadoras domésticas es el argumento central del Ministerio de Economía para defender la vigencia del regimen de promoción. «El capital es la mayor restricción para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta» en la etapa actual, admitió el funcionario, debido a que el costo de financiamiento para el país, aunque en descenso, permanece en niveles elevados.
El funcionario nacional destacó el impacto del RIGI ante inversores globales en el CERAWeek y proyectó que se sumarán entre 15 y 20 nuevos proyectos estratégicos antes del cierre del programa.
Sobre el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para desembolsos de capital intensivo, manifestó que la recepción del sector privado superó las expectativas iniciales. En ese sentido, señaló que «el programa ya tiene 48 proyectos presentados, pero la meta del equipo económico es tener 15 o 20 más antes de que termine, lo que consolidaría una cartera de proyectos que ya no tienen marcha atrás».
Respecto a las limitaciones que impone la infraestructura de transporte para evacuar la producción de hidrocarburos, González analizó los desafíos logísticos que enfrenta la Argentina. Sobre este punto, el secretario explicó que la prioridad es que los privados lideren la construcción de nuevos ductos y puntualizó que «la infraestructura debe acompañar el ritmo de las perforaciones para evitar que los cuellos de botella se conviertan en un techo para el ingreso de divisas genuinas«.
«Desde el punto de vista regulatorio, no percibo que tengamos desafíos significativos. No veo que tengamos restricciones relevantes, como sí teníamos muchas en el pasado -por ejemplo, restricciones cambiarias- que ya no existen. Creo que es una cuestión de tiempo, que es el mejor recurso que tenemos para reconstruir esa confianza», afirmó en otro tramo.
Una industria con incentivos para invertir
En esa línea, reconoció que el país tiene «una economía con impuestos bastante altos en general, y esa es una de las prioridades del Presidente (Javier Milei) intentar reducirlos gradualmente. La forma en que se abordó eso en esta industria es incorporando el desarrollo del upstream dentro del programa de incentivos», de lo cual hay dos proyectos presentados.
«Cuando se consideran los incentivos compensan buena parte de la mayor carga impositiva que tiene la economía en general en Argentina«, afirmó Gonzálex al enumerar que el RIGI «ofrece beneficios fiscales bastante significativos, incluyendo una tasa reducida de impuesto a las ganancias, sin IVA sobre el capex, sin aranceles a las importaciones, sin derechos de exportación. Y la característica que más valoran los inversores es que brinda 30 años de estabilidad regulatoria y fiscal», afirmó.
Al referirse a la nueva dinámica de la industria, González afirmó que la actual política va mas allá de los incentivios: «Lo otro que hemos estado haciendo es desregular todo, dejar de intervenir. Ya no intervenimos en los mercados de petróleo, estamos desregulando los mercados de gas y electricidad. Una desregulación muy amplia de todos los mercados energéticos».
En el foro energético más importante del mundo, González ratificó el rumbo de la desregulación en la Argentina y señaló que recuperar la confianza de los mercados es el principal desafío de la gestión.
En relación con el sector minero, el secretario vinculó el potencial del cobre y el litio con el éxito del régimen de incentivos. «Hay muchas oportunidades en minerales críticos. Somos el productor de litio de más rápido crecimiento y vamos a convertirnos pronto en el mayor productor de litio», anticipó el viceministro de la cartera económica.
«La oportunidad en cobre en Argentina -agregó- también es absolutamente enorme. Solo con los proyectos que se han presentado al RIGI vamos a estar produciendo entre un millón y medio y dos millones de toneladas de cobre por año en los próximos cinco a siete años«.
Sobre el financiamiento de las obras de infraestructura, González reiteró que el modelo de inversión pública quedó atrás, especialmente en el segmento de transporte. «Hay una enorme oportunidad en el midstream. El midstream de petróleo como negocio no existe en Argentina. Son los operadores los que básicamente destinan parte de su capital a tender oleoductos y construir plantas, algo que a largo plazo no tiene sentido», señaló al insistir con la llegada de nuevos jugadores.
Respecto a la exploración de nuevos yacimientos, el secretario aclaró que el foco de la industria se movió hacia la puesta en valor de los recursos ya descubiertos. «Hoy se trata mucho más de desarrollo que de exploración. Hay otros plays no convencionales en etapas más incipientes, y las compañías que tienen derechos allí van a realizar la exploración necesaria, pero el foco está más en el desarrollo y en lograr casos exitosos», explicó.
La petrolera Shell podría tomar decisiones finales de inversión (FID) en proyectos de gas natural en Venezuela con miras a exportar GNL. El anticipo corrió por cuenta del CEO de la empresa, Wael Sawan, en el marco de su intervención en CERAWeek 2026, la principal conferencia de energía del mundo.
Las inversiones que Shell evalúa estarían vinculadas al proyecto Dragón, un campo de gas offshore que sería necesario desarrollar para revitalizar las exportaciones de gas natural licuado desde la terminal de licuefacción en Trinidad y Tobago.
«Estamos viendo en dónde agregar valor en Venezuela y su gente. Diría que inicialmente apuntamos más al gas y particularmente gas que puede ser monetizado a través del GNL, aunque también seguimos buscando oportunidades en líquidos», dijo el CEO de Shell.
Shell confirmaría inversiones en gas natural en Venezuela durante 2026
Wael Sawan destacó que la empresa está en una mejor posición para realizar primero inversiones en gas natural antes que en petróleo en Venezuela y anticipó que podría confirmarlas durante 2026.
“En el sector del gas, hablamos de un horizonte más cercano: dos o tres años. Incluso podríamos estar en condiciones de tomar decisiones finales de inversión sobre uno o dos proyectos antes de que termine este año, si contamos con los marcos fiscales y regulatorios adecuados”, comentó el CEO de Shell.
El gobierno interno de Delcy Rodriguez en Venezuela presentó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional– que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El proyecto había sido demandado por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos.
«Creo que nadie discutiría la inmensidad de los recursos en Venezuela«, dijo Sawan. «La clave ahora será poder implementar planes técnicos sólidos en el país y, lo que es más importante, que Venezuela continúe con el progreso que está logrando en materia fiscal y en los marcos legales«, agregó Sawan.
«Me alienta lo que vemos, pero aún nos queda un largo camino por recorrer para extraer esas moléculas», finalizó.
Shell y el proyecto Dragón
Trinidad y Tobago necesita el proyecto Dragón de gas offshore para revitalizar sus exportaciones de GNL.
Antes de la intervención militar estadounidense para capturar y remover a Nicolás Maduro del poder, Venezuela había autorizado a Trinidad y Tobago a reanudar el trabajo en el proyecto Dragón de gas natural offshore, en el que también participa Shell.
Trinidad y Tobago necesita el suministro de gas de este proyecto localizado en aguas venezolanas para garantizar su capacidad de exportación de GNL, la segunda más grande en el continente americano luego de los EE.UU. y por delante de Perú.
En el proyecto Dragón participan National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y Shell. En paralelo, junto con la petrolera BP conforman Atlantic LNG, empresa propietaria de la planta de licuefacción y exportación de GNL en Trinidad y Tobago.
La planta tiene cuatro trenes de licuefacción con una capacidad instalada de producción y exportación de 15,8 millones de toneladasde GNL por año.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol: «tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«.
HOUSTON. -El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, consideró en el CERAWeek 2026 que el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta está necesariamente vinculado al desarrollo de la exportación del gas natural asociado. «Ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«, aseguró el referente de la petrolera del Grupo Techint.
Markous repasó la actualidad y proyectos de la empresa en un panel sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica. Tecpetrol es la tercera productora de gas natural en la Argentina, con una producción diaria de casi 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Además, está avanzando en la ventana de petróleo en Vaca Muerta, con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos IIEste.
La empresa tiene en claro que el desarrollo del potencial en petróleo crudo en la formación neuquina está vinculado con el tratamiento y monetización del gas natural asociado. «Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo», sintetizó Markous.
Tecpetrol: proyectos de gasoductos al Brasil
El CEO de Tecpetrol remarcó que Brasil es un mercado a desarrollar y que están activamente trabajando a través de TGN (Transportadora Gas del Norte) en proyectos de gasoductos, al ser el desarrollo del gas natural una condición necesaria para respaldar el crecimiento de producción de petróleo.
«A nivel regional ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil. La combinación de los países vecinos y el GNL nos da una gran oportunidad», dijo Markous.
«El petróleo tiene gas asociado. Necesitamos encontrar un mercado para poder producir ese petróleo. Para nosotros tiene que haber enormes oportunidades para hacer infraestructura. Nosotros estamos en TGN, estamos en el gasoducto Norte, que es el que conecta con Brasil y estamos iniciando proyectos para expandir nuestros gasoductos para enviar más gas a Brasil«, añadió.
No es una tarea facil porque Petrobras se mostró hasta ahora poco predispuesta a evaluar una potencial integración con la Argentina en materia de gas natural. Sin el endorsement de la petrolera estatal brasileña el desarrollo de nuevos gasoductos al Brasil está limitado, aportaron fuentes en la industria conocedoras de las conversaciones a EconoJournal.
Ventana de petróleo y RIGI
Markous participó con pares de la industria en una conversación sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica en CERAWeek.
Tecpetrol logró consolidarse como productora de gas natural referente en Vaca Muerta a partir del desarrollo de Fortín de Piedra. La empresa ahora busca replicar ese éxito, pero en la ventana de petróleo, con el proyecto Los Toldos II Este, con el que espera sumar una producción de 70.000 barriles por día hacia el 2027. Por ese motivo, es que la empresa también ingresó como accionista en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para incrementar la evacuación y exportación de crudo hacia el Atlántico.
«El Vaca Muerta Sur fue financiado entre todas las partes, en una combinación de apoyo de compañías locales. Nosotros como compañía estamos invirtiendo2500 millones de dólaresy estamos emitiendo bonos para financiar eso. Hasta ahora han sido compañías privadas y bancos privados los que emiten bonos», explicó el CEO de Tecpetrol.
También repasó ante la audiencia presente los beneficios fiscales que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). «Como estamos eliminando barreras para acelerar la inversión en Argentina, el RIGI se implementó. Creo que fue bueno y ya hay inversiones que se están haciendo bajo el RIGI«, dijo Markous. «Debería ser el régimen normal en los próximos tres años», acotó.
El contexto del petróleo en Latinoamérica
«Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo»,dijo Markous.
Markous expuso la visión de Tecpetrol en una conversación con pares de la industria y representantes de gobiernos sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica, moderada por el vicepresidente sénior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P, Carlos Pascual.
El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos, Energéticos y Empresariales del Departamento de Estado de los Estados Unidos, Caleb Orr, destacó el crecimiento del comercio intraregional.
Por caso, México se transformó desde 2023 en el principal destino de las exportaciones estadounidenses, por encima de Canadá y China, siendo la energía un componente de las mismas. «México es el principal comprador de gas natural de EE.UU. Con eso se fabrican muchos bienes que luego se exportan de vuelta a EE.UU.», puntualizó Orr.
A su turno, el director de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del Brasil, Pietro Mendes, también destacó el aporte de su país en el suministro energético internacional. «Brasil es muy importante para la estabilidad del mundo cuando consideramos la energía. Estamos produciendo casi 4 millones de barriles por día«, dijo.
«Tenemos estabilidad regulatoria y respetamos los contratos. Tenemos empresas de todo el mundo invirtiendo allí, incluyendo el sector eléctrico, petróleo y gas. Creemos que las inversiones de Estados Unidos son muy buenas para nuestro país, pero también creemos que necesitamos recibir inversiones de cualquier empresa que quiera invertir en Brasil, porque esa diversidad es muy importante para nuestra seguridad energética y para nuestra sociedad», evaluó el funcionario del gobierno de Lula da Silva.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía.
La Secretaría de Energía avanzaría en los próximos días con una serie de resoluciones que apuntan a flexibilizar las especificaciones técnicas de los combustibles líquidos con el objetivo de habilitar una mayor mezcla de biocombustibles en naftas y gasoil, según revelaron a EconoJournal fuentes al tanto de los cambios.
La medida busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente y disminuir también la necesidad de importaciones en un mercado que sigue tensionado por la demanda estacional.
