Pampa Energía se incorporó como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la institución educativa que formará a técnicos que requiere el desarrollo del shale en Argentina.
Durante la firma estuvieron presentes el CEO de Pampa Gustavo Mariani, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
La inauguración del IVM está prevista para el 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén. La nueva institución brindará:
Formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica como pilares fundamentales.
Pozo escuela donde los estudiantes pueden realizar maniobras críticas y prácticas reales en un entorno controlado.
Simuladores educativos y operativos, laboratorios técnicos y equipamiento de última generación.
Participación activa de especialistas de la industria en el diseño y dictado de los contenidos.
En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un récord de 13.000 inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
El IVM tiene su sede en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con tecnología e infraestructura moderna además de conectividad. Allí se desarrollan las clases teóricas y prácticas, con acceso a simuladores de perforación, fractura, wireline, tableros de control de procesos con PLC, laboratorios de automatización, química aplicada, mantenimiento electromecánico y más. Además, contara con un Pozo escuela ubicado en Río Neuquén, donde los estudiantes realizan maniobras críticas y prácticas en condiciones reales de operación.
Las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell Argentina y CGC; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
“La incorporación de Pampa Energía al Instituto Vaca Muerta confirma que estamos construyendo, entre todas las empresas de la industria, el proyecto educativo más importante para el futuro energético del país. Asegurando una formación alineada con las necesidades reales de la operación no convencional y aportando al desarrollo a Vaca Muerta”, afirmó Horacio Marín.
Gustavo Mariani, en tanto, sostuvo que “para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta es imprescindible fortalecer las instancias de formación técnica y profesional. Sumarnos al Instituto es una manera concreta de aportar al desarrollo del talento técnico que el sector necesita para seguir creciendo”.
La Secretaría de Energía de la Nación instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a llevar adelante la “reasignación integral” de las capacidades del sistema de transporte de gas natural, con el objetivo de adecuarlo a la nueva matriz de abastecimiento del país, que tiene a Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) como principal foco de producción.
Mediante la Resolución 66/2026, se describe que el sistema vigente fue revisado debido a que fue diseñado cuando las Cuencas Norte (Noroeste) y Austral concentraban gran parte de la oferta de gas natural.
“La declinación estructural de esas cuencas dejó contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que hoy no existen”, señaló Energía, y agregó que “como consecuencia, había capacidad contratada que no podía utilizarse, rutas técnicamente inservibles, mayores costos para industrias del Litoral y de la región Centro, y distorsiones en la asignación de transporte que encarecían el abastecimiento y afectaban la eficiencia del sistema”.
La medida dispone que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme vinculados al esquema anterior para optimizar el uso de la capacidad existente, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).
Asimismo, el ENARGAS convocará a una consulta pública como parte del proceso de adecuación regulatoria y aprobación de los nuevos cuadros tarifarios, señala la Resolución.
La producción actual se concentra en la Cuenca Neuquina, impulsada por Vaca Muerta, y el transporte debe alinearse con esa realidad, remarcó la S.E.
“La reorganización (del sistema de transporte) ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, asegurando un reparto equitativo para que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria y luego el resto de la demanda ininterrumpible”, se indicó.
Entonces, “cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos de los cargadores directos con las transportistas”.
Energía sostiene que “el resultado será un sistema más eficiente y transparente: se eliminarán rutas que no pueden utilizarse, se corregirán distorsiones que perjudicaban a la industria, se reducirán prácticas arbitrarias de reventa de transporte y se dejará atrás un esquema sostenido por parches, avanzando hacia una solución estructural y definitiva del transporte de gas en la Argentina”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró su participación en el “Argentina Week” (en Nueva York) con una actividad organizada por IDEA en la que se analizaron las oportunidades del país en energía, petróleo y gas. Compartió el panel con los gobernadores de las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Corrientes y Río Negro.
“Fue una semana muy exitosa y en donde hubo mucho interés por lo que está pasando en nuestro país”, señaló. También valoró la presencia de todos los gobernadores “una muestra de unión para que la Argentina despegue definitivamente”.
El presidente de YPF señaló que “Vaca Muerta es la clave para que el país exporte entre 40 y 50 mil millones de dólares a partir del 2032 y se generen más de 40.000 puestos de trabajo”.
“Con VMOS y Argentina LNG vamos a instalar el hub exportador más importante de Sudamérica, con exportaciones por 37.500 millones de dólares por año”, afirmó Marín. Destacó además que se trata de inversiones de origen internacional que llegarán al país de la mano de “dos gigantes como Eni y Adnoc”. “Nada de todo esto hubiera sido posible sin el RIGI” agregó el CEO de la compañía.
Marín repaso las oportunidades que se abren en otras provincias. En Mendoza, la compañía prevé perforar dos pozos en “la lengua de Vaca Muerta”; en Santa Cruz, “estimamos perforar un nuevo pozo en Palermo Aike”; y “proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut”.
El presidente de YPF también se refirió a las perspectivas de la exploración offshore: “Vamos a perforar con Eni en Uruguay y después en Argentina. Ahí confiamos en que podemos encontrar crudo porque correlaciona con Namibia”, refirió.
Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También participó de un panel junto a Marcelo Mindlin, de Pampa Energía, y Marcos Bulgheroni, de PAE, donde destacaron el potencial energético de la Argentina.
YPF Luz firmó un acuerdo con Skyonline, datacenter líder en servicios de colocation y soluciones en la nube, para abastecer con energía renovable al Datacenter Tier III Compliant, ubicado en la ciudad de Buenos Aires.
De esta manera, Skyonline cubre el 85 % de su demanda eléctrica por un plazo de tres años. La energía abastecida es de 7.200 MWh al año, aproximadamente, y equivale al consumo anual de más 3.000 hogares argentinos.
La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de la provincia de Córdoba y del Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será el parque solar más grande del país y ya opera 200 MW de los 305 MW que generará en total.
El CEO de Skyonline, Rafael Ibañez, destacó que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso concreto en nuestra estrategia de sostenibilidad. Operamos infraestructura crítica para empresas de todo el país y entendemos que la transformación digital también debe ser una transformación energética. Incorporar energía renovable al corazón de nuestro datacenter nos permite reducir huella de carbono sin resignar disponibilidad ni performance”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó “nos enorgullece que una empresa como Skyonline confíe en YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable. Los datacenters requieren de un suministro de alta confiabilidad y eficiencia, y este acuerdo demuestra que nuestra compañía ofrece una alternativa competitiva para las industrias que lideran la transformación digital”.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que opera desde 2013. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,6 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país. Actualmente, está construyendo un parque solar en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en la provincia de Buenos Aires.
El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, el Coordinador Ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida) (PROINGED), Ricardo Lospinnato, Intendentes, y presidentes de cooperativas eléctricas, firmaron los convenios de operación y mantenimiento de cinco nuevos parques solares en los municipios de Coronel Suárez, Azul, Punta Indio, San Cayetano y Alberti.
Con una inversión de 2.4 millones de dólares, estos parques brindarán soluciones a restricciones del servicio eléctrico local, al mismo tiempo que posibilitarán que esas soluciones se desarrollen con energía fotovoltaica.
En los casos de Coronel Rosales y San Cayetano, y en función de la necesidad de atender demandas fuera del horario solar, se incorporó en esos parques un sistema de almacenamiento en baterías de litio.
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires, tiene por objeto introducir mejoras en las redes de distribución para fortalecimiento del servicio eléctrico en localidades que presentan condiciones críticas en sus redes, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea.
El Subsecretario Ghioni subrayó: “Estos parques son el resultado del trabajo conjunto con cooperativas eléctricas, intendentes, federaciones que hace tiempo plantean problemas de funcionamiento, con limitaciones para el desarrollo sin obras de energía. En un contexto muy difícil a nivel nacional, la provincia de Buenos Aires atiende esas necesidades con la convicción de que su solución no puede quedar en manos del mercado”.
“No avanzar con estas obras, es no entender cómo funcionan las economías domésticas; no entender de macro ni de micro, y menos de sensibilización social”, agregó.