La iniciativa contempla modificar transitoriamente los parámetros de calidad de las naftas —en particular, la cantidad de partes por millón de oxigeno por cada litro de nafta— para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas.
La Ley 27.640 establece que el corte obligatorio de bioetanol en naftas puede alcanzar hasta el 12%, con posibilidad de elevarse al 15% bajo determinadas condiciones. En la práctica el nivel de mezcla se mantiene en torno al 12% debido a restricciones técnicas vinculadas a las especificaciones de calidad del combustible.
“La idea es flexibilizar el límite de oxígeno para que las refinadoras puedan, de manera voluntaria, aumentar el porcentaje de bioetanol hasta el máximo permitido”, explicó una fuente con conocimiento de la medida.
El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.
El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.
Gasoil: mayor margen para subir el biodiesel
El Gobierno también analiza medidas para incrementar el corte de biodiesel en gasoil. La normativa vigente fija un porcentaje obligatorio del 7,5%, aunque habilita incrementos discrecionales hasta niveles cercanos al 20%.
Hasta ahora, el bajo nivel efectivo de mezcla respondió a razones económicas: el biodiesel —producido mayormente a partir de aceite de soja— resultaba más caro que el gasoil importado.
Sin embargo, el escenario cambió con la suba del precio internacional del petróleo. Argentina importa alrededor de 500.000 metros cúbicos anuales de gasoil para cubrir picos de demanda, especialmente en el sector agropecuario y el transporte.
Con valores del barril en torno a los US$ 100, el costo del gasoil importado de alta calidad se ubica cerca de US$ 1.100 por metro cúbico. En contraste, el biodiesel de soja producido localmente se acerca a los US$ 1.000 por metro cúbico —e incluso podría ubicarse por debajo—, lo que reconfigura la ecuación económica.
En ese contexto, Energía busca habilitar un mayor uso de biodiesel para sustituir importaciones y reducir el costo del abastecimiento interno.
Las resoluciones se publicarían en los próximos días y marcarían un cambio relevante en la política de biocombustibles, al priorizar criterios de costo y abastecimiento por sobre restricciones técnicas que, hasta ahora, limitaban el uso pleno de los cupos previstos por la normativa.
“A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina», dijo Rocca.
HOUSTON. -Luego de las críticas reiteradas que ha venido recibiendo por parte del presidente Javier Milei, la palabra de Paolo Rocca era esperada con gran expectativa. Sin embargo, el presidente y CEO del Grupo Techint evitó confrontar y concentró su discurso en el CERAWeek 2026 en un análisis del conflictivo escenario internacional. “Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida”, aseguró el ejecutivo, dejando en claro que la creciente fragmentación global obliga a redefinir las estrategias empresarias. Además, analizó el impacto creciente de la inteligencia artificial en la producción.
Luego de que Tenaris, subsidiaria de Techint, perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy, desde el grupo se dejó trascender que habían ofrecido igualar la oferta, pero su propuesta no fue considerada. Muchos analistas coincidieron en que el gobierno debería haber intervenido a favor de Techint para beneficio de la red de proveedores locales y la mano de obra nacional. El gobierno leyó que el grupo estaba fogoneando esas críticas y reaccionó con furia contra el empresario tratándolo de «prebendario». Incluso Milei lo bautizó como “Don Chatarrín”, de modo despectivo.
El foco en la reconfiguración del escenario internacional
Rocca podría haber elegido la conferencia energética más importante del mundo para responderle a Milei – compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra-, pero decidió ignorarlo y llevar adelante un análisis estratégico de cómo se está reconfigurando el mundo en medio de la disputa comercial entre Estados Unidos y China y la guerra en Medio Oriente.
El mandamás del Grupo Techint sostuvo que los aranceles que impuso el gobierno de Donald Trump el año pasado afectaron la cadena de suministro de la industria energética. “El inicio del programa de aranceles en el primer semestre cambió la orientación general de la estrategia de descarbonización. Ese cambio ha sido relevante y está afectando los planes empresarios”, detalló.
Rocca compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra, bajo la moderación de Atul Arya, vicepresidente senior y estratega jefe de energía de S&P Global.
“También hay una pérdida de relevancia de las organizaciones globales. Para nosotros era importante la relación comercial entre Canadá, México y Estados Unidos, pero ahora está sujeta a potenciales negociaciones y al mismo tiempo interrumpida por los aranceles, lo que genera incertidumbre y suma presión sobre las estrategias empresariales. Al mismo tiempo, el conflicto en Medio Oriente, que escaló desde junio, añadió nuevos factores de inestabilidad. Según remarcó, “no es fácil establecer una estrategia sólida ante este escenario”.
En ese contexto conflictivo y volátil, reivindicó la inversión en el sector energético argentino como parte de una estrategia destinada a posicionarse en áreas donde existe una perspectiva de largo plazo. “A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina. Es allí donde estamos centrando nuestra atención e invirtiendo»
“Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida y autonomía de producción para el sector energético. Esto implica a veces duplicar capacidades e intensificar las inversiones”, remarcó.
El auge de la inteligencia artificial
Al referirse al impacto de la inteligencia artificial, Rocca remarcó que el grupo Techint la aplica en optimización de procesos, transformación de la productividad y capacitación interna. “En la petrolera, trabajamos con shale. Actualmente extraemos quizás un 5% o 6% de los recursos reales de la formación debido al fracking y cómo se gestiona, y ya eso es valioso. Pero, si aplicamos inteligencia artificial, ¿sería posible pasar del 5% al 7% de las reservas? Eso es enorme y cambia completamente el valor”, describió Rocca.
“Las empresas en EE.UU. ya están desarrollando esto. Hay enormes volúmenes de datos que permiten entender mejor cómo extraer valor”, insistió. Luego dijo que “estamos pasando de usar la IA como fuente de información a que tome decisiones directamente (incluso en la nube, gestionando procesos como una refinería). El mundo va en esa dirección, pero todavía estamos en etapas iniciales. Hay proyectos pequeños, pero no resultados concluyentes aún. Hay mucha experimentación”, remarcó.
“No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo Pouyanné.
HOUSTON. -La guerra en Medio Oriente está afectando el suministro de una quinta parte del GNL mundial. Si bien Europa no depende mucho de este suministro, la suba en los precios reactivó la discusión sobre el gas de Rusia. Sin embargo, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reflexionó que el gas ruso dejó de ser una opción durante una intervención en CERAWeek 2026, el principal evento energético del mundo.
TotalEnergies, la compañía francesa que en la Argentina es la principal operadora privada de gas natural y el tercer player mundial en el comercio de gas natural licuado, con más de 40 millones de toneladas de GNL vendidas por año. Precisamente, Pouyanné este lunes también selló un acuerdo con el gobierno de los Estados Unidos para reorientar sus inversiones en energía eólica offshore al petróleo, gas natural y/o GNL estadounidenses.
Pouyanné: el gas de Rusia dejó de ser una alternativa
El GNL proveniente de EE.UU. se transformó en el suministro clave para ir reemplazando el gas de Rusia tras la invasión y guerra en Ucrania. En cambio, los buques proveniente del Golfo Pérsico representan un 10% de las importaciones de GNL en la Unión Europea, aunque países como Italia o Bélgica tienen una particular dependencia de este suministro.
A pesar de esa menor dependencia del GNL del Golfo Pérsico, el escenario de una renovada competencia con Asia por los cargamentos de GNL en el mercado spot inquieta a algunos gobiernos europeos, justo cuando está comenzando a regir una regulación europea que prohibirá todas las importaciones de gas ruso a partir de 2027.
Patrick Pouyanné, CEO de TotalEnergies, dialoga con Daniel Yergin, presidente de CERAWeek.
Frente a algunos planteos que piden flexibilizar esa decisión, el CEO de TotalEnergies fue enfático en que el gas ruso dejó de ser una opción a partir de la guerra iniciada por el presidente Vladimir Putin en 2022. “Putin decidió por nosotros que el gas ruso ya no era una opción«, dijo Pouyanné.
De todas formas, el colapso del tránsito por Ormuz afecta a Europa en otros suministros energéticos. “En el Sudeste Asiático hay mucha preocupación. Europa también observa muy de cerca: por ejemplo, Francia importa el 50% de su diésel”, graficó el CEO de TotalEnergies.
En lo estructural, Pouyanné reconoció que Europa atraviesa por un escenario de inseguridad energética. “No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo.
TotalEnergies invertirá más en hidrocarburos en EE.UU.
El CEO de TotalEnergies y el secretario de Interior de los EE.UU., Doug Burgum.
El Departamento de Interior de los EE.UU. y TotalEnergies anunciaron este lunes un acuerdo para que la compañía desinvierta en concesiones de energía eólica offshore y reoriente esas inversiones hacia producción de hidrocarburos en EE.UU.
TotalEnergies se ha comprometido a invertir aproximadamente US$ 1000 millones (lo que representa el valor de sus concesiones de energía eólica marina a las que renunció) en la producción de petróleo, gas natural y/o GNL en EE.UU. Una vez que esa inversión se materialice, el gobierno federal reembolsará a la compañía francesa la totalidad del importe que pagó por la compra de dichas concesiones.
“Este acuerdo representa un nuevo triunfo para el compromiso del presidente Trump con la energía asequible y confiable para todos los estadounidenses”, declaró el secretario del Interior, Doug Burgum.
“La energía eólica marina es uno de los sistemas más costosos, inestables, perjudiciales para el medio ambiente y dependientes de subsidios que se hayan impuesto a los consumidores y contribuyentes estadounidenses. Celebramos el compromiso de TotalEnergies de desarrollar proyectos que generen energía confiable y asequible para reducir las facturas mensuales de los estadounidenses», añadió el funcionario estadounidense.
Irán atacó la semana pasada una refinería en Kuwait.
Luego de haberle dado a Irán un ultimátum de 48 horas para que libere el estrecho de Ormuz, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, sorprendió este lunes por la mañana al anunciar una supuesta tregua de cinco días acordada con el régimen teocrático chiita. Desde Irán desmintieron la información.
«No se han celebrado negociaciones con Estados Unidos, y se utilizan noticias falsas para manipular los mercados financieros y petroleros y escapar de la compleja situación en el que están atrapados Estados Unidos e Israel», sostuvo en su cuenta de X el presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores.
El anuncio del presidente estadounidense tuvo un impacto moderado en el precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, que abrió la jornada en US$ 112 por barril. Luego cayó a US$ 98 por barril y en las horas siguientes se mantuvo en torno a ese valor.
Trump anunció una tregua de cinco días con Irán
El posteo de Trump en la mañana del lunes en Truth Social
El presidente informó una tregua de cinco días a través de un posteo en Truth Social. «Me complace informar que Estados Unidos y Irán han mantenido, durante los últimos dos días, conversaciones muy positivas y productivas sobre la resolución total de nuestras hostilidades en Oriente Medio», posteó.
Trump añadió que, en función del «tono y la naturaleza de estas conversaciones profundas, detalladas y constructivas, que continuarán a lo largo de la semana», ha ordenado al Departamento de Defensa posponer todos los ataques militares contra las centrales eléctricas y la infraestructura energética iraníes durante un período de cinco días.
Turquía, Egipto y Pakistán estuvieron pasando mensajes entre EE.UU. e Irán durante los últimos dos días, publicó el medio Axios. Según la versión estadounidense, funcionarios senior de los tres países mantuvieron charlas con el enviado especial de la Casa Blanca, Steve Witkoff, y el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Abbas Araghchi.
No obstante, en Irán respondieron que tales comunicaciones no existieron. “Las declaraciones del presidente de Estados Unidos se producen dentro del marco de esfuerzos por reducir los precios de la energía y ganar tiempo para poner en marcha sus planes militares”, ha señalado su Ministerio de Asuntos Exteriores, según la agencia Mehr.
La agencia de noticias Fars, vinculada con la Guardia Revolucionaria Islámica (GRI), citó «una fuente iraní» que dijo que «no hay ninguna conexión directa ni indirecta con Trump, y él dio marcha atrás tras escuchar que nuestros objetivos serían todas las centrales eléctricas de Asia Occidental».
Más tarde fue el propio presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores, el encargado de desmentir la versión de Trump.