Participaron de la firma, los intendentes de los cinco municipios bonaerenses: Nelson Sombra por Azul; Jorge Gaute por Alberti; Rodrigo Aristimuño por Coronel Rosales; Miguel Ángel Gargaglione por San Cayetano y David Angueira, por Punta Indio.
Además, estuvieron presentes los presidentes de las cooperativas eléctricas que realizarán las tareas de mantenimiento y operación; autoridades de PROINGED y del Foro Regional Eléctrico de Provincia de Buenos Aires (FREBA).
Estos nuevos parques solares se suman a los 26 que ya se encuentran operativos y que junto con el sistema de generación renovable de la Isla Martín García, suman un total de 11.5 MW de potencia instalada en toda la provincia.
Detalles de las adjudicaciones: ⦁ CORONEL ROSALES – Localidad de PEHUEN-CO: 1.000 kWp + 2.097 kWh* de sistema de acumulación. ⦁ SAN CAYETANO – Localidad de San Cayetano: 400 kWp + 964 kWh de sistema de acumulación. ⦁ AZUL- Localidad de 16 DE JULIO: 300 kWp. ⦁ PUNTA INDIO – Localidad de PIPINAS: 300 kWp. ⦁ ALBERTI – Localidad de Alberti: 500 kWp ⦁ *kilovatio pico, unidad para medir la potencia máxima teórica que puede producir un sistema solar fotovoltaico
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires permite, en sus diferentes puntos de intervención: ● Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte. ● Sustituir generación diésel por energía renovable. ● Aumentar la oferta eléctrica para emprendimientos productivos y desarrollo local. ● Brindar soluciones energéticas sustentables con plazos de ejecución más breves que las obras tradicionales de alta tensión.
La generación estimada de estos 5 nuevos proyectos es del orden de los 4.000 kWh al año, lo que equivale al abastecimiento con energía limpia a más de 1.300 hogares.
Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a través de la subsecretaría de Energía y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
El financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.
Teherán alertó al mundo sobre la posibilidad de que el precio del crudo alcance los US$200 bbp/d. Sus fuerzas ya atacaron buques mercantes en el Golfo Pérsico, incrementando así las tensiones en Medio Oriente.
Informes recientes de Reuters indican que esta semana tres embarcaciones fueron alcanzadas por proyectiles en aguas del Golfo. El ejército de Irán justificó los ataques al informar que los tankers afectados no cumplían con sus órdenes. Con esto el número de buques comerciales dañados sube a 14 desde que comenzó la guerra, aumentando así las preocupaciones en relación a la seguridad de las rutas marítimas.
El estrecho de Ormuz se encuentra en el centro de la crisis energética, ya que es por el mismo donde transita alrededor del 20% del petróleo global.
La volatilidad volvió a ser un tema central luego de que el presidente Donald Trump habría salido a calmar los mercados (luego de que el crudo alcanzara los US$120 bbp) anunciando que la guerra se encontraba cerca de su fin, llevando calma a los inversores y generando un efecto que redujo el barril por debajo de los US$90 bbp, aunque las incertidumbres generadas por el conflicto volvieron a disparar las cotizaciones.
Ante esta coyuntura la IEA (Agencia Internacional de Energía) propuso liberar alrededor de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. Esto podría presentar una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo en la historia. Si bien Estados Unidos respalda la iniciativa, el volumen no llegaría a suplir los 20 millones de bbp/d que transitan por el estrecho estratégico.
Cabe resaltar que si bien la región sudamericana sigue manteniéndose al margen del conflicto, países como Vietnam ya están sintiendo el impacto del conflicto en Medio Oriente. El día de la fecha el gobierno del país asiático ordenó a sus empleados estatales que realicen sus actividades laborales en modo de home office, con el fin de reducir el impacto en las subas de combustible.
En Pakistán, el primer ministro Shehbaz Sharif se dirigió ayer a la nación y anunció medidas que incluyen el trabajo obligatorio desde casa para la mitad de los trabajadores del sector gubernamental, y sugirió enfáticamente que el sector privado haga lo mismo. El primer ministro también pidió a las universidades y otras instituciones de educación superior que transfirieran las clases en línea.
A este escenario se suma otro elemento que empieza a preocupar a los mercados: la posibilidad de que Irán avance sobre algún tipo de control directo del tránsito en el estrecho de Ormuz. Analistas del sector energético advierten que, más allá de un cierre total —algo que implicaría una escalada militar mayor—, Teherán podría intentar imponer restricciones selectivas o incluso algún tipo de peaje informal sobre los buques que atraviesen el paso. Un esquema de ese tipo funcionaría como una herramienta de presión económica sobre los países importadores de crudo y sobre las compañías navieras que operan en la región.
Distintos reportes de agencias internacionales señalan que las autoridades iraníes ya han advertido que podrían endurecer los controles sobre la navegación en el Golfo si continúan los ataques contra sus activos militares. Aunque la implementación de un peaje formal sería difícil desde el punto de vista legal bajo el derecho marítimo internacional, la simple amenaza de inspecciones, demoras o bloqueos parciales ya introduce un nuevo factor de riesgo en uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta.
Mientras tanto, el conflicto también empieza a tener repercusiones en el frente político interno de Estados Unidos. El aumento de los precios del petróleo y de los combustibles suele trasladarse rápidamente al debate doméstico, especialmente en un contexto electoral. Para la administración Trump, la evolución del conflicto con Irán se convirtió en un delicado equilibrio entre proyectar firmeza militar y evitar un impacto prolongado en los precios de la energía.
En Washington, algunos analistas advierten que una escalada prolongada en Medio Oriente podría erosionar la imagen del presidente de cara a las elecciones, especialmente si los precios del combustible vuelven a convertirse en un tema central para los votantes. En ese marco, los intentos de la Casa Blanca por transmitir que el conflicto podría resolverse pronto también buscan contener la volatilidad del mercado y evitar que la crisis energética termine trasladándose al terreno político. Según Bloomberg, existe que la posibilidad de que el mandatario americano piedra mayoría en el congreso de cara a las proximas elecciones.
En el marco de la “Argentina Week 2026” en Nueva York, la Compañía tgs presentó el Proyecto NGL’s, que busca industrializar los líquidos del gas natural asociados a la producción de hidrocarburos, a través del desarrollo de infraestructura de procesamiento, transporte, fraccionamiento y exportación.
Con una inversión aproximada de 3.000 millones de dólares (con esquema RIGI), tgs ya firmó acuerdos con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras compañías, se indicó.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, empresa co-controlante de tgs, afirmó al respecto que “Hace más de 25 años que Argentina no concreta un proyecto de procesamiento de líquidos y este es el de mayor magnitud de la historia”.
“Es una inversión clave para solucionar unos de los cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el salto exportador del país”, añadió.
Y agregó que “Con proyectos estratégicos como este, tgs y sus accionistas están demostrando su compromiso, invirtiendo para que el enorme potencial energético argentino se transforme en crecimiento, exportaciones y desarrollo”.
El nivel de desarrollo del proyecto ha permitido acordar la firma de Cartas de Intención con productores de Vaca Muerta, tal el caso de Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa, Vista, YPF, entre otros, con el propósito de lograr en los próximos 60 días los Contratos Vinculantes requeridos, se describió.
Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de tgs, afirmó que “El Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.
Por su parte, Oscar Sardi, CEO de tgs, describió que “Estamos impulsando una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo de Argentina, con una infraestructura que se extenderá a lo largo de cuatro provincias con un plazo de ejecución de 45 meses”. “Nuestra prioridad es el impacto socioeconómico, porque estimamos la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 empleos indirectos, fortaleciendo el empleo local” agregó.
Sardi destacó que “esta inversión (permitirá una producción de líquidos de 2,7 MM/t año) generará exportaciones por 1.200 millones de dólares anuales, consolidando una fuente genuina de divisas y reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.
El CEO de tgs detalló que “el proyecto contempla nuevas instalaciones de procesamiento de gas en nuestra Planta Tratayén, la construcción de un poliducto (de 573 kilómetros) entre Tratayén y Bahía Blanca, y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también obras complementarias en la terminal marítima para su exportación”.
Se trata de un proyecto clave para fortalecer la posición de Argentina en los mercados energéticos regionales e internacionales, se remarcó en la presentación.
“En las próximas etapas tgs continuará trabajando en los aspectos técnicos, ambientales, regulatorios y económicos del proyecto, de acuerdo con los procesos de aprobación correspondientes”, se indicó.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 60/2026, que “Una vez transcurrido el Período de transición”, los ajustes en la tarifa final al usuario por las variaciones del precio de adquisición del gas por parte de las Distribuidoras “serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de mayo al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente”, dejando así sin efecto una modificación de dichos períodos que fue dispuesta por la Resolución 91/2018.
“Las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista” bajo dicho esquema, ratifica uno de los considerandos de la nueva Resolución.
Es que la Ley de Marco Regulatorio 24.076 (de 1992) establece en el Artículo 38, que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición.
Cabe referir que la R-91/2018 ahora reemplazada había establecido que la periodicidad prevista para los citados ajustes estacionales, abarcara los períodos del 1° de abril al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 31 de marzo del año siguiente.
Aquella modificación se fundó en que, a esa fecha, la frecuencia prevista para el ajuste semestral de las tarifas de transporte y distribución (dispuesta por la Administración Macri) correspondía a los períodos mencionados, por lo que el objeto de esa medida consistió en alinear los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios.
Energía señala ahora que “el fundamento de la citada Resolución 91/18 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha perdido relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
“En consecuencia, la estacionalidad regulatoria deja de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasa a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, la cual presenta incrementos significativos a partir del mes de mayo”, describe la R-60.
La nueva Resolución establece que “sin perjuicio de la posibilidad de aceptación expresa, se entenderá que ha mediado aceptación -por parte de las prestadoras del servicio- a esta modificación de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes, con la primera presentación, ante el Ente Regulador, de la solicitud de traslado del precio de gas a los cuadros tarifarios, conforme con la periodicidad establecida” ahora.
Con la atención puesta en la posibilidad de desarrollar inversiones en la Argentina, el Presidente Javier Milei inauguró la “Argentina Week 2026” en la ciudad de Nueva York, con la participación de varios gobernadores de provincias, miembros del gabinete, empresarios de diversos rubros pero en particular de la energía y minería, CEOs de compañías multinacionales, y representantes de fondos de inversión globales.
El encuentro cuenta con el apoyo de JPMorgan Chase y Bank of America, realizándose en sus sedes y en el Consulado argentino en Nueva York.
Los gobernadores que integran la comitiva oficial se cuentan el de Chubut, Ignacio Torres; de Santa Cruz, Claudio Vidal; de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; Marcelo Orrego (San Juan), Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), y Juan Pablo Valdés (Corrientes).
En su discurso, Milei señaló que su objetivo es “hacer de Argentina el país más libre del mundo”, pero advirtió que “no todos los instrumentos de política son aceptables”, e hizo “una fuerte defensa de la moral como política de Estado”, destacó la Casa Rosada en un comunicado.
“Hay restricciones morales porque cuando en realidad uno hace lo que es justo la economía prospera. Sin embargo, cuando uno por conseguir algún resultado de corto plazo aplica medidas que son injustas, eso tarde o temprano termina mal”, enfatizó Milei.
Y volvió a cuestionar a algunos empresarios locales (de Argentina) tal como lo hizo en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso de la Nación el 1 de marzo, y también en los días previos (Techint, Fate-Aluar).
El Presidente sostuvo que basa sus decisiones en lo que es justo y aseveró que, si alguna política justa “tuviera una contracara negativa desde el lado de vista electoral, para eso soy un estoico, para bancarme el costo que me tenga que bancar por hacer lo correcto”.
Asimismo, aseguró que no va a ceder en la política de honrar “nuestros compromisos”, al referirse al pago de los intereses de la deuda y destacó que “hemos hecho un culto del derecho de propiedad y hemos logrado hacer una estabilización exitosa sin tener que expropiar a nadie”.
En su discurso de inauguración, Milei destacó de su gestión “la baja del déficit fiscal, de la inflación y de la pobreza, así como de los impuestos que pagaban los argentinos”. Al mismo tiempo, expuso los lineamientos centrales de su política económica, entre ellos que “decidimos desregular, decidimos liberar rendimientos crecientes. Y eso tiene una fuerte contrapartida en términos de crecimiento económico”.
También se refirió a medidas tomadas por su gobierno “que han sido acompañadas por la ciudadanía, lo que se reflejó en el resultado electoral de octubre último, donde ganamos la mitad de las bancas de Diputados en juego. Ganamos dos tercios de las bancas de senadores, le quitamos la mayoría en las dos Cámaras al peronismo y estamos pasando reformas que nunca se habían logrado en la Argentina, como la reforma laboral y como la baja la imputabilidad”.
Milei indicó que está haciendo “todo para terminar de una vez y por todas con el populismo, y en especial con el kirchnerismo”. “No voy a ceder en hacer grande la Argentina nuevamente”, afirmó.
Entre los empresarios argentinos del rubro Energía participantes se encuentran Horacio Marín (YPF); Marcelo Mindlin (Pampa Energía); Jorge Brito (Genneia); Marcos y Alejandro Bulgheroni (PAE); y Miguel Galuccio (Vista).
Previo a su discurso, Milei sostuvo un encuentro privado con el CEO del JP Morgan, Jamie Dimon.
El comunicado gubernamental refirió además que “en el marco de su visita a Nueva York, el Jefe del Estado desarrolló otras dos exposiciones, la primera en la Universidad de Yeshiva y más tarde en la Gala Algemeiner J100, donde ratificó su decisión de ejercer el poder con la moral de Occidente y su adhesión a las políticas de Estados Unidos e Israel”.
Puntos destacados del discurso por parte de Presidencia:
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”. “El sistema capitalista de libre empresa no solo es más eficiente, sino que, además, es justo”. “Quizás (Paolo) Rocca y (Javier) Madanes, en convivencia con políticos ladrones, atacaron a los argentinos durante muchos años. Pero se terminó la Argentina corrupta”. “¿Quién está a favor de la corrupción? Es incómodo cuando uno hace estas preguntas, pero yo estoy dispuesto a hacer este debate por una Argentina mejor”. “Lo que va a ocurrir es que las personas ahora van a poder ahorrar trescientos y lo van a poder gastar en el resto de los bienes de la economía. Por lo tanto, los empleos que se destruyen en este sector se van a crear en otro que además está en condiciones de competir internacionalmente”. “Les voy a explicar por qué Argentina es un excelente caso de negocios”. “Pasamos de ser importadores netos de energía y hoy somos exportadores netos”. “Otro sector que afortunadamente viene muy bien y que promete mucho es el caso de la minería. Con proyectos de cobre, proyectos de litio, proyectos de oro, proyectos de plata, minerales raros y, obviamente, uranio”. “Siempre está el sector que tanto ha dado a la Argentina y sigue dando y que puede dar todavía mucho más, que es el sector agropecuario”. “Naturalmente lo que deviene de la economía del conocimiento, los data centers y, obviamente, todo lo que se puede hacer en el sector financiero”. “Acorde al plan fiscal que tiene armado ‘Toto’ (Caputo), al año 2031 podríamos estar devolviéndole a los argentinos de bien quinientos mil millones de dólares”. “Todavía el riesgo ‘kuka’, ese escenario catástrofe, ese cisne negro sigue causando daño para lo que serían las colocaciones más allá del 2027”. “Si el Riesgo País quedara en torno a los 550, la economía argentina crecería a tasas del 4 % o 5 %, mientras que si el Riesgo cayera a niveles de 220, la economía de Argentina podría estar creciendo al 7 % u 8 %”. “La relación deuda producto es no creciente. Por ende, Argentina es solvente intertemporalmente”. “Hemos planteado para este año 10 reformas por ministerio, es decir, 90 paquetes de reformas le vamos a llevar al Congreso para continuar haciendo más libre a la Argentina”. “Algo que es muy importante en materia de crecimiento económico es el capital humano”. “Sacamos a los ladrones del medio y mejoró la condición de vida de los vulnerables”. “Es tan importante la Ley de Modernización Laboral”. “Es necesario que el mercado laboral sea flexible”. “El otro tema es el de la apertura. Aquellos países que son más abiertos tienen un PBI per cápita nueve veces más grande”. “Nos estamos sacando de encima a aquellos que usan el nacionalismo berreta de pacotilla para defender el robo de políticos y de empresarios prebendarios”, afirmó Milei.