Promesa de bombardeo contra infraestructura eléctrica en Irán
Trump había amenazado el sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las siguientes 48 horas.
«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», había advertido el mandatario en una publicación de su red social Truth.
El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos derivados.
Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.
La petrolera colombiana GeoPark dio inicio formal a sus operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, situado en la formación no convencional de Vaca Muerta. Se trata de la primera campaña intensiva en la formación, lo que marca un hito en su estrategia de expansión dentro de la Argentina.
La empresa proyecta una inversión que oscila entre los u$s80 y u$s100 millones durante el transcurso de 2026. Este capital se destina íntegramente al desarrollo de infraestructura y pozos en la Cuenca Neuquina, con el firme propósito de escalar la capacidad operativa de la firma en el corto plazo.
En términos de volumen, la meta establecida por GeoPark para el cierre de este año busca elevar la producción actual de 1.500 barriles de petróleo diarios a un rango de entre 5.000 y 6.000 barriles, lo que significaría cuadruplicar su actividad en suelo nacional.
El plan estratégico a mediano plazo contempla una proyección de crecimiento sostenido hasta el año 2028. Para ese entonces, GeoPark aspira a alcanzar una plataforma de producción de 20.000 barriles por día, consolidando su rol como operador en el sector local.
Desarrollo en la Cuenca Neuquina
La puesta en marcha de esta campaña requirió la articulación con más de 30 empresas contratistas especializadas en diversos servicios petroleros. Mediante la firma de 40 acuerdos comerciales, la operadora busca traccionar la cadena de valor local y fortalecer el ecosistema industrial de la provincia.
Ignacio Mazariegos, director de la unidad de negocios de la firma en la Argentina, destacó que «Vaca Muerta es un activo central que está redefiniendo nuestra escala como compañía». El ejecutivo subrayó que cada pozo perforado contribuye a construir una posición rentable y competitiva dentro del portafolio latinoamericano de la empresa.
Para respaldar este ritmo operativo, la compañía estableció una oficina propia en la ciudad de Neuquén y conformó un equipo técnico de 30 profesionales. Según informaron desde la operadora, la plantilla se encuentra en proceso de ampliación para cubrir las demandas técnicas de los próximos meses.
En el ámbito del compromiso social, la firma concretó su adhesión al programa de becas provinciales con un aporte inicial. Esta acción se enmarca en su política de sostenibilidad, orientada a vincular el desarrollo de los recursos naturales con el fortalecimiento educativo de las comunidades donde opera.
«Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo», aseguró Wirth sobre Vaca Muerta.
HOUSTON. -El CEO de Chevron, Mike Wirth, elogió las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta. “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en la apertura del CeraWeek, la conferencia energética más importante del mundo.
Wirth formuló esa declaración en una entrevista pautada con el presidente de CeraWeek, Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo. Yergin le preguntó por Vaca Muerta porque Wirth quería enviar un mensaje, no fue una declaración casual que formuló en un pasillo de la conferencia ante la pregunta de un periodista.
Wirth reafirmó su interés por Vaca Muerta
En un momento de su exposición, Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.
–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Yergin.
–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.
–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.
–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.
Chevron explota Loma Campana con YPF, lleva invertidos unos 14.000 millones en Vaca Muerta desde 2013 a la fecha. pero en los últimos años redujo su nivel de inversión. Lo que dijo el CEO da a entender que ahora van a volver a acelerar
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright.
HOUSTON. -El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, aseguró que la guerra con Irán será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. A pesar del fuerte alza en los precios del petróleo no se está llegando a una situación de destrucción de demanda, según lo expresado por el funcionario estadounidense en la apertura de CERAWeek, la principal conferencia energética del mundo.
El funcionario de la administración de Donald Trump buscó trasmitir un mensaje de tranquilidad en cuánto al impacto que la disrupción del comercio energético por el estrecho de Ormuz tendrá sobre la economía real y los mercados bursátiles.
La clave central en el conflicto es la duración del virtual cierre de Ormuz. Wright garantizó que la guerra finalizará pronto. “El conflicto con Irán terminará en las próximas semanas», dijo el funcionario.
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, junto a Daniel Yergin en la apertura de CERAWeek 2026 en Houston.
Wright: shock energético de corto plazo
El colapso del comercio por el estrecho de Ormuz afectó la salida de unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y productos derivados por día. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que a raíz del conflicto países productores del Golfo Pérsico recortaron 10 millones de barriles por día de producción de petróleo.
El secretario de Energía minimizó el impacto de la guerra sobre el suministro de hidrocarburos, afirmando que «el mundo está bien abastecido de petróleo”. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», añadió.
La principal preocupación en los mercados es que la prolongación del conflicto conduzca a una destrucción en la demanda y consecuentemente a una recesión económica global. Nuevamente, Wright buscó minimizar la noción de una falta estructural severa de suministro energético. “El aumento de precios es en gran parte un ‘fear premium’ del mercado”, minimizó.
La intervención militar en Venezuela
El secretario de Energía también defendió la estrategia detrás de la intervención militar de los EE.UU. en Venezuela, que terminó con la captura del presidente Nicolás Maduro y el comienzo de una apertura hacia elecciones libres y el potencial regreso de petroleras internacionales al país sudamericano.
«Durante años hubo sanciones sobre el petróleo venezolano. Lo que hicimos fue hacerlas cumplir efectivamente, como un verdadero bloqueo, y eso cambió la capacidad de presión de Estados Unidos para empujar a Venezuela hacia un mejor comportamiento», analizó Wright.
Venezuela aprobó una reforma a la ley de hidrocarburos solicitada por el gobierno de EE.UU. «Nuestra interacción con el gobierno interino ha sido constructiva», dijo el funcionario.
«No es todavía una democracia plena, pero está mucho mejor que hace tres meses. Mucho mejor», añadió.
EE.UU.: política energética e inteligencia artificial
La administración Trump cifró su política energética bajo el lema de alcanzar una era de la «dominancia energética». Wright volvió a explicar que la intención central es maximizar la producción de hidrocarburos para asegurar un abastecimiento interno energético a precios accesibles para los hogares y las industrias y la exportación a países aliados. “No vamos a rezarle a un dios del clima», dijo en referencia a las energías renovables.
En ese sentido, la creciente demanda energética de las empresas tecnológicas producto del desarrollo comercial de la inteligencia artificial está incrementando los precios de la electricidad y generando estrés en las redes. “La prioridad es mantener la electricidad accesible, confiable y disponible”, dijo el funcionario de Trump.
Un tema que preocupa al gobierno y las empresas son los tiempos en el otorgamiento de permisos de construcción de infraestructura eléctrica. “Si queremos ganar en IA, necesitamos construir mucha electricidad y rápido», concluyó el secretario de Energía.
El Sultan Ahmed Al Jaber participó por Zoom en el CERAWeek 2026.
HOUSTON. -El CEO de ADNOC y ministro de Industrias de los Emiratos Árabes Unidos, Sultan Al Jaber, denunció en el CERAWeek 2026 el uso del Estrecho de Ormuz como herramienta de presión geopolítica. El directivo calificó la situación actual como un conflicto «errático, injustificado y completamente no provocado» que puso a prueba la resiliencia de la infraestructura energética global, y advirtió que la solución a la volatilidad de mercado «no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.
Durante su intervención en el evento realizado en Houston, Estados Unidos, Al Jaber advirtió que la presión sobre esta vía navegable, por la que circula casi una quinta parte del petróleo y gas del mundo, disparó el precio del crudo un 50% en solo tres semanas. «Gran parte del oxígeno de la economía global pasa por una sola garganta«, graficó el ejecutivo para explicar la vulnerabilidad del sistema ante intentos de bloqueo.
Con una postura firme frente a la inestabilidad en la región, el titular de la petrolera emiratí aseguró que la crisis no respondió a una falta de recursos, sino a una amenaza directa a la libre circulación. «Convertir al Estrecho de Ormuz en un arma no es un acto de agresión contra un solo país. Es terrorismo económico contra todos los países«, sentenció.
Y en esa misma línea expresó que «ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén. Ni ahora ni nunca. Y aunque valoramos los esfuerzos por estabilizar los mercados y reducir los precios, seamos claros: este no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.
Adnoc, es socia de YPF y de la italiana ENI en el proyecto Argentina LNG, por el cual se busca convertir a Vaca Muerta en un nuevo polo exportador de gas. El proyecto que demandará una inversión estimada en US$30.000 millones prevé la producción de unas 12 millones de toneladas a través de dos buques licuefactores que se instalarán frente a las costas de Río Negro, no antes de 2029.
«Ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén», aseguró el Sultan Ahmed Al Jaber.
La guerra y la inflación global
Al Jaber remarcó que «el impacto de esta crisis golpeó con mayor dureza a los sectores más vulnerables al elevar los costos de vida de forma acelerada«. Para el ejecutivo, la estabilidad de los mercados energéticos fue la base de la economía mundial: «La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla».
Respecto a la operación de ADNOC, el CEO destacó que la compañía aplicó medidas extraordinarias para garantizar el suministro a pesar de los ataques recibidos. «Recibimos golpes que ninguna empresa civil debería tener que enfrentar«, señaló, subrayando que la resiliencia de la firma se basó en inversiones previas y no en reacciones improvisadas.
El discurso también sirvió para ratificar el modelo de «progreso pragmático» que impulsaron los Emiratos Árabes Unidos, el cual, según Al Jaber, estuvo basado en el realismo y no en la ideología. Este enfoque permitió a la nación consolidar una red de alianzas estratégicas para fortalecer la seguridad del sector a escala internacional.
«Estas últimas semanas nos han recordado lo fundamental. La estabilidad en los mercados energéticos sostiene la estabilidad en todos los mercados. La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla. Y se basa en una verdad simple: las arterias críticas del mundo deben permanecer abiertas», asevero el sultán en uno de los tramos principales de su presentación.
La alianza con Occidente
En relación a su presencia en Occidente, Al Jaber destacó que las relaciones con sus socios siguen creciendo. «A través de ADNOC, XRG y Masdar, ya hemos invertido más de US$85.000 millones en activos energéticos en Estados Unidos, apoyando generación eléctrica, químicos avanzados y empleo en 19 estados», reseñó.
«Estados Unidos ofrece una combinación única de abundancia de recursos y estabilidad para la inversión. Estamos explorando activamente oportunidades a lo largo de toda la cadena de valor energética y queremos expandir nuestras inversiones en infraestructura crítica: desde almacenamiento hasta licuefacción y plantas de regasificación», agregó reafirmando la alianza estratégica.
Asimismo, hizo hincapié en que la tecnología y la inteligencia artificial funcionaron como el «multiplicador de fuerza» que define la nueva era energética. Al Jaber explicó que la integración de estos sistemas resultó fundamental para construir una red global capaz de resistir la volatilidad y promover la prosperidad sobre la inestabilidad.
Hacia el final de su intervención, el directivo trazó una línea divisoria a leer como resultado del conflicto armado. «Podemos elegir ser arquitectos de estabilidad o espectadores de la volatilidad», afirmó ante la audiencia de líderes industriales, convocando a una sesión de trabajo colectiva para el próximo encuentro de ADIPEC en noviembre.
El CEO y Presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, participará de nuevo en el CERAWeek.
La primera plana de la industria energética argentina podrá componerse una mejor imagen sobre las oportunidades y los riesgos que la Guerra en Medio Oriente puede suponer para el desarrollo exportador de Vaca Muerta cuando participen desde este lunes en CERAWeek, el mayor evento energético del mundo que se celebra anualmente en Houston.
En paralelo, la agenda relativa a nuevas oportunidades concretas de negocio en la formación de hidrocarburos no convencionales tendrá su punto más alto el martes en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento exclusivo que conectará a líderes de la industria petrolera argentina y de gobierno con hacedores clave del ecosistema de inversores y compañías de servicios en la industria del Oil & Gas en Texas.
Representantes del Grupo Techint, YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía y otras empresas están arribando a la “capital energética del mundo” para evaluar en CERAWeek el escenario abierto por la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.
Líderes de las empresas que componen el Grupo Techint expondrán en distintos paneles. El CEO y Presidente de Techint, Paolo Rocca, expondrá el lunes de un panel sobre estrategia energética global.