Tras escalar a niveles no vistos desde hace más de tres años y medio, los valores del crudo cedieron terreno este martes. La baja se produjo después de comentarios del mandatario estadounidense, Donald Trump, quien sugirió que el conflicto en Medio Oriente podría terminar antes de lo anticipado.
El Brent bajó un 7,2 %, hasta los 91,81 dólares por barril, tras caer 7,15. El WTI llegó a los 88,51 dólares luego de perder 6,26 unidades, lo que representa una merma del 6,6 %. Ya en las primeras horas de la jornada, ambos precios estuvieron cerca de retroceder casi un 11 %.
Tras la caída, los volúmenes operados mostraron un descenso notable. Cerca de 328.000 contratos de Brent cambiaron de mano, cifra mínima desde el 27 de febrero, justo antes del enfrentamiento entre Estados Unidos e Israel contra Irán. A su vez, el WTI alcanzó apenas 296.000 contratos negociados, el valor más bajo registrado desde el 23 de ese mes.
La madrugada del lunes, los precios habían tomado un rumbo contrario al esperado. Superaron brevemente los 119 dólares por barril, registrando así su punto máximo desde mediados de 2022. Este repunte surgió tras anuncios de reducción en la oferta liderados por Arabia Saudita junto con otros países exportadores. Al mismo tiempo, ganaba fuerza entre los operadores la preocupación por posibles interrupciones graves en el abastecimiento mundial.
El giro se produjo luego de que el presidente estadounidense mantuviera conversaciones con su par del Kremlin y señalara, a través de una entrevista con CBS News, que la guerra contra Irán estaba “muy avanzada” y que Washington se encontraba cómodamente dentro del cronograma inicial de cinco semanas previsto para el conflicto.
La fluctuación de precios muestra una respuesta marcada del mercado, tanto al alza como a la baja. Aunque las declaraciones del mandatario norteamericano sirvieron para reducir la tensión entre los inversores, según Suvro Sarkar, jefe del área energética en DBS Bank, existe el peligro de que se ignoren ciertos riesgos en este escenario.
Según Sarkar, el precio de crudos clave en Medio Oriente —por ejemplo, Murban o Dubai— se mantiene por encima de los 100 dólares por barril. Esa estabilidad refleja una falta clara de transformaciones en la dinámica física del mercado.
Al mismo tiempo, personas vinculadas al gobierno estadounidense mencionaron que Trump analiza distintas acciones ante el aumento del precio del petróleo. Una de ellas podría ser suavizar las restricciones sobre el crudo ruso. Otra opción en estudio es recurrir a las reservas energéticas de emergencia.
“Teherán decidirá cuándo termina la crisis”, afirmó desde Irán el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica. A través de comunicaciones oficiales del país, esa institución subrayó que bloqueará por completo cualquier exportación petrolera en caso de que persistan las acciones militares estadounidenses e israelíes.
Pese a todo, persisten problemas de transporte en la zona. En caso de que el enfrentamiento se alargue y perturbe los movimientos navales por el estrecho de Ormuz, una advertencia emitida por Saudi Aramco —uno de los mayores exportadores petroleros del mundo— señala posibles impactos graves sobre la oferta energética internacional.
Según un análisis de JPMorgan, bloquear durante catorce días esa ruta marítima tendría como consecuencia una caída cercana a los doce millones de barriles diarios.
A mitad de semana, la compañía estatal ADNOC, con sede en Abu Dabi, interrumpió las operaciones en su planta refinadora de Ruwais. El cese ocurrió tras un incendio provocado por impactos de drones en partes del complejo industrial, afirmó una fuente ligada al sector energético.
Aunque la inestabilidad ha regresado, Goldman Sachs mantiene intacto su pronóstico principal. En medio de las fluctuaciones actuales, el banco espera un precio promedio del petróleo Brent cercano a los 66 dólares por barril entre octubre y diciembre. Para ese mismo período, el crudo WTI podría rondar los 62 dólares, según un análisis interno de la entidad.
El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, vuelve a ser un punto crítico del sistema energético global. Si las tensiones en la región encarecen el crudo, el impacto podría sentirse también en la Argentina, donde el aumento de los combustibles tiene efectos directos sobre una inflación que ronda el 35% anual.
El Estrecho de Ormuz continúa siendo el principal cuello de botella energético del sistema internacional. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), en 2024 transitaron por este paso marítimo aproximadamente 20 millones de barriles diarios de petróleo y productos petroleros, lo que equivale a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y a más de una cuarta parte del comercio marítimo global de petróleo.
Alternativas de emergencia de los hidrocarburos de Arabia Saudita
Este volumen confirma su carácter estratégico para la seguridad energética global. Entre 2022 y 2024, el tránsito de crudo y condensados por el estrecho se redujo en torno a 1,6 millones de barriles diarios, descenso que fue parcialmente compensado por un aumento de aproximadamente 0,5 millones de barriles diarios en el comercio de productos refinados.
Gas Natural Licuefaccionado
El GNL acompaña en paralelo al crudo: casi una quinta parte del comercio global de GNL transita por esta ruta. En 2024, Qatar exportó alrededor de 263,3 millones de m³ por día de GNL a través de Ormuz, mientras que los Emiratos Árabes Unidos enviaron cerca de 19,8 millones de m³ por día. Más del 90% de las exportaciones de GNL de Qatar dependen de este paso marítimo, y la mayor parte de esos volúmenes se dirige a mercados asiáticos.
En el caso de los combustibles refinados, los análisis de mercado elaborados por la consultora Kpler indican que el estrecho concentra aproximadamente el 10% del comercio marítimo mundial de gasoil o diésel y cerca del 20% del comercio marítimo global de combustible para aviación o querosén. Estas cifras reflejan la importancia del Golfo Pérsico no sólo como región exportadora de crudo, sino también como proveedor de combustibles intermedios para los mercados internacionales.
En este contexto, Arabia Saudita adoptó medidas preventivas para garantizar la continuidad de sus exportaciones energéticas. El reino dispone del oleoducto Este-Oeste (Petroline), que conecta los campos petroleros del Golfo con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo (BUSCAR MAPA). Esta infraestructura posee una capacidad nominal cercana a los 5 millones de barriles diarios y permite desviar parte de las exportaciones saudíes evitando el Estrecho de Ormuz en caso de interrupciones.
Las tensiones regionales también han influido en las expectativas del mercado petrolero. Diversos análisis financieros han advertido que un escenario extremo de interrupción del tránsito energético en el Golfo podría provocar fuertes aumentos de precios. En 2025, analistas de JPMorgan estimaron que una crisis mayor en Medio Oriente podría llevar el precio del petróleo a niveles cercanos a los US$ 120-130 por barril.
Mientras tanto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió mantener una política prudente de aumento gradual de la oferta. El grupo acordó incrementar la producción conjunta en aproximadamente 206.000 barriles diarios a partir de abril de 2026, evitando una expansión más agresiva de la oferta en un contexto de elevada incertidumbre.
Impacto en el mercado
En función del conflicto, los precios de los crudos de referencia del mercado internacional volaron. En este contexto, el Brent —referencia predominante para Europa, África y gran parte del comercio internacional de petróleo— se sitúa aproximadamente en torno a los US$ 91-93 por barril. El crudo del Mar del Norte, constituye el principal punto de referencia para la formación de precios en el mercado atlántico y sirve de base para numerosos contratos de suministro a escala global.
No obstante, el brent llegó a superar transitoriamente los US$ 120 por barril en operaciones intradiarias, impulsado por la prima de riesgo geopolítico asociada a las tensiones en Medio Oriente y a la posibilidad de interrupciones en los flujos de suministro a través del Golfo y del estrecho. Estos picos, sin embargo, se produjeron en un contexto de elevada especulación financiera y de compras precautorias en los mercados de futuros, por lo que no necesariamente reflejan un nuevo nivel de equilibrio del mercado sino más bien un momento de fuerte estrés en el sistema energético global.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI), cuyo punto de entrega se encuentra en Cushing, Oklahoma, cotiza ligeramente por debajo del Brent. Su precio se ubica aproximadamente entre los US$ 86 y 88 por barril. Esta diferencia responde a factores estructurales del mercado energético, entre ellos la abundancia relativa de crudo en América del Norte, las condiciones logísticas internas de los Estados Unidos y las particularidades de calidad y transporte del hidrocarburo. El diferencial entre ambos marcadores —conocido como spread Brent-WTI— suele oscilar en el orden de los cuatro a seis dólares por barril, manteniendo el Brent una prima sobre el crudo estadounidense.
En el caso del crudo Arabian Light —también denominado Arab Light—, principal variedad exportada por Arabia Saudita, su precio no se determina mediante una cotización única en el mercado spot, sino más bien a través de un sistema de precios oficiales de venta (Official Selling Prices, OSP) que la empresa estatal Saudi Aramco fija mensualmente. Dichos precios se establecen como diferenciales respecto de determinados marcadores regionales: Brent para el mercado europeo, ASCI (Argus Sour Crude Index) para los Estados Unidos y el marcador Oman-Dubai para Asia. En términos aproximados, y considerando estos diferenciales, el Arabian Light se ubica actualmente en un rango cercano a los US$ 89–95 dólares por barril, dependiendo del mercado de destino y de los ajustes comerciales aplicados en cada región.
El crudo doméstico
En lo que respecta a la Argentina, los crudos de referencia utilizados en el mercado interno y en las operaciones de exportación son principalmente el Medanito y las distintas corrientes asociadas a la producción de Vaca Muerta. El crudo Medanito, producido fundamentalmente en la cuenca Neuquina y caracterizado por su calidad relativamente liviana y bajo contenido de azufre, suele cotizar con un pequeño descuento respecto del Brent debido a factores logísticos, de transporte y de mercado.
En el contexto actual de precios internacionales, su valor se ubicaría aproximadamente en un rango cercano a los US$ 82–87 por barril, dependiendo de las condiciones de comercialización y del destino del crudo.
Por su parte, el petróleo producido en la formación Vaca Muerta —que en muchos casos se comercializa bajo especificaciones similares al Medanito o mediante mezclas destinadas a exportación— se encuentra estrechamente vinculado a la evolución del Brent en los mercados internacionales. Las corrientes de shale oil provenientes de Vaca Muerta suelen negociarse con descuentos variables respecto del Brent, asociados principalmente a costos de evacuación, capacidad de transporte y características de refinación. En términos generales, y en el escenario actual de precios internacionales, el crudo exportable de Vaca Muerta se situaría en niveles próximos a los 80–85 dólares por barril.
En conjunto, la estructura de precios muestra la histórica dependencia del mercado petrolero argentino respecto de los benchmarks internacionales. Si bien los crudos locales presentan descuentos derivados de factores logísticos, regulatorios y de mercado, su evolución sigue de manera estrecha las tendencias del Brent y, en menor medida, del WTI, lo que vincula directamente la dinámica energética argentina con las fluctuaciones del sistema petrolero global.
¿Y la Inflación?
Con los datos que hoy tiene la economía argentina y el acoplamiento de los precios del crudo doméstico con los internacionales, una suba fuerte internacional sería inflacionaria, incluso el FMI ya advirtió sobre un aumento de la inflación internacional.
El punto de partida no es neutro. La inflación mensual ya venía acelerándose desde hace ocho meses: fue de 1,6% en junio de 2025, 1,9% en julio, 1,9% en agosto, 2,1% en septiembre, 2,3% en octubre, 2,5% en noviembre, 2,8% en diciembre y 2,9% en enero de 2026. Es decir, en ese tramo el IPC subió 1,3 puntos porcentuales, lo que muestra que la desinflación ya venía perdiendo fuerza antes del nuevo shock petrolero. Además, en noviembre la división Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles subió 3,4%; en diciembre, Transporte subió 4,0% y Vivienda 3,4%.
La inflación interanual (últimos 12 meses) se ubicó en 32,4% según el último dato disponible del IPC de enero de 2026 publicado por el INDEC.
Sobre esa base, el canal más inmediato sería el de los combustibles. Economistas locales estiman que, si el salto del petróleo internacional se sostiene, el traslado a surtidor en Argentina podría rondar hasta 10%. Ya en 2025 el rubro combustible fue el principal impulsor de los costos logísticos: en el índice FADEEAC, el combustible marcó 45% en el año, mientras el costo total del transporte aumentó 37%, es decir 5,5 puntos por encima de la inflación minorista de ese año. Eso importa mucho porque en Argentina el gasoil es un costo transversal: pega en fletes, distribución de alimentos, materiales de construcción, insumos industriales y transporte de media distancia.
Llevado a cifras concretas, un aumento de 10% en naftas y gasoil no implicaría un salto equivalente del IPC total, pero sí podría agregar una presión visible. Como inferencia razonable a partir del peso del transporte en el índice y de los efectos de segunda ronda, un shock podría sumar aproximadamente entre 0,3 y 0,6 puntos porcentuales a la inflación mensual repartidos entre el mes del ajuste y el siguiente. En otras palabras, si la inflación venía orbitando alrededor de 2,8%-2,9%, un traslado relevante del petróleo podría empujarla hacia una zona de 3,2%-3,5% mensual, siempre que el aumento llegue completo a surtidores y no sea amortiguado por impuestos, atraso de precios o absorción de márgenes.
Ahora bien, el segundo dato decisivo es que la economía real no está acompañando con una demanda fuerte. En enero de 2026, el IPI manufacturero del INDEC cayó 3,2% interanual. La utilización de la capacidad instalada había sido de 53,8% en diciembre de 2025, contra 56,7% un año antes. Y la encuesta de la UIA mostró un cuadro todavía más contractivo: el Monitor de Desempeño Industrial indica una caída de 36,5 puntos; el 53,3% de las firmas reportó menor producción que a fines de 2025 y el 54,7% informó caída de ventas internas. A eso se suma que las ventas minoristas pyme cayeron 5,6% interanual en febrero.
Cuando la demanda está firme, el mayor costo energético se traslada más rápido a precios finales. Cuando las ventas están cayendo, en cambio, una parte del shock se “traba” en la cadena: refinadoras, transportistas, distribuidores e industrias intentan remarcar, pero comercios y fabricantes no siempre logran convalidarlo porque venden menos. Por eso, en la Argentina actual, la suba del crudo probablemente tendría un impacto inflacionario importante pero más acotado que en un ciclo expansivo. El shock se vería con claridad en combustibles, algo en logística y algo en tarifas, pero bastante menos en el resto de los bienes de lo que ocurriría con consumo robusto.
La demanda energética industrial refuerza esa idea. En noviembre de 2025, la demanda eléctrica total cayó 3,2% interanual hasta 10.712,3 GWh, el nivel más bajo para ese mes desde 2021. Dentro de ese total, la demanda industrial bajó alrededor de 0,4%, mientras que en los primeros once meses de 2025 la demanda total acumuló una caída de 0,4% y el año móvil mostró una retracción de 0,6%. Es decir, no hay un escenario de industria sobrecalentada que pueda absorber alegremente un encarecimiento de la energía: el consumo energético muestra una economía contenida.
En gas y electricidad el impacto sería más lento, pero no inexistente. Si el petróleo alto encarece sustitutos, combustibles líquidos para generación y parte de la energía importada, eso termina presionando tarifas o subsidios. Pero ahí el traslado depende mucho más de la decisión regulatoria que en el caso de naftas y gasoil. Por eso, en el corto plazo, el mayor efecto inflacionario vendría por combustibles líquidos y logística; en un segundo escalón podrían aparecer tarifas energéticas si el Gobierno opta por seguir trasladando costos.