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, partcipará en paneles sobre inversiones en petróleo y gas en Latinoamérica. El CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari, participará en paneles centrados en la infraestructura de desalinización y provisión de agua para proyectos energéticos y mineros.
También habrá representantes del gobierno de Javier Milei, que tendrá al secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, como expositor en un panel regional. Por el lado de las provincias argentinas directamente vinculadas con el desarrollo de Vaca Muerta asistirán los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck.
Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook
Con el CERAWeek como telón de fondo, líderes de la industria energética argentina y de gobierno conectarán con la industria energética de Texas para dialogar sobre oportunidades concretas de inversión en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento paralelo organizado por Proshale, Marval, Trossero & CO., Horizon Engage y EconoJournal.
Entre los oradores confirmados están el CEO de YPF, Horacio Marín, el co fundador de Vista Energy, Pablo Vera Pinto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, el CEO de GeoPark, Felipe Bayón, el vicepresidente de Gas & Power de PAE, Rodolfo Freyre, el vicepresidente senior de TotalEnergies, Javier Rielo, y el CEO de CGC, Hugo Eurnekian.
El evento servirá como foro para el diálogo estratégico, el intercambio de información y la creación de redes específicas entre un selecto grupo de ejecutivos, inversionistas y actores institucionales. El enfoque es deliberado: se prioriza la profundidad y la calidad de la conversación sobre la cantidad, centrándose en oportunidades de negocio concretas.
El público estará compuesto principalmente por organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluyendo operadores independientes, empresas de servicios, fondos de inversión y representantes del sector financiero interesados en conocer de primera mano el potencial de Vaca Muerta.
El CERAWeek arranca este lunes en el Centro de Convenciones George R. Brown.
HOUSTON. -Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el gran evento anual del sector energético internacional que comienza este lunes. EconoJournal asistirá a cubrir la conferencia que servirá como plataforma de debate y negociación del sector energético frente a la mayor crisis energética de la historia provocada por la guerra en Medio Oriente y el consecuente colapso del comercio por el estrecho de Ormuz.
La disrupción del tránsito por Ormuz llevó a un colapso de cerca del 20% del comercio mundial de petróleo y productos asociados e impedir la salida de una quinta parte del gas natural licuado. Los productores en el Golfo Pérsico se vieron forzados a recortar unos 10 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).
La crisis cumplió el sábado su tercera semana y a medida que pasa el tiempo se va configurando el “escenario de pesadilla” vaticinado por el presidente de CERAWeek y vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin.
“El mundo se enfrenta a la mayor interrupción de la producción petrolera de la historia, así como a una conmoción sin precedentes en los mercados mundiales del gas. La pregunta clave para los mercados energéticos globales ahora es cuánto durará esta guerra explosiva”, dijo Yergin.
Los potenciales escenarios y sus implicancias serán abordadas por los CEOs de las compañías líderes del sector energético y de la industria asociada como Chevron, ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, SLB, ENI, Saudi Aramco, ADNOC, Venture Global, Cheniere Energy y el Grupo Techint, entre otros. También por funcionarios de primera línea de la administración de Donald Trump. El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, será uno de los primeros oradores en la apertura del evento.
Como en la última edición, el gobierno de Javier Milei también estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que participará el martes en un panel enfocado en el creciente posicionamiento de Latinoamérica en el primer plano energético.
La agenda temática en el CERAWeek
Necesariamente, la guerra en Medio Oriente pasará a ocupar en CERAWeek la centralidad de una agenda que en la previa a los acontecimientos proponía la convergencia y la competencia como temas centrales.
Una convergencia empujada por la inteligencia artificial, que está uniendo los sectores de la energía y la tecnología de una manera nunca antes vista, lo que los hace mutuamente dependientes y crea desafíos para ambos.
El panorama energético mundial se está transformando debido a la doble influencia de la inteligencia artificial y la creciente electrificación. Las empresas distribuidoras, las compañías generadoras y los proveedores de servicios en la nube a gran escala buscan soluciones para responder al aumento vertiginoso de la demanda de electricidad de los data centers. Esto requiere niveles de inversión sin precedentes y una mayor rapidez en la obtención de permisos y la ejecución de proyectos.
Sin embargo, esa transformación, que empuja una creciente demanda de energía, sucede en un momento en el que la competencia entre rivalidades geopolíticas y económicas están debilitando las alianzas, fragmentando las cadenas de suministro y dividiendo los mercados energéticos que han estado integrados globalmente durante décadas, con el nacionalismo económico y las barreras comerciales como dos tendencias que complican la toma de decisiones empresariales y las opciones de inversión.
«Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas», aseguró Trump en referencia a Irán.
HOUSTON -El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, amenazó este sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las próximas 48 horas. El ultimátum concentrará la atención de los principales referentes de la industria energética que a partir de este lunes se reunirán en el CeraWeek. Los organizadores esperan a más de 10.000 asistentes en el Centro de Convenciones George R. Brown, en el centro de Houston.
«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», advirtió el mandatario en una publicación de su red social, Truth Social.
Trump realizó su advertencia a través de la red social Truth.
Apenas unos minutos antes, el magnate neoyorquino alardeaba en la misma red social de haber “borrado a Irán del mapa”, a pesar de los comentarios de «analistas (iraníes) de poca monta» que sostienen que Estados Unidos no ha cumplido sus objetivos en la región.
«¡Claro que sí ―los hemos cumplido―, y semanas antes de lo previsto! Su liderazgo ha desaparecido, su armada y fuerza aérea están destruidas, no tienen defensa alguna y quieren llegar a un acuerdo», ha ilustrado Trump antes de reiterar que él no quiere llegar a un acuerdo y que su estrategia va «semanas por delante de lo previsto».
Esta aclaración llega después de que el presidente estadounidense defendiera el viernes que no está interesado en alcanzar un alto el fuego con Irán. Como ya es habitual, Trump alardeó de que Estados Unidos está «arrasando» al país asiático, cuando la ofensiva lanzada junto a Israel contra territorio iraní ya supera los 20 días.
El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios. Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.
La respuesta del régimen iraní
El régimen iraní respondió a las presiones de Trump amenazando con tomar «represalias» en el caso de que EE.UU. ataque sus centrales eléctricas. “Si las infraestructuras de combustible y energía de Irán son atacadas por el enemigo, todas las infraestructuras de energía, tecnología de la información y desalinización de agua pertenecientes a Estados Unidos y al régimen (israelí) en la región serán objetivo«, indicó un portavoz del Cuartel General Central de Khatam al Anbiya (KCHG), uno de los mandos operativos militares de Irán, en declaraciones difundidas por la televisión estatal iraní (IRIB).
Más tarde, la guardia revolucionaria de Irán advirtió, ya este domingo, que, si Estados Unidos ataca las centrales eléctricas iraníes, la respuesta será el «cierre total» del estrecho de Ormuz, punto estratégico de paso para la exportación del petróleo del golfo Pérsico. «Si Estados Unidos cumple sus amenazas sobre las centrales eléctricas iraníes se adoptarán de inmediato medidas punitivas», respondió la guardia revolucionaria, cuerpo militar e ideológico de élite de la República Islámica.
Las autoridades del país también han querido desmentir los triunfalismos del líder estadounidense, de quien aseguran que está «vendiendo como una victoria» lo que en realidad es una «derrota estratégica», y han señalado que «el objetivo de Irán ahora es expulsar a Estados Unidos de la región para no ser atacado más».
Con respecto al estrecho de Ormuz, Irán sostiene hasta ahora que el tránsito marítimo está permitido para la mayoría de los buques, aunque la autorización no se extiende a embarcaciones vinculadas a «países enemigos».
Así lo ha señalado el representante permanente de Irán ante el organismo dependiente de Naciones Unidas, Seyed Ali Mousavi, en declaraciones difundidas por la agencia semioficial Mehr, en las que reiteró la disposición de Teherán a colaborar con la Organización Marítima Internacional para reforzar la seguridad en el golfo Pérsico.
Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración en el bloque CAN 107.
Las compañías Shell y Qatar Petroleum (QP) no obtuvieron los resultados esperados y definieron que no continuarán explorando el área offshore CAN 107 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. A partir de esta decisión, la Secretaría de Energía dio de baja el permiso de exploración y revirtió el área al Estado Nacional. Lo hizo mediante la resolución 73 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El proyecto offshore de las compañías también incluía a CAN 109, bloque que también podría revertirse al Estado en los próximos días.
Luego de los primeros trabajos de sísmica 2D y 3D que culminaron en abril de 2025, Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración, que incluía la perforación de un pozo exploratorio. En diciembre presentaron formalmente el pedido a la cartera energética para devolver el área Cuenca Argentina Norte 107, que había sido otorgada en 2019 a partir de un proceso de licitación internacional.
La anglo-holandesa Shell tenía el 60% de participación en el bloque y era el operador, mientras que Qatar Petroleum tenía el 40% restante. La exploración sufrió demoras por las restricciones de la pandemia de 2020. En 2022 las compañías recibieron la primera prórroga del permiso de exploración y en 2025 la segunda.
La resolución de la cartera energética destaca que las compañías cumplieron con los compromisos ambientales y de inversión que se habían fijado al momento de recibir el permiso para realizar los trabajos de exploración costas afuera.
Exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte
No hay detalles de los resultados de la exploración costas afuera que hicieron Shell y QP en CAN 107. Un proyecto de exploración de petróleo y gas en aguas ultra profundas requiere grandes inversiones a muy largo plazo y ante cada resultado que se va obteniendo se van analizando las probabilidades de éxito que tiene. Con el antecedente del pozo Argerich, en la Cuenca Argentina Norte por el momento no hay un prospecto definido para seguir avanzando en la exploración de hidrocarburos.
En 2024, la noruega Equinor, en un consorcio conformado también por YPF y Shell, llevó adelante la exploración del bloque CAN 100. Allí se perforó el pozo exploratorio Argerich, el primero en hacerse en aguas ultra profundas (2.500 metros), pero fue clasificado como seco y el proyecto no continuó. La compañía con mayoría accionaria estatal anunció en noviembre que explorará un bloque offshore en Uruguay junto a la italiana Eni como socia.
En noviembre del año pasado la Secretaría de Energía ya había revertido al Estado el área MLO 114, en la Cuenca Malvinas Occidental, frente a las costas de Tierra del Fuego. El proyecto de exploración estaba a cargo de la compañía Tullow Oil en sociedad con Wintershall DEA y Pluspetrol.
Exploración offshore de Shell en el Mar Argentino
Los trabajos de exploración sísmica 2D y 3D se hicieron con el buque PXGEO 2 y demandaron 120 días. Exploraron CAN 107 (8.340 km2) y CAN 109 (7.860 km2), al norte del Mar Argentina y a alrededor de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata.
La exploración sísmica consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real de obtener petróleo y gas.
El Gobierno argentino lanzó en 2018 una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar en 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.
El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, firmó la resolución 364, que se publicó este viernes en el Boletín Oficial e introdujo modificaciones en el pliego licitatorio para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener que hoy está en manos de la estatal Enarsa.
Transener es la principal transportista de energía eléctrica de la Argentina, a cargo de la red de alta tensión que vincula los principales centros de generación con los nodos de consumo. Se trata de un activo estratégico del sistema eléctrico.
En los últimos años la empresa mostró resultados positivos y en 2025 registró una utilidad neta del orden de los US$ 180 millones (estimada en base a resultados informados al mercado), impulsada por la recomposición tarifaria y la normalización regulatoria. Ese desempeño, sumado a un horizonte tarifario más despejado tras la última revisión quinquenal tarifaria (RQT) que se aprobó en 2025, la convierte en un activo atractivo tanto para compañías energéticas como para inversores financieros.
Cambios en el pliego y nuevos requisitos
En lo formal, la resolución publicada hoy introduce algunas modificaciones menores al pliego elaborado por la Secretaría de Energía y reprograma el cronograma de la licitación. El Gobierno decidió postergar por casi 20 días la presentación de las ofertas económicas para adquirir la participación de Enarsa en Citelec. La nueva fecha fue fijada para el 14 de abril, en reemplazo del 26 de marzo previsto originalmente.