Combustibles y paridad
Un aumento significativo del precio internacional del petróleo impactará a través de tres canales principales: combustibles líquidos, tarifas de gas por redes y tarifas eléctricas. Sin embargo, el grado de traslado a precios internos depende del esquema regulatorio, del nivel de subsidios y de la política energética vigente.
El impacto más directo y rápido se produce en los combustibles líquidos (naftas y gasoil). El precio en surtidor se forma a partir de varios componentes: el valor del crudo utilizado por las refinerías, los costos de refinación y logística, los impuestos y el margen comercial.
El crudo de referencia para el mercado doméstico sigue de cerca al Brent, por lo que un aumento fuerte del precio internacional genera presión inmediata sobre las refinadoras. De hecho, especialistas señalan que cuando el Brent sube con rapidez, aumenta la presión para trasladar ese incremento al precio de las naftas y el gasoil, ya que las refinadoras venden en el mercado interno pero compran o valorizan el petróleo con referencia internacional.
En la actualidad, los precios de los combustibles en Argentina se encuentran cerca o incluso por encima de la llamada paridad de importación, es decir, el precio que tendrían si el combustible se trajera del exterior. Esto significa que el sistema se encuentra relativamente alineado con el mercado internacional, por lo que nuevas subas del crudo tenderían a trasladarse con mayor facilidad a los surtidores.
En segundo lugar, el impacto sobre elgas natural por redes esmás indirecto. El precio del gas en Argentina depende principalmente del costo de producción local —sobre todo del gas de Vaca Muerta— y de los precios que el Estado reconoce en los contratos del Plan Gas o en los mecanismos de abastecimiento.
Sin embargo, el petróleo influye de varias maneras. Primero, porque el gas importado (GNL o gas de países vecinos) suele estar indexado a referencias internacionales de energía, muchas veces vinculadas al petróleo. Segundo, porque un aumento del crudo eleva el costo de los combustibles líquidos que se utilizan como sustitutos en generación eléctrica o en industrias. En un contexto de reducción de subsidios y convergencia hacia tarifas que reflejen el costo real del sistema energético, estas variaciones internacionales tienden a trasladarse gradualmente a la factura final de los usuarios.
Petróleo y Tarifas
El efecto sobre las tarifas eléctricas también es indirecto pero relevante. El precio mayorista de la electricidad en Argentina depende de la estructura de generación del sistema, donde participan hidroeléctricas, nucleares, renovables y centrales térmicas que funcionan con gas o combustibles líquidos. Cuando sube el petróleo, aumentan los costos de generación en aquellas centrales que utilizan gasoil o fuel oil, y también puede encarecerse el gas en determinados momentos del año. Ese incremento del costo de generación se refleja en el precio mayorista de la energía (MEM) y, si el Estado reduce subsidios, termina trasladándose a las tarifas que pagan los usuarios finales.
En síntesis, una suba fuerte del precio internacional del crudo —como los picos cercanos a 120 dólares— tendría en Argentina un efecto escalonado. El impacto más rápido se vería en los combustibles líquidos, que responden directamente a la paridad internacional. Luego aparecerían efectos más graduales en el gas por redes y en la electricidad, principalmente a través de los costos de generación, de importación de energía y del esquema de subsidios vigente. Al mismo tiempo, este escenario también tiene un efecto positivo para la balanza energética del país, ya que mayores precios internacionales incrementan los ingresos por exportaciones de petróleo provenientes de Vaca Muerta.
Politica de precios
Durante gran parte de las últimas seis décadas, la Argentina utilizó distintos mecanismos para desacoplar el precio interno del petróleo de las cotizaciones internacionales. El instrumento más conocido fue el llamado “barril criollo”, una política mediante la cual el Estado fijaba un precio de referencia doméstico para el crudo producido en el país, diferente del Brent u otros benchmarks internacionales. El objetivo era doble: por un lado, proteger a los consumidores y a la economía local de las fuertes oscilaciones del mercado mundial; por otro, garantizar un nivel mínimo de rentabilidad para las empresas productoras, evitando que caídas abruptas del precio internacional paralizaran la inversión.
Este sistema comenzó a tomar forma después de la crisis energética de comienzos de la década de 2000. Durante los años posteriores a la crisis de 2001–2002, el Estado argentino implementó un esquema de precios internos administrados para los combustibles y el petróleo, con el fin de contener la inflación y sostener el abastecimiento interno. En ese contexto, el crudo producido en el país se comercializaba en el mercado doméstico a precios que podían ubicarse por debajo del Brent cuando el petróleo internacional estaba alto, o bien por encima del precio internacional cuando el Brent caía, manteniendo así un nivel relativamente estable.
Un ejemplo claro de este mecanismo ocurrió entre 2014 y 2016, cuando el precio internacional del petróleo se desplomó desde más de 100 dólares a menos de 40 dólares por barril. Para evitar una caída abrupta de la actividad petrolera —especialmente en la cuenca Neuquina y en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta— el gobierno sostuvo un precio interno del crudo cercano a los 60–70 dólares por barril, muy por encima del valor internacional de ese momento. Ese precio sostén funcionó precisamente como un “barril criollo”.
Más tarde, en 2020, durante la pandemia de COVID-19, el colapso del precio internacional del petróleo llevó nuevamente al Estado argentino a restablecer formalmente el mecanismo del barril criollo. Mediante un decreto se fijó un precio interno de referencia de 45 dólares por barril para el petróleo producido en el país. La medida buscaba evitar el derrumbe de la producción y de las inversiones en la industria hidrocarburífera en un contexto de demanda global muy deprimida.
Sin embargo, a partir de los últimos años se produjo un proceso gradual de convergencia hacia los precios internacionales. El desarrollo de Vaca Muerta y la creciente orientación exportadora de la producción de petróleo hicieron cada vez más difícil sostener un desacople completo entre los precios internos y los internacionales. Al mismo tiempo, las reformas del mercado energético y la necesidad de reducir distorsiones económicas llevaron a una mayor alineación con la paridad de exportación o de importación, es decir, con los precios que surgirían de comerciar el petróleo y los combustibles en el mercado internacional.
Con las cifras actuales, el efecto más probable sería una inflación que ya pasó de 1,6% en juniode 2025 a 2,9% en enero de 2026, un petróleo internacional persistentemente más caro podría agregar entre 0,3 y 0,6 puntos mensuales al IPC en el corto plazo, principalmente por combustibles y transporte. Ese impacto sería real, pero no explosivo, porque se enfrentaría a una economía con industria en caída, capacidad ociosa elevada, ventas internas debilitadas y demanda energética todavía fría.
El pasado que vuelve
Sí, planteado de ese modo tu observación es básicamente correcta. Si se mira el proceso histórico en perspectiva larga, Argentina mantuvo durante gran parte de los últimos setenta años algún tipo de desacople entre el precio interno del petróleo y el precio internacional, aunque ese desacople se instrumentó mediante mecanismos muy distintos según la etapa histórica.
Entre las décadas de 1950 y 1980 el desacople se daba dentro de un modelo energético estatal e integrado, con YPF como empresa dominante del sistema. El petróleo producido en el país se vendía a precios fijados administrativamente y no según las cotizaciones internacionales. Incluso cuando operaban empresas privadas —como durante los contratos petroleros del gobierno de Arturo Frondizi— el crudo debía venderse a YPF a precios definidos por el Estado. En ese período el precio del petróleo era básicamente una variable de política económica, orientada a sostener el proceso de industrialización y a mantener bajos los costos energéticos internos.
En la década de 1990 hubo una ruptura importante con ese esquema. Las reformas del sector energético, la privatización de YPF y la desregulación del mercado petrolero acercaron mucho más los precios internos a los precios internacionales. En ese momento el sistema argentino se integró de manera más directa al mercado global del petróleo.
Sin embargo, después de la crisis económica de 2001–2002 el Estado volvió a intervenir fuertemente en el sector energético. A partir de entonces se implementaron distintos instrumentos para evitar que el precio internacional del petróleo se trasladara plenamente al mercado interno. Entre esos instrumentos estuvieron los acuerdos de precios entre empresas, la llamada “mesa de crudos”, los controles sobre combustibles y, en determinados momentos, el denominado “barril criollo”, que fijaba un precio interno de referencia distinto del internacional.
Por lo tanto, si se toma el período largo desde mediados del siglo XX hasta la actualidad, puede afirmarse que durante la mayor parte de esos setenta años el precio interno del petróleo en Argentina no siguió automáticamente al precio internacional. Lo que cambió a lo largo del tiempo fueron los instrumentos institucionales y regulatorios utilizados para producir ese desacople: primero un sistema estatal integrado, luego una breve etapa de liberalización en los años noventa, y posteriormente diversos mecanismos de intervención y coordinación del mercado interno.
La empresa Shell Argentina firmó su adhesión como socia al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa de la industria energética que integran las principales empresas operadoras y de servicio para formar al talento que demandará el Upstream en los próximos años.
Durante la firma estuvieron presentes el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
“La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta demuestra el compromiso que tenemos toda la industria de trabajar para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y para elevar los estándares técnicos y de seguridad”, afirmó el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
La nueva institución brindará la formación técnica gratuita clave para el desarrollo de Vaca Muerta y para los proyectos de la industria que posicionarán al país como un exportador de energía en los principales mercados del mundo. Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.
“La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta que impulsamos desde Shell. Nos enorgullece formar parte de este Instituto que nació y crecerá a partir de la colaboración estratégica entre todos los que formamos parte de la industria”, sostuvo su presidente, Germán Burmeister.
En la actualidad, las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
Los egresados recibirán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
En el Polo Tecnológico de Neuquén, la formación se realizará con simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de vanguardia. La otra sede del IVM está ubicada en el Rio Neuquén y cuenta con un pozo escuela donde los estudiantes podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para formarse como operadores del Upstream, se describió.
Minerven, la minera estatal venezolana, cerró un acuerdo multimillonario (aproximadamente $165 millones) con el gobierno de Estados Unidos por suministro de oro. El activo sería suministrado a la singapurense Trafigura quien será la encargada de transportarlo a las refinerías estadounidenses. El rango estimado es entre 650 y 1000 kilos de barras de oro Dore.
El acuerdo podría alivianar la suba del dólar al poder ofrecer un backup al petrodólar dada su reciente volatilidad a causa del conflicto en Medio Oriente.
Doug Burgum, secretario del interior americano, realizó una visita de 2 días a Caracas, donde se reunió con Delcy Rodríguez, presidenta interina venezolana, con el fin de negociar y gestionar el acuerdo.
La mandataria venezolana anunció reformas para el sector minero luego de reunirse con Burgum, lo que podría garantizar el ingreso de las divisas americanas que el país bolivariano tanto necesita.
El pasado primero de febrero, Estados Unidos reabrió su embajada en Caracas, restableciendo así las relaciones diplomáticas entre ambos países.
Acerca de la muy fuerte suba que registra la cotización del crudo y del gas en el mercado internacional por el conflicto bélico en Medio Oriente, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló en X que “entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición: YPF no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso con los consumidores”.
Tal como lo describió la semana pasada en declaraciones periodísticas, Marín reiteró que en YPF “trabajamos con una estrategia de micropricing para ir analizando los precios día a día, semana a semana y mediante el sistema de moving average podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”.
“La volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”, agregó Marín.
A modo de referencia, cabe señalar que en algunas estaciones de servicio de la marca YPF en el ámbito de CABA los precios de los combustibles el domingo 8 se ubicaban en: $ 1.688 para el litro de Nafta Súper; $ 1.892 para la Infinia Nafta; en $ 1.744 para el Diesel500 (común); y en $ 1.934 para el Infinia Diesel. Con subas que suelen registrarse luego de cada medianoche, indicaron expendedores consultados.
YPF es la petrolera integrada de mayor participación en el mercado local. Sus precios en todo el país suelen ser mas bajos que el de otras importantes marcas operadoras. Varias de ellas han venido ajustando a la suba sus precios en los últimos días.
Como consecuencia de lo que está ocurriendo tras los bombardeos de Estados Unidos e Israel contra Irán, y la propagación del conflicto en la región, el precio del petróleo Brent trepó en la semana hasta rondar el lunes 9 de marzo los 104 dólares el barril, con estimaciones de nuevas fuertes subas en lo inmediato.
El impacto de la guerra sigue profundizándose. En la madrugada, los Brent y WTI treparon a los 117$ por barril luego de cerrar en 103 (WTI) y 104 (Brent) respectivamente, precios más altos desde 2022. ¿Qué retos presenta esto para la industria?
Mientras reina la incertidumbre y los precios vuelan, el rally por el crudo comienza a tomar forma: Reacomodamiento de activos, precios, balances y stock están a la orden del día.
La inquietud por el suministro tras el bloqueo del estrecho de Ormuz avivó las llamas de la volatilidad de los mercados: la industria no puede determinar si este conflicto va a durar 3 días más o un 1 año. En otras palabras, el barril puede superar fácilmente los 157$ (bonos futuros).
La coyuntura de la situación impacta profundamente a los países de la CCG (Baréin, Kuwait, Omán, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Catar). Con el estrecho de Ormuz cerrado, refinerías dañadas y tankers sin destino, el escenario en medio se recrudece.
El impacto económico ya comenzó, y el efecto dominó alcanzó a los países de Asia no productores, con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos.
Por otro lado, China (según su agencia de noticias Global Times) estaría en negociaciones activas con Irán para garantizar el salvoconducto de crudo y GNL, ya que aproximadamente un 30% y un 40% de su matriz energética proviene del estrecho de Ormuz.
Las consecuencias del conflicto también resuenan en mercados adyacentes; el mercado de carbón también presenció subas de hasta un 15%, cerrando a 135 $/T, dejando pocas áreas del sector energético sin afectar. Si bien esto puede ser entendido a priori como una oportunidad para el sector de renovables, muchos de sus insumos y componentes siguen siendo relacionados con la fundición de metales (carbón) o petroquímica, planteando un futuro incierto para los aceleracionistas del medio ambiente.
Asimismo, para Argentina, esto significa un inminente aumento de la suba de combustibles e insumos derivados de crudo. Según analistas, esto podría llevar a un aumento superior al 15% por los atrasos de precios.
El Instituto Vaca Muerta incorporó como socias a las empresas PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM, alcanzando así un total de 19 compañías de servicios que se suman a esta iniciativa educativa.
El Instituto ofrece una formación técnica en la región, basada en la práctica, la seguridad y la excelencia operativa como pilares fundamentales.
En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un record de 13.000 inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, en perfiles clave para la operación de la industria, abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
La incorporación de las nuevas socias refuerza el rol estratégico de la nueva institución educativa que se inaugura el próximo 16 de marzo para el desarrollo del talento técnico que requiere Vaca Muerta, con el propósito de transformar a la Argentina como una potencia exportadora de energía a los mercados internacionales.
“El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente. La seguridad no es negociable: la prioridad es que cada operario vuelva a su casa de la misma manera que llego al trabajo, afirmo el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
Las empresas de servicios que ya son socias son Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB y Huinoil. A su vez, las operadoras que lo integran son: YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol.
PCR, empresa con más de 100 años de trayectoria en el país en la actividad petrolera, cementera y energías renovables, anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para el desarrollo y la construcción de su nuevo Parque Eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.
El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.
La inversión representa un costo total de U$S 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 megavatios. También incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proyecto ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) del Gobierno argentino.
Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI. Esta combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.
El Parque Eólico Olavarría generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.
“Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC.
“Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”, agregó.
Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoría técnica para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales en materia ambiental y social, en línea con las Normas de Desempeño de IFC. Esto contribuirá a fortalecer las prácticas de sostenibilidad, mejorar la gestión de riesgos y movilizar mayor inversión privada hacia los sectores de energías renovables e infraestructura en Argentina.
IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por U$S 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de U$S 30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de U$S 80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/03/2026 al 29/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 39 ofertas por un volumen total diario de 29,9 millones de metros cúbicos, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,38 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,14 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,91 hasta U$S 2,52 el MBTU, en tanto que fueron desde U$S 2,51 hasta U$S 3,50 el MBTU en el GBA.