La resolución está acompañada por dos anexos. El primero responde consultas realizadas por empresas interesadas a través de circulares aclaratorias. El segundo incorpora los cambios más relevantes: la inclusión de algunos requisitos técnicos como condición necesaria para que los interesados puedan presentar ofertas.
No obstante, la redacción del texto establece condiciones laxas y flexibles para que los interesados puedan cumplimentar las nuevas exigencias. Según indicaron allegados al Gobierno, el objetivo fue que la incorporación de estos cambios apunte principalmente a acreditar la solvencia técnico-económica de los oferentes y su capacidad de gestionar una compañía como Transener en términos financieros, sin que eso funcione como un obstáculo para la participación de empresas interesadas.
La incorporación de ese capítulo no respondió a una consulta específica del mercado, sino a una decisión interna del Gobierno. El impulso inicial surgió del área de Legales de Presidencia, que interpretó que el proceso debía mantener el espíritu de la normativa original de privatizaciones del sector eléctrico de fines de los ’80, en el marco de la Ley de Reforma del Estado (Ley 23.696) y su decreto reglamentario 11.051/05 del ’89, que contemplaba exigencias técnicas para los operadores.
Esa postura generó intercambios con otras áreas del Gobierno, en particular con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que encabeza Diego Chaher, un funcionario que responde al asesor presidencial Santiago Caputo, y con la Secretaría de Energía, que buscaron evitar que esas condiciones funcionaran como una barrera de entrada que limitara la competencia.
La versión final publicada este viernes no generó estridencias dentro del sector privado.
Interés del mercado
La combinación de una empresa con buenos indicadores económicos, un marco regulatorio más previsible y la decisión oficial de avanzar con la privatización despertó interés en distintos tipos de inversores.
Además de compañías del sector eléctrico —tanto locales como internacionales— en las últimas semanas también analizaron el proceso fondos de inversión y actores del sector financiero, que ven en Transener un activo con ingresos relativamente estables y bajo riesgo operativo.
Ese atractivo se potencia por el hecho de que el management actual de la compañía —controlada a través de Citelec por Pampa Energía y Enarsa— está integrado por cuadros técnicos con larga trayectoria en la empresa.
Nombres propios
Entre los grupos que participarán de la compulsa figuran Edison Energía, un holding creado el año pasado y liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que reúne a un conjunto de empresarios locales Guillermo Stanley, Federico Salvay y Carlos Giovanelli, accionistas a su vez del grupo Inverlat, Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.
También están explorando la posibilidad de participar Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, presidida por Jorge Brito;
Y Central Puerto, el mayor generador eléctrico del país. Otro grupo que analiza el proceso es el de los accionistas de Edenor —una de las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires— integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.
Además, no se descarta la participación de otros actores del ámbito financiero y de infraestructura, incluso sin presencia directa en el negocio eléctrico, que ven en Transener un activo con ingresos estables y bajo riesgo operativo.
Transener en números
Transener opera más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión, lo que la convierte en la columna vertebral del sistema eléctrico argentino.
Dentro del portafolio de activos que controla Enarsa —que incluye desde centrales térmicas hasta la importación de GNL y la construcción de las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, altamente demoradas—, la participación en Transener aparece hoy como el negocio más rentable de la compañía estatal.
Esa condición explica en buena medida la expectativa de una alta participación en el proceso licitatorio, en un contexto en el que el Gobierno busca avanzar con la desinversión en activos energéticos considerados no estratégicos bajo su nueva visión de política económica.
“Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación”, adelantó Tettamanti con respecto a la privatización de las importaciones de GNL.
El gobierno decidió a comienzos de marzo que sea una empresa privada la que esté a cargo de comprar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. El anuncio coincidió con el comienzo de la Guerra en Medio Oriente que disparó el precio del gas. Por lo tanto, no está claro cuál será el resultado de la licitación. No obstante, la secretaría de Energía, María Tettamanti, explicó el martes en Vaca Muerta Insights que van a esperar a comienzos de abril para conocer las ofertas y “si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”.
La principal duda que conlleva ese proceso es quien le va a pagar a ese privado lo que cueste importar el GNL, más el costo de regasificación que habrá que abonar a Enarsa por el acceso y el uso de la terminal, entre otros conceptos. Ese interrogante es clave porque el consumo se va a repartir entre el segmento de generación eléctrica, la industria y la demanda residencial, que tiene una tarifa regulada con valores muy por debajo de los costos que supondrá esa importación. Tettamanti indicó el martes que la Secretaría de Energía está terminando de definir qué segmentos de la demanda pagará el costo pleno de importación del GNL y qué porcentaje del volumen importado se le adjudicará a cada uno.
Cómo ha venido funcionando el sistema
La funcionaria sostuvo que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. la empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.
Ahora bien, Tettamanti reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.
Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.
El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.
Cuál son los cambios que planea el gobierno
Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.
La funcionaria sostuvo que el año pasado el 60% del gas importado lo consumió la generación y el resto se distribuyó entre la industria y el sector residencial. En la actualidad, las distribuidoras tienen contratos por el Plan Gas y por encima de eso, si consiguen y hay capacidad de transporte, les compran un volumen adicional a los productores para el invierno. Por último, completan con GNL.
Con el nuevo esquema, para la distribuidora ya no va a ser lo mismo consumir gas por gasoducto o GNL. Por lo tanto, se supone que va a hacer valer la prioridad que tiene la demanda residencial sobre la industria y será la propia industria la que deba, ahora sí, ir a pagar el GNL al precio internacional o conseguir algún combustible alternativo (como por ejemplo gasoil).
¿Por qué tendrían ese incentivo las distribuidoras si en última instancia el que paga es el consumidor? Porque tienen que presentar los contratos al Enargas para que ese organismo convalide el traslado a la tarifa. Tettamanti dijo que los precios ya van a estar determinados porque surgen de las distintas compras que realizó cada distribuidora, pero advirtió que el ente regulador va a evaluar que el volumen sea razonable. Por lo tanto, si una distribuidora no optimizó sus compras –utilizando GNL cuando podría haber accedido a gas más barato—el Enargas podría no convalidar todo ese volumen y reconocer solo una parte en el cálculo tarifario. En el nuevo escenario, las distribuidoras enfrentarían un riesgo regulatorio mayor porque Enargas podría no reconocerles compras ineficientes. “Así es como funciona la ley, así es como funcionaba en el pasado”, subrayó Tettamanti el martes.
¿El gobierno avanzará igual pese a la fuerte suba del GNL?
El plan del gobierno destinado a poner en cabeza de una empresa privada el rol de importador y agregador-comercializador de GNL se está ejecutando en una coyuntura compleja por el inicio de la guerra en Medio Oriente. El precio del gas natural se disparó un 11% este jueves, hasta 61 euros el megavatio hora en el mercado europeo de referencia de Países Bajos (unos 19 dólares por MMBTU), y duplicó su valor desde el principio de la guerra. Frente a este escenario, si el gobierno avanza con el nuevo esquema, el mayor costo debería trasladarse directamente a los usuarios, sobre todo a generadoras de energía e industrias porque, según los cálculos oficiales, el GNL representa solo el 5% del costo de abastecimiento que afrontan los hogares.
“Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación y si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”, adelantó Tettamanti. A principios de abril se sabrá cómo sigue la historia.
Ciudad Industrial de Ras Laffan, el mayor complejo de producción y exportación de GNL del mundo.
Qatar Energy, la principal productora y exportadora de Gas Natural Licuado (GNL) del mundo, informó que el 17% de su capacidad de producción de GNLquedará fuera de servicio por al menos tres años debido al ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Por este motivo, la empresa suspenderá contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. El Estado italiano participa indirectamente a través de ENI en el proyecto Argentina LNG que lidera YPF.
El recorte de la oferta por parte de Qatar supone una pérdida de entre un 2 y 3% de la capacidad mundial de producción, si se considera que el país árabe prácticamente suministra el 20% del GNL global.
El CEO de Qatar Energy, Saad al-Kaabi, declaró que tendrán que declarar «fuerza mayor» en contratos a largo plazo de hasta cinco años para el suministro de GNL con destino a Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. La empresa tiene firmados contratos de suministro de GNL con ENI y contratos de provisión de infraestructura offshore con Saipem, ambas italianas. ENI es accionista en Saipem.
«Es decir, se trata de contratos a largo plazo para los que tenemos que declarar fuerza mayor. Ya lo hicimos, pero era por un plazo más corto. Ahora es el plazo que sea«, dijo Saad al-Kaabi en una entrevista con la agencia Reuters.
El impacto en números del ataque de Irán a Ras Laffan
El CEO de Qatar Energy informó que los misiles iraníes que el miércoles impactaron en la Ciudad Industrial de Ras Laffan afectaron un 17% de la capacidad productiva de la planta, que es la mayor terminal de producción y exportación de GNL del mundo. La empresa tardará entre 3 y 5 años en reparar y restablecer esa capacidad perdida.
«Jamás en mis sueños más descabellados hubiera imaginado que Qatar y la región sufrirían un ataque de esta magnitud, especialmente por parte de un país musulmán hermano, en pleno mes de Ramadán, atacándonos de esta manera», dijo Saad al-Kaabi.
Irán había advertido que atacaría Ras Laffan e instalaciones energéticas en Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos (EAU) en represalia por un bombardeo de los Estados Unidos e Israel sobre South Pars, el mayor campo de gas natural del mundo.
Sin embargo, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, tomó distancia y aseguró la noche del miércoles que no tenía conocimiento previo sobre el ataque que Israel ejecutaría sobre South Pars, ubicado dentro del Golfo Pérsico, en la frontera marítima entre Irán y Qatar.
«Israel, enfurecido por lo ocurrido en Oriente Medio, atacó una importante instalación en Irán conocida como el campo de gas South Pars. Solo una pequeña parte resultó dañada», dijo Trump en un posteo en Truth Social. El presidente añadió que su país no tenía «conocimiento previo del ataque» y que «Irán, sin conocer los hechos, respondió atacando injustificadamente una parte de la planta de gas natural licuado de Catar».
Cómo afecta la decisión de Qatar Energy en el suministro y precios del gas en Europa
La novedad volvió a atizar los precios del gas natural en Europa, a pesar de que el 90% del GNL producido en el Golfo Pérsico suele tener a Asia como destino, mientras que el 10% restante suele ir al mercado europeo.
En el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, los precios cotizan al cierre de esta nota en € 63/MWh, lo que representa US$ 18,5 por millón de btu (MMBTU). Los valores se habían moderado la semana pasada en torno a los 15 dólares por MMBTU.
Casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico, con poco más de 80 millones de toneladas de GNL producidas y exportadas por el Estrecho de Ormuz en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos realizó un aporte marginal de 5 MT.
La operación se llevó a cabo en la dársena E del Puerto de Buenos Aires
La empresa Loginter completó la descarga de 45 vagones tolva graneleros destinados a la línea Belgrano Cargas, en el marco de la campaña agrícola. La operación se llevó a cabo en la dársena E del Puerto de Buenos Aires, luego del arribo del buque Cosco Shipping Vision, proveniente de China.
Cada uno de los vagones tiene un peso de 22,87 toneladas y forma parte de un esquema orientado a fortalecer la capacidad operativa del sistema ferroviario de cargas, en un contexto de alta demanda logística vinculada al transporte de granos.
Descarga de los vagones
La maniobra se suma a una operación reciente realizada en el mismo puerto, que consistió en la descarga de tres locomotoras de 114 toneladas cada una destinadas al Ferrocarril San Martín. En ese caso, se emplearon maniobras en tándem con grúas de gran capacidad, lo que permitió llevar adelante el operativo con precisión.
La maniobra se suma a una operación reciente realizada en el mismo puerto, que consistió en la descarga de tres locomotoras de 114 toneladas cada una destinadas al Ferrocarril San Martín
“Ambas intervenciones reflejan la capacidad operativa de Loginter para coordinar movimientos de gran porte, así como su participación en tareas vinculadas a la infraestructura y logística ferroviaria”, destacaron desde la empresa.
Desde la compañía señalaron que este tipo de operaciones contribuye a mejorar la eficiencia del sistema de transporte de cargas, al tiempo que acompaña el desarrollo del entramado ferroviario argentino, con foco en una mayor productividad y agilidad en la operatoria.
La Ciudad Industrial de Ras Laffan en Qatar es la principal terminal de exportación de GNL del mundo.
Qatar informó este miércoles que Irán atacó el mayor complejo de exportación de gas natural licuado del mundo, en una escalada de la guerra en Medio Oriente que ya afecta a alrededor de un 20% del suministro global deGNL. No esta confirmado si el ataque golpeó sobre los trenes de licuefacción y/o sobre infraestructura anexa.
Qatar Energy, la principal compañía productora de GNL del mundo, informó que los misiles impactaron contra la Ciudad Industrial de Ras Laffan, la mayor terminal de exportación de gas natural licuado del mundo, provocando «daños considerables». La empresa había suspendido la producción en Ras Laffan el lunes 2 de marzo, luego de los primeros ataques registrados sobre territorio qatarí.
Horas antes del ataque de este miércoles, Irán había designado a Ras Laffan como objetivo, luego de un bombardeo de Israel y los Estados Unidos contra el campo de gas South Pars.
Ataque de Irán contra Ras Laffan en Qatar
«QatarEnergy confirma que la Ciudad Industrial de Ras Laffan fue blanco de ataques con misiles esta noche. Se desplegaron de inmediato equipos de respuesta de emergencia para controlar los incendios resultantes, ya que se produjeron daños considerables. Todo el personal se encuentra a salvo y, hasta el momento, no se han reportado víctimas», informó la compañía.
La producción de Qatar Energy representa un 20% del total del GNL mundial. La compañía en Ras Laffan opera 14 trenes de licuefacción, con una capacidad instalada de 77 millones de toneladas anuales de GNL.
El Ministerio de Asuntos Exteriores de Qatar condenó enérgicamente el ataque iraní contra Ras Laffan. «Qatar considera este ataque una peligrosa escalada, una flagrante violación de su soberanía y una amenaza directa a su seguridad nacional», dice el comunicado.
Irán anunció que atacará otros 5 blancos
En un comunicado difundido el miércoles por la agencia de noticias semioficial iraní Tasnim, autoridades de Irán afirmaron que cinco instalaciones en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Qatar «serán atacadas en las próximas horas», en respuesta a un aparante ataque contra South Pars, que forma parte del campo de gas natural más grande del mundo.
Irán designó como objetivos la refinería SAMREF y el complejo petroquímico de Jubail en Arabia Saudita, el yacimiento de gas de Al Hosn en los Emiratos Árabes Unidos, y la refinería de Ras Laffan y el complejo petroquímico de Mesaieed, ambos en Qatar.
South Pars es la forma en la que Irán designa al campo de gas natural que comparte con Qatar sobre las aguas del Golfo Pérsico. Es uno de los mayores campos de gas natural del mundo. En Qatar lo denominan North Field, en donde se extraen unos 16 BCF (453 millones de metros cúbicos de gas) por día.
Mega invertirá en ampliar la industrialización de líquidos del shale gas.
Compañía Mega presentó este miércoles ante el Ministerio de Economía un proyecto de inversión por US$360 millones para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa busca expandir la capacidad de procesamiento y transporte de los líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
El plan representa una nueva fase de la estrategia de expansión 2023-2028 de la firma, la cual proyecta un desembolso total de US$650 millones para el período. Con estas obras, la compañía -cuyos accionistas son YPF, Petrobras y Dow- apunta a consolidar su infraestructura clave para acompañar el salto productivo de la Cuenca Neuquina.
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que «este paso reafirma la solidez estratégica de la empresa y el compromiso de sus accionistas para transformar el potencial de los recursos no convencionales en valor agregado«. El directivo subrayó que la inversión no solo fortalecerá la matriz energética en general, sino que «incrementará la generación de divisas mediante operaciones sostenibles».
Desde el punto de vista operativo, el proyecto permitirá un incremento del 27% en la producción total de la compañía. Esto se traduce en la incorporación de más de 500.000 toneladas anuales de productos como etano, propano, butano y gasolina natural, elevando la capacidad total de procesamiento a más de 2,5 millones de toneladas por año.
NGLs de exportacion y mercado local
El destino de esta producción adicional tendrá un fuerte perfil exportador, ya que el 80% de los nuevos volúmenes se orientará a los mercados externos. El 20% restante permanecerá en el mercado interno, garantizando principalmente el suministro de etano para la industria petroquímica local, donde la empresa ya es el principal proveedor.
Hace dos años que Mega viene desarrollando obras de ampliación en Bahía Blanca.
La ejecución de las obras se extenderá entre 2026 y 2028, abarcando infraestructura en cuatro provincias. El plan incluye la construcción de plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), además de nuevas instalaciones de acondicionamiento en Loma La Lata (Neuquén) y adecuaciones en Bahía Blanca (Buenos Aires).
Este anuncio de Mega se suma a la reciente apuesta de TGS (Transportadora de Gas del Sur), que apenas días atrás confirmó una inversión de US$3.000 millones, también bajo el amparo del RIGI. El proyecto prevé la construcción de una nueva planta de procesamiento y un poliducto de casi 600 kilómetros de Vaca Muerta a Bahía Blanca, con el objetivo de exportar líquidos por más de US$ 1.200 millones anuales.
Ambas iniciativas confirman que la industrialización de los líquidos del gas es el nuevo gran motor de inversión en el sector energético. Ambos desarrollos buscan destrabar cuellos de botella para permitir que la producción de petróleo alcance el millón y medio de barriles diarios, y reforzar el sistema de procesamiento del gas de la Cuenca Neuquina.
En términos de impacto socioeconómico, el plan de Compañía Mega generará picos de 600 puestos de trabajo, entre directos e indirectos, durante su fase de construcción. La demanda laboral abarcará servicios de ingeniería, logística y provisión de equipos, dinamizando la cadena de valor en las regiones involucradas.
Con estos proyectos de expansión, la integración entre la zona de producción en Neuquén y el polo exportador de Bahía Blanca se consolida así como un eje de industrialización de Vaca Muerta. Ese salto de capacidad de valor agregado permite la exportación de productos que triplican el valor del gas natural.
La Cámara de Apelaciones de Nueva York ordenó este miércoles dejar en suspenso el proceso de búsqueda de activos (discovery) y la moción de desacato hasta que resuelva la apelación argentina contra la sentencia de fondo de la jueza Loreta Preska por la expropiación de YPF. La decisión le pone un freno a la estrategia de Burford destinada a forzar cuánto antes una negociación con Argentina. El presidente Javier Milei calificó la decisión como “histórica y sin precedentes”.
Extracto del fallo de la Cámara de Apelaciones posteado en X por el experto en deuda Sebastián Soler.
La cámara le puso un freno al plan de Burford
Burford tenía la expectativa de que Preska declare a Argentina en desacato en una audiencia prevista para los días 31 de marzo y 1 de abril, pero la decisión de la Cámara deja ahora sin efecto la audiencia convocada para analizar, justamente, los supuestos incumplimientos del país y decidir eventuales sanciones.
La declaración de desacato hubiera significado un golpe duro para el país complicando aún más la vuelta al mercado voluntario de deuda. Para los inversores una decisión de ese tipo significa que el país no cumple decisiones judiciales de tribunales clave, lo que impacta de modo directo en una reputación crediticia ya bastante frágil.
Incluso, como había advertido EconoJournal a fines de enero, podría llegar a complicarle el cobro los bonistas como ocurrió en 2014 cuando el juez Thomas Griesa dictó primero una orden que le impedía al agente de pago (BoNY Mellón) distribuir los fondos sin pagarle previamente a los holdouts y luego directamente declaró a la Argentina en desacato por no cumplir esa orden de pari passu.
Ahora eso no ocurrirá, al menos hasta que la cámara se expida sobre la apelación referida a la cuestión de fondo. Es decir, hasta que ratifique o rectifique el fallo dictado por Preska el 15 de septiembre de 2023 que obliga a Argentina a pagar 16.100 millones de dólares más intereses más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF.
Comunicado del presidente Javier Milei donde celebra la resolución de la Cámara de Apelaciones.
Cómo sigue la disputa
Si bien el gobierno argentino apeló el fallo de Preska de septiembre de 2023, la disputa judicial continuó y se fue ramificando porque, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele. Solo se frena si el demandado obtiene un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.
La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.
Ahora esas ramificaciones que se fueron derivando del fallo principal quedan en suspenso y supeditado, en principio, a lo que vaya a resolver la cámara de apelaciones.
Es la segunda vez que Cámara suspende una orden de Preska. Ya lo había hecho en julio de 2025 cuando frenó la orden de la jueza para que el Estado argentino transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones. Argentina apeló en aquel momento el fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso.
“Desde luego, no significa que fallará a favor de la Argentina revocando la condena, pero sí sugiere que no dudará en hacerlo si concluye que Preska se equivocó cuando decidió retener el caso en Estados Unidos, en la manera que interpretó las leyes argentinas aplicables, o en el cálculo del monto de la indemnización”, advirtió en su cuenta de Twitter el experto en deuda, Sebastián Soler.
La Cámara de Apelaciones de Nueva York ordenó este miércoles dejar en suspenso el proceso de búsqueda de activos (discovery) y la moción de desacato hasta que resuelva la apelación argentina contra la sentencia de fondo de la jueza Loreta Preska por la expropiación de YPF. La decisión le pone un freno a la estrategia de Burford destinada a forzar cuánto antes una negociación con Argentina. El presidente Javier Milei calificó la decisión como “histórica y sin precedentes”.
Extracto del fallo de la Cámara de Apelaciones posteado en X por el experto en deuda Sebastián Soler.
La cámara le puso un freno al plan de Burford
Burford tenía la expectativa de que Preska declare a Argentina en desacato en una audiencia prevista para los días 31 de marzo y 1 de abril, pero la decisión de la Cámara deja ahora sin efecto la audiencia convocada para analizar, justamente, los supuestos incumplimientos del país y decidir eventuales sanciones.
La declaración de desacato hubiera significado un golpe duro para el país complicando aún más la vuelta al mercado voluntario de deuda. Para los inversores una decisión de ese tipo significa que el país no cumple decisiones judiciales de tribunales clave, lo que impacta de modo directo en una reputación crediticia ya bastante frágil.
Incluso, como había advertido EconoJournal a fines de enero, podría llegar a complicarle el cobro los bonistas como ocurrió en 2014 cuando el juez Thomas Griesa dictó primero una orden que le impedía al agente de pago (BoNY Mellón) distribuir los fondos sin pagarle previamente a los holdouts y luego directamente declaró a la Argentina en desacato por no cumplir esa orden de pari passu.
Ahora eso no ocurrirá, al menos hasta que la cámara se expida sobre la apelación referida a la cuestión de fondo. Es decir, hasta que ratifique o rectifique el fallo dictado por Preska el 15 de septiembre de 2023 que obliga a Argentina a pagar 16.100 millones de dólares más intereses más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF.
Comunicado del presidente Javier Milei donde celebra la resolución de la Cámara de Apelaciones.
Cómo sigue la disputa
Si bien el gobierno argentino apeló el fallo de Preska de septiembre de 2023, la disputa judicial continuó y se fue ramificando porque, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele. Solo se frena si el demandado obtiene un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.
La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.
Ahora esas ramificaciones que se fueron derivando del fallo principal quedan en suspenso y supeditado, en principio, a lo que vaya a resolver la cámara de apelaciones.
Es la segunda vez que Cámara suspende una orden de Preska. Ya lo había hecho en julio de 2025 cuando frenó la orden de la jueza para que el Estado argentino transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones. Argentina apeló en aquel momento el fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso.
“Desde luego, no significa que fallará a favor de la Argentina revocando la condena, pero sí sugiere que no dudará en hacerlo si concluye que Preska se equivocó cuando decidió retener el caso en Estados Unidos, en la manera que interpretó las leyes argentinas aplicables, o en el cálculo del monto de la indemnización”, advirtió en su cuenta de Twitter el experto en deuda, Sebastián Soler.
La operación demandó la apertura de válvulas a ambos lados de la frontera.
Una empresa comercializadora concretó la primera importación de gas natural por parte de un privado a través del Gasoducto Norandino, desde el norte de Chile hacia la Argentina. Se trata de una operatoria que estaba reservada para la estatal Energía Argentina (Enarsa) durante las últimas dos décadas, desde su creación en 2004.
El procedimiento realizado por la comercializadora argentina Cinergia, durante el 11 y 12 de marzo, consistió en el despacho de un volumen de hasta dos millones de metros cúbicos. La maniobra involucró la coordinación de equipos técnicos y operativos de ambos países y no se contó con la intervencion de Enarsa.
El núcleo de la transacción se centró en la regasificación y compresión del hidrocarburo desde la planta de Mejillones, ubicada en la costa del Pacífico, unos 65 kilómetros al norte de la ciudad de Antofagasta. Esta logística permitió inyectar el recurso en el sistema de transporte de 1.060 kilómetros que conecta el norte de Argentina, a la altura de la planta instalada en la localidad de Pichanal, provincia de Salta.
En la práctica también se trata de la primera operación de importación en la historia de ese ducto inaugurado en 1999, ya que el gasoducto fue construido para uso exportador. Recién en 2010, Chile por el default gasífero argentino contó con una terminal con capacidad de revertir el flujo para eventuales exportaciones, las cuales comenzaron en 2016 de forma muy esporádica.
La Argentina terminó con la importación regular de gas desde Bolivia tras la puesta en marcha de la Reversión del Gasoducto Norte, lo que permite abastecer a las siete provincias de la región con la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, la demora en las obras de cuatro plantas compresoras impide el transporte del volumen necesario para cubrir los picos de demanda invernal en el NOA.
La terminal regasificadora de Mejillones en la costa chilena del Pacífico
Ante esta limitación logística y la politica de desregulación del mercado energético, el sector privado está en condiciones de buscar alternativas de suministro directo desde Bolivia o desde el Pacífico para garantizar la operación de las centrales térmicas y las industrias regionales, sin la intervención de Enarsa.
Gas natural para generación eléctrica
La concreción de esta operación requirió el desbloqueo de las válvulas en la frontera internacional, donde el caño suele permanecer cerrado. El uso de esta infraestructura existente busca optimizar los recursos energéticos disponibles en la región mediante la capacidad de transporte instalada, estimada en unos 7 millones de metros cúbicos día.
Esta iniciativa se alinea con el esquema de desregulación del mercado energético que impulsa el Gobierno, el cual habilita a las empresas generadoras a gestionar su propio abastecimiento de combustible a través de acuerdos entre privados.
El marco normativo actual permite que los actores del sistema busquen soluciones directas de suministro, diversificando las fuentes de importación y flexibilizando la operación del sistema interconectado. En 2025 se registraron varias operaciones entre privados que concretaron importaciones desde Bolivia.
En esta oportunidad, el gas importado tuvo como consumidor final al sector de generación eléctrica, que representa el único segmento con demanda potencial firme en el norte durante la temporada de verano. La operatoria sirvió como prueba de capacidad técnica para evaluar la viabilidad de un suministro en firme.
Una alternativa para la demanda invernal
La intención de los privados es transformar esta modalidad de envío en una operación de carácter regular para el próximo invierno. El objetivo es que el GNL proveniente del Pacífico, regasoficado en Mejillones, pueda destinarse tanto a la generación de energía como al sector industrial, los más afectados en los picos de consumo estacionales.
Julieta Dell Oro, Gerente General de la Cienrgia en la Argentina señaló que «la ejecución de este hito técnico demandó la intervención de la Aduana, los despachantes y los operadores de los gasoductos en ambos ladosde la cordillera«. La coordinación permtió garantizar la seguridad del proceso y la correcta medición de los volúmenes transferidos, sentando un precedente operativo para la utilización del Norandino.
Hacia adelante, el dinamismo de este mercado dependerá de la consolidación de estos acuerdos de importación. La integración de los sistemas energéticos permite mitigar riesgos de escasez y brinda herramientas de gestión más eficientes para atender la demanda del sistema argentino cuando comience el período invernal.
Por su parte, Simón Collao, Gerente Comercial de Combustibles de Cinergia con base en Santiago de Chile, señaló que la empresa es «un actor relevante en la importación de Gas Natural desde la Argentina desde que se retomaron las importaciones por 2021, y esta operación inversa ratifica el aporte para un mercado de gas natural más dinámico».
En Vaca Muerta Insights se subrayó la importancia del Instituto Vaca Muerta durante un panel sobre educación y desarrollo.
La inauguración esta semana del Instituto Vaca Muerta (IVM) en Neuquén marca un hito en el desarrollo de la formación de hidrocarburos no convencionales. La iniciativa liderada por YPF y en la que participan demás operadoras y empresas de servicios integra a la industria petrolera en la formación de perfiles técnicos, bajo un nuevo modelo educativo que fue abordado de lleno por representantes del sector en un panel en el Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal y LM Neuquén.
El director ejecutivo de la Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, la gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies, Claudia Borbolla, la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza, y la gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT (Southern Alberta Institute Technology), Monica Bennett, aportaron su mirada sobre cómo el Instituto Vaca Muerta entrecruza la educación con el desarrollo de la industria petrolera del país.
La sede del Instituto Vaca Muerta.
Instituto Vaca Muerta: el impacto inicial
La industria petrolera en el país sabe que el crecimiento de Vaca Muerta enfrenta dos cuellos de botella. El más evidente es la infraestructura de transporte y de exportación de los hidrocarburos. Pero la limitante que a veces pasa más desapercibida es la falta de técnicos con la formación que demanda el desarrollo de los recursos no convencionales, un problema que el Instituto Vaca Muerta vendrá a resolver.
La Fundación YPF unos años atrás identificó esa necesidad al realizar una tarea prospectiva en la industria para identificar los perfiles y las ocupaciones que la industria demandaría en Vaca Muerta. “Una de las recomendaciones más fuertes era trabajar en las escuelas técnicas con las prácticas profesionalizantes. Esa fue la génesis, el puntapié para armar una institución de formación técnica privada”, explicó su director ejecutivo, Gustavo Schiappacasse.
Gustavo Schiappacasse, de Fundación YPF.
Las clases en la sede del IVM comenzaron este lunes, con un módulo para formar perfiles técnicos para las operaciones de perforación y de fractura, para mantenimiento eléctrico y mecánico y para la operación de plantas de tratamiento de crudo, agua y gas. También existe un módulo intermedio orientado a capacitar a trabajadores del convencional que quieren integrarse en la industria del shale. Además, existe un módulo obligatorio de entrada al yacimiento sobre seguridad operativa y conocimientos básicos de la industria del oil&gas.
El lanzamiento del IVM evidenció la existencia de una gran demanda de jóvenes que buscan insertarse en la industria, con más de 35.000 individuos que se registraron en la plataforma oficial y unos 17.000 inscriptos reales. “Estamos hablando de 672 vacantes en el primer trimestre, 854 en el segundo trimestre, 854 en el tercero, para completar una capacitación de 2400 personas”, puntualizó Schiappacasse.
TotalEnergies, la compañía francesa y principal operadora privada de gas natural en el país, es otra de las firmas que participan en el IVM. La gerente de Gestión y Estrategia Social de la empresa, Claudia Borbolla, ponderó la importancia que le asignan a la excelencia operativa, el cuidado ambiental y la seguridad laboral. «Esos tres aspectos son muy importantes e IVM los garantiza. Acompañamos la propuesta desde diciembre 2024 y pudimos participar en el diseño de la currícula», dijo Borbolla.
Como parte de la política de TotalEnergies de capacitación continúa de su personal en todo el mundo, la empresa ahora también aportará docentes al IVM. «Total Austral, la filial de TotalEnergies en Argentina, está preparando un plantel de TotalEnergies Profesores Asociados para poder brindarle al instituto profesores que justamente son profesionales y técnicos retirados recientemente», añadió Borbolla.
Claudia Borbolla, de TotalEnergies.
Entre las empresas de servicios que forman parte de la iniciativa está la filial de Halliburton en la Argentina, que lleva tiempo colaborando en el área educativa junto a YPF.
“Venimos trabajando hace seis años con la fundación y otras empresas en lo que llamamos las prácticas profesionalizantes, sumando más escuelas técnicas de la cuenca de Neuquén. De alguna manera es la industria puesta en el aula y con el mismo objetivo pensamos toda la currícula para el IVM”, explicó la gerente de Recursos Humanos de Halliburton Argentina, María Sol Irastorza.
María Sol Irastorza, de Halliburton Argentina.
El ejemplo de Alberta aplicado en Vaca Muerta
La Fundación YPF a la hora de estructurar el Instituto Vaca Muerta tomó como una referencia central el modelo educativo del Southern Alberta Institute Technology (SAIT), un instituto que lleva más de 100 años formando técnicos y profesionales para la industria petrolera y también para la minería en Canadá.
La gerenta de Desarrollo de Clientes Internacionales de SAIT, Monica Bennett, explicó que aplican el modelo STATE de formación de talento especializado y alineado con las necesidades reales de la industria. «Ofrecemos programas cortos y flexibles, pero trabajamos mucho con la industria. La involucramos en todos los programas que hacemos y ofrecemos aprendizajes prácticos en entornos similares a la industria«, dijo Benett.
Mónica Benett, de SAIT.
«Al ofrecer estos programas cortos, con diplomado y certificaciones, se facilita una rápida inserción laboral. Este modelo es muy flexible y se adapta a los cambios económicos y tecnológicos que están ocurriendo, respondiendo rápidamente a las necesidades de las empresas», añadió la representante de SAIT en un intercambio grabado con la moderadora del panel, Laura Hevia.
Schiappacasse coincidió con los conceptos expresados por Benett. «La capacitación no solo es a través de docentes, sino que estamos incorporando profesionales y técnicos que trabajan en las empresas. Estamos haciendo parejas pedagógicas con gente que viene de las escuelas técnicas. Además del diferencial de tener un equipo de perforación y que los chicos pueden realizar las prácticas reales en yacimiento«, concluyó el director ejecutivo de Fundación YPF.
Vaca Muerta Insights: La visión de las empresas de servicios y los desafíos de la cadena de valor.
Las empresas que componen la cadena de valor y servicios que sirven a la actividad de las operadoras en Vaca Muertaexplicaron sus planes para acompañar de forma cada vez más eficiente el crecimiento de la producción de petróleo y gas natural no convencional con nueva tecnología y más equipos.
En un panel que compartieron en el Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía, Carolina López, Directora de Business Development para LATAM de Nabors, Constantino Espinosa, director de Proyectos deTenaris Oil&Gas Services, Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment, y Daniel Gónzalez, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) abordaron el presente y el futuro de la cadena de valor traccionada por Vaca Muerta.
Los planes en la cadena de valor que abastece a Vaca Muerta
Carolina López, de Nabors.
Tanto Nabors, Tenaris como QM Equipment quieren acompañar el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta a partir de la mejora y ampliación de su portfolio de productos y servicios.
En ese sentido, Nabors, la empresa estadounidense líder en provisión de rigs de perforación para la industria petrolera, sumó en los últimos doce meses tres equipos en la cuenca neuquina, totalizando una flota de 14 equipos activos. «A partir del segundo semestre de este año esperamos sumar uno más y llegar a 15, con 14 propiedad de Nabors y el restante en un contrato de operación y mantenimiento», dijo Carolina López.
La representante de Nabors ponderó la importancia del mercado argentino. «Para nosotros es uno de los mercados más estratégicos y más grandes en América Latina, no solo por el número de equipos que tenemos en este momento trabajando, sino también por la adopción de la tecnología que nosotros hemos visto aquí», apuntó.
«Creemos que el crecimiento de Vaca Muerta y el futuro tendrán tres pilares: la tecnologia, la automatización y la colaboracion a través de la cadena de valor. El reto para Vaca Muerta ya no es probar el recurso ni su calidad sino cómo apalancar esa eficiencia«, añadió López.
QM Equipment y Tenaris, fabricantes locales
Pablo Fiscaletti, de QM Equipment.
En el mapa de las compañías que fabrican en el país equipos e insumos para la industria petrolera figura la marplatense QM Equipment, líder en la provisión de bombas de fracturación.
La compañía lleva entregadas bombas por un equivalente a 450.000 HP, casi la mitad del millón de HP que están empleando los trece sets de fracturación hidraúlica activos en Vaca Muertaen este momento. En los últimos tres años fabricó bombas por 80.000 HP anuales.
La gran apuesta de QM Equipment es fabricar sets de fracturación con bombas a gas natural para aprovechar el recurso en el sitio en reemplazo del gasoil. El presidente de la empresa, Pablo Fiscaletti, precisó que llevan ocho meses probando un set de fracturación con bombas a gas natural en Vaca Muerta.
«Imaginen que el gas que se destina habitualmente a gas lift lo estamos usando como gas combustible de fractura, así que el ahorro que se logra con esta tecnología es impresionante. Cada set de fractura en Vaca Muerta gasta unos US$ 30 millones al año en combustible, multipliquen eso por trece, que es la la flota actual de Vaca Muerta, o por quince dentro de unos meses. Ese es más o menos el ahorro que está en juego, tanto en términos económicos como medioambientales», explicó Fiscaletti.
El presidente de la empresa también destacó el trabajo conjunto que vienen realizando con Tenaris como un ejemplo de la importancia de tener un fabricante local para acelerar los proyectos de oil & gas. «Se logró una asociatividad muy buena que arrancó hace cinco años cuando ellos deciden hacer el segundo set de fractura», dijo.
Constantino Espinosa, de Tenaris.
Precisamente, Constantino Espinosa, de Tenaris Oil & Gas Services, la división de servicios petroleros de Tenaris, resaltó que la empresa invirtió US$ 1000 millones en los últimos cinco años en la Argentina. Una parte de esa inversión fue destinada a instalar un moderno horno de acero en Campana que permitirá producir de forma más eficiente y con menos emisiones.
«Tenaris desde el 2020 tiene una empresa que da servicios en la cuenca neuquina. La inversión llegará este año a US$ 240 millones, tenemos dos sets de fracturas y dos sets de coiled tubing funcionando, y un tercer set que estará funcionando este año con 28 bombas y con una tecnología que se llama DGB, que permite convertir el funcionamiento de diésel a gasnatural«, contó Espinosa.
La empresa de servicios está enfocada fundamentalmente en completamiento de pozos, aunque ahora busca ofrecer también un servicio de construcción de la guía a partir del primer trimestre del 2027. «Es la primera sección del pozo, donde Tenaris pretende hacer un servicio llave en mano para las operadoras«, apuntó el representante de la compañía.
Mientras que los equipos como los que ofrece Nabors se encargan de hacer las secciones más complejas en un pozo, el servicio que ofrecerá Tenaris se enfocará en la parte inicial y más simple del mismo. Para esto diseñará un equipo muy eficiente y que utilizará la técnica de perforación por casing, mayoritariamente empleada por las operadoras en el país.
La perspectiva de la cadena de valor desde Neuquén
Daniel Gónzalez, de FECENE.
Por otro lado, el secretario de FECENE, Daniel Gónzalez, aportó números para graficar el buen momento de la cadena valor en Neuquén generada en torno a Vaca Muerta. «Del segundo semestre del 2024 al 2025 creció un 20% la contratación de empresas neuquinas por parte de las operadoras«, puntualizó Gónzalez.
Las empresas neuquinas que integran la federación registran que unos 50.000 empleos en forma directa o indirecta se han generado en Neuquén debido a la formación no convencional. El crecimiento es tal que han iniciado conversaciones con empresas de otras provincias que pueden complementar las necesidades de las operadoras en Neuquén.
«Hay oferta disponible en Neuquén, pero hay mucha demanda insatisfecha. Nosotros estamos tejiendo alianzas con empresarios de otras provincias. Por ejemplo, con Santa Fe tenemos mucho para complementarnos, porque hay una industria metalmecánica muy importante. Hay dos términos que cada vez se van a escuchar más, son complementariedad y asociatividad. Complementariedad en aquello que nosotros no hemos desarrollado», concluyó el referente de la FECENE.
Flow Management lanzó una tienda online especializada en válvulas industriales con disponibilidad inmediata
En un contexto de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, surgen nuevas soluciones orientadas a optimizar la provisión de equipos críticos para la industria. Es por esto que la empresa Flow Management lanzó Valbol Store, una tienda online especializada en válvulas industriales con disponibilidad inmediata.
La plataforma busca responder a una de las principales demandas del sector: la reducción de los tiempos de entrega en insumos clave para la operación. Según indicaron desde la compañía, el sistema permite a las empresas acceder a un stock local de válvulas listas para despacho, lo que contribuye a minimizar paradas no programadas y a sostener la continuidad operativa en los yacimientos.
Tienda de válvulas industriales
Otro de los ejes de la propuesta es el acompañamiento técnico en el proceso de compra. Valbol Store cuenta con un equipo especializado que asesora a los clientes en la selección de los productos, con el objetivo de garantizar una correcta aplicación en campo y mejorar la eficiencia operativa.
La iniciativa se apoya en la trayectoria de Valbol, firma con más de 50 años de experiencia en el desarrollo de válvulas industriales, que aporta respaldo técnico y conocimiento al proyecto. A su vez, la propuesta se complementa con el servicio Flowcare, orientado a brindar asistencia en campo para las operaciones.
De esta manera, la compañía busca posicionarse no solo como proveedor de equipos, sino también como un actor que ofrece soluciones integrales para el abastecimiento y mantenimiento en la industria energética, en un escenario donde la rapidez de respuesta se vuelve un factor clave. Para conocer el nuevo punto de ventas digitales ingresar aquí.
La propuesta se complementa con el servicio Flowcare, orientado a brindar asistencia en campo para las operaciones, según indicaron desde la compañía.
Nicolás Cappellari (Galileo Technologies), Jerónimo Bunge (Clear Petroleum), Christian Balatti (Stefanini Argentina) y Mariano Rebollo (Techint).
Empresas de tecnología, innovación y servicios especializados del ecosistema energético contaron sus proyectos y describieron los diversos desafíos que tienen en el sector. Lo hicieron en el panel Visión de Empresas de Servicios y los desafíos de la Cadena de Valor II, del Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.
El panel estuvo conformado por Nicolás Cappellari, CEO de Galileo Technologies; Jerónimo Bunge, director de Contratos y Desarrollo Comercial de Clear Petroleum; Christian Balatti, Country Manager de Stefanini Argentina; y Mariano Rebollo, Business Development Sr. Manager de Techint.
Los ejecutivos contaron proyectos sobre Gas Natural Licuado (GNL) para reducir costos de transporte, la incorporación de nuevos servicios petroleros para Vaca Muerta, el despliegue de la Inteligencia Artificial en todos los anillos de la industria de oil & gas y los desafíos en los proyectos de infraestructura son algunos de los proyectos que resaltaron los panelistas, entre otras iniciativas.
GNL en logística y servicios petroleros para Vaca Muerta
Nicolás Cappellari de Galileo Technologies sostuvo que “hoy en la Argentina hablamos de todo lo que se viene en GNL, pero tenemos que decir que ya estamos produciendo GNL. Galileo produce 150 toneladas por día en la planta de La Mora, cuyo destino es la Central Térmica de Anchoris (Mendoza) que no está conectada a ningún ducto”. “No estamos utilizando el GNL en otros lugares, pero lo podríamos usar para mover el motor de la industria de Vaca Muerta. Claramente el GNL podría ser la sustitución del diésel”, agregó.
Además, explicó que “el ahorro puede ser realmente significativo si consideramos que el diésel está 28 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y un GNL terminado son 3 dólares de opex más lo que salga el gas, que pueden ser 5 dólares. La relación entre uno y otro es de 4 a 1. El impacto en el traslado de arena, por ejemplo, tendría una ventaja realmente significativa y ayudaría a la optimización de costos en general”.
“Para expandir el GNL en el transporte vinculado a Vaca Muerta estamos enfocados en la producción de GNL de calidad, con los estándares que se requieren para que los camiones puedan funcionar, también en desarrollar las estaciones de carga, que no son complejas pero que requieren cierta ingeniería y setup para ponerlas operativas y, por último, es relevante resolver la logística entre el punto de producción y la estación de carga de GNL. Se pueden cargar 500 kilos de GNL en un camión con dos tanques criogénicos y tiene mucha más densidad energética que el GNC”, enfatizó Cappellari.
Por su parte, Jerónimo Bunge afirmó que “Clear Petroleum es una empresa patagónica con fuerte arraigo en los campos maduros desde hace muchos años. Ofrecemos servicios petroleros, pero también comenzamos a ser operadores en un área convencional. Estamos aprendiendo a operar en la cuenca del Golfo San Jorge, pero siendo especialistas en los servicios”.
También remarcó que “en la empresa vemos la oportunidad en Vaca Muerta, que nos empuja a operar también en Neuquén. El año pasado teníamos una operación de un equipo de torre y pasamos a tener tres en un año. Y dentro de muy poco vamos a tener 7 u 8 equipos en Neuquén. Esto nos permite tener otra escala”.
Además, “estamos incorporando nuevos servicios que traemos de Permian en Estados Unidos. Estamos abriendo un servicio de entubación de pozos a partir de la experiencia que trajimos de Estados Unidos, vamos a inaugurar una nueva base de operaciones con terreno propio de Clear muy grande para alojar todo el crecimiento futuro que vemos”, finalizó Bunge.
Nicolás Cappellari, CEO de Galileo Technologies.
Los desafíos para la IA y la infraestructura
Mariano Rebollo de Techint indicó que “estamos presentes en muchos proyectos de infraestructura. Hace alrededor de 10 años Techint Ingeniería y Construcción tomó la responsabilidad de llevar adelante Fortín de Piedra y logramos construir las facilidades en un tiempo récord. Luego vinieron el proyecto del Gasoducto Perito Moreno, la reversión del Gasoducto Norte, el proyecto Duplicar Plus y hoy estamos trabajando en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). También estamos con Los Toldos, un yacimiento para Tecpetrol de 70.000 barriles diarios, y en el Duplicar Norte para el desarrollo del hub norte de Vaca Muerta”.
“Con Techint estamos terminando dos proyectos muy grandes en Chile, que son del sector minero para reemplazar el agua continental por agua de mar, basados en la desalinización y transporte del agua hasta la mina a casi 4000 metros a través de ductos de 42 y 48 pulgadas”, contó el ejecutivo.
“Estamos muy ansiosos con los proyectos de GNL y de petróleo que se están haciendo en el upstream. Otros desarrollos relevantes que se vienen son los proyectos de infraestructura para llevar producción y exportar gas apaíses limítrofes, hay plantas de fertilizantes que también se deberían desarrollar, y centrales eléctricas”, sostuvo Rebollo.
Por último, Christian Balatti señaló que la empresa de tecnología Stefanini Argentina “atraviesa transversalmente en esta cadena de valor todos los anillos y no importa si es un productor o un proveedor. La tecnología está presente en todos los espacios. Nuestro desafío es poder acompañar a las compañías en ser más eficientes”.
“Vemos que hay muchas necesidades para bajar el costo por barril, lograr mayor eficiencia en las operaciones y reducir realmente los costos en una economía local que no es formadora sino que es tomadora de precios. Creo que en este punto es donde la tecnología viene a ayudar. En la actualidad, la IA es una parte fundamental en todo lo que hacemos. Pero no es sólo IA, sino que la IA se apoya en data y analítica. Sabemos que todas las decisiones se toman a partir de datos y es un elemento fundamental para cualquier compañía”, subrayó.
También destacó que “la IA está también al servicio de la automatización industrial, como robots y videoanalítica. Para esto, también contamos con alrededor de 60 cuadrillas que trabajan en Neuquén, Chubut y Tierra del Fuego. Es decir, queremos acompañar cada vez más a las compañías de oil & gas a tener mejores procesos y que sus costos disminuyan”.
16 equipadas con tres compresores centrífugos, junto con servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y capacidades de monitoreo y diagnóstico remoto. Este equipo se instalará en una estación de compresión de gas cerca de Allen, Río Negro, para apoyar el transporte de gas natural desde la formación de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías a través de un gasoducto dedicado, proporcionando gas de alimentación a los dos buques flotantes de GNL que va a montar 
Juan I. Stampalija de 