Desde Neuquén llegaron 13 ofertas que totalizaron 12,0 MMm3/día. Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego se realizaron 8 ofertas que sumaron 7,1 MMm3/día, Desde la cuenca Noroeste llegaron 5 ofertas que totalizaron 2,4 MMm3/día, y desde Chubut otras 5 ofertas por un total de 4,6 MMm3/día.
La compañía ratifica, por tercer año consecutivo, su acompañamiento al programa educativo de la Provincia del Neuquén.
Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, por el cual destinará USD 1 millón para fortalecer esta iniciativa impulsada por el Gobierno de la Provincia de Neuquén. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con el desarrollo educativo provincial por tercer año consecutivo.
Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol aseguró: “El desarrollo sostenible comienza con educación. Por eso, decidimos acompañar por tercer año consecutivo las Becas ‘Gregorio Álvarez’, ya que estamos convencidos de que invertir en la formación de los jóvenes neuquinos es invertir en el futuro de la provincia y en más oportunidades de crecimiento para toda la comunidad”.
El aporte forma parte del plan de Responsabilidad Social previsto por Pluspetrol para 2026 en Neuquén, que totaliza USD 4.2 millones. Este monto incluye además USD 1 millón destinado al Instituto Vaca Muerta y el resto para programas de inversión social con foco prioritario en Añelo y Rincón de los Sauces, reafirmando el compromiso de la compañía con el desarrollo local.
Las Becas Gregorio Álvarez están dirigidas a estudiantes desde jardín de infantes hasta educación superior que demuestren necesidad económica y se encuentren cursando carreras en universidades o institutos terciarios. El programa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.
A través de esta iniciativa, Pluspetrol consolida su estrategia de Responsabilidad Social, alineada con las políticas públicas provinciales y enfocada en generar oportunidades educativas y de desarrollo profesional para las comunidades donde desarrolla sus operaciones.
El mercado petrolero acaba de recibir un fuerte sacudón. Este jueves, los precios del crudo saltaron más de un 3%, impulsados por un conflicto entre EE. UU. e Irán que ya no solo es retórica, sino una amenaza real a los suministros globales.
Las cifras del día
El panorama en las pantallas de trading es de un verde intenso. Para el mediodía, el Brent subía casi tres dólares situándose en $84.32 por barril. Por su parte, el WTI estadounidense dio un salto aún más agresivo del 5.89%, rozando los $79.06. Es su nivel más alto en más de un año.
Un estrecho bajo fuego y tanques vacíos
¿Por qué el pánico? La clave está en la logística. El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, está prácticamente paralizado. Analistas de JPMorgan advierten que, si este bloqueo persiste, el mercado perderá unos 3.3 millones de barriles diarios en cuestión de una semana.
La situación sobre el terreno es crítica:
Irak ya recortó su producción en 1.5 millones de barriles porque no tiene dónde guardarlos ni por dónde sacarlos.
Qatar declaró “fuerza mayor” en sus exportaciones de gas; volver a la normalidad les tomará, al menos, un mes.
En el puerto iraquí de Khor al Zubair, un petrolero de bandera de Bahamas reportó daños en su casco tras una explosión.
El factor político: Trump entra en escena
Mientras los misiles caen cerca de Teherán y las sirenas suenan en Dubái, la política añade leña al fuego. Donald Trump declaró a Axios que planea involucrarse personalmente en la elección del próximo líder iraní, rechazando tajantemente al hijo de Jamenei. “Queremos a alguien que traiga armonía”, afirmó, comparando la situación con sus movimientos previos en Venezuela.
¿Qué significa esto para el sector?
No es solo un problema de gráficas en Wall Street. Al reducirse la oferta, los derivados del petróleo también suben: el diésel en EE. UU. ya alcanzó su precio más alto desde principios de 2023. Con casi 300 petroleros atrapados en la zona de conflicto y refinerías cerrando en Asia y Medio Oriente, la presión al alza parece lejos de terminar.
La guerra ha entrado en su sexto día y, tras el hundimiento de un buque iraní y el intercambio de misiles de esta mañana, el mundo de la energía aguanta la respiración.
El ministerio de Economía anunció que “en el marco de la reunión de Directorio, Energía Argentina S.A. (ENARSA) acordó la resolución de controversias con los contratistas a fin de emprender la reanudación de las obras de construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz”, que fueran adjudicadas y encaradas durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, y que acumulan un muy fuerte retraso respecto de los cronogramas originales.
El entendimiento alcanzado ahora mediante la firma de una nueva Adenda en el contrato con la firma adjudicataria, que encabeza la empresa china Gezhouba, busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto.
“En particular, la represa Jorge Cepernic, la de menor tamaño dentro del complejo (la otra es la represa Néstor Kirchner), es la que presenta el mayor grado de ejecución y alcanza actualmente un 46 % de avance, por lo que su reactivación es prioritaria para acelerar resultados concretos y recuperar el ritmo de obra”, explicó el Ministerio de Economía de la Nación.
Las represas (cuya denominación histórica eran Condor Cliff y La Barrancosa) fueron proyectadas para el aprovechamiento hidroeléctrico de Río Santa Cruz y su aporte al Sistema Interconectado Nacional. Su concreción implicaba incrementar 12 por ciento la potencia instalada hidroeléctrica del país al sumar 360 MW (JC) y 950 MW (NK).
Fueron licitadas en 2013 y su construcción contaba con amplio financiamiento de bancos de China, debían estar listas en 2023. Sin embargo, decisiones adoptadas durante administraciones anteriores, en particular durante el gobierno de Mauricio Macri frenaron su ejecución. De hecho se procuró desplazar del proyecto a socios locales (Electroingeniería).
El consorcio adjudicatario para la construcción de las dos usinas hidroeléctricas es la Unión Transitoria de Empresas (UTE) liderada por la china Gezhouba Group (54 %), junto con la argentina Eling Energía (36 %) y Hidrocuyo (10 %).
“El proceso quedó atravesado por incumplimientos contractuales (el Estado argentino debía realizar aportes parciales), falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos y una acumulación de reclamos que derivaron en la ralentización y posterior virtual detención del proyecto. Desde 2016 no se había cumplido el contrato, ni se habían efectuado redeterminaciones de precio”, describe ahora el gobierno.
Y agrega que “como consecuencia, la contratista (que venía realizando fuertes desembolsos) acumuló reclamos por más de U$S 700 millones, mientras que entre ambas represas sólo se ejecutaron aproximadamente U$S 1.800 millones. Para completar las dos obras, se estima que aún se requieren U$S 5.000 millones de inversión”, calculó Economía. Al momento de la licitación y adjudicación del proyecto se calculó una inversión total de 4.700 millones de dólares.
“Con esta decisión, ENARSA avanza en la regularización de condiciones y el encauzamiento de disputas heredadas para asegurar que se retome la construcción con un cronograma verificable, comenzando por los frentes asociados a la represa Jorge Cepernic. En este marco, se prevé que la represa Jorge Cepernic podría finalizarse en 2030, aportando 1.860 GWH al Sistema Argentino Interconectado (SADI), con una potencia instalada de 360 MW”, se puntualizó. Pero no se precisó que ocurrirá con la otra central hidroeléctrica.
Economía indicó que “la medida se enmarca en el proceso de normalización del sector y en la decisión del Gobierno Nacional de ordenar contratos y resolver controversias pendientes, respetando los compromisos asumidos por el país”. Esta afirmación sugiere además un cambio del criterio original de rechazo por parte de la Administración Milei respecto de la relación política y económica con China.
El país asiático, cabe recordar, habilitó hace varios años un Swap financiero en favor de la Argentina. En abril de 2025, renovó por 12 meses una línea activa por el equivalente a U$S 5.000 millones. Vale decir que en las próximas semanas China decidirá si vuelve a renovarlo. Por este mecanismo, el Banco Popular de China entrega yuanes al Banco Central, y a cambio recibe pesos argentinos. El esquema favorece la acumulación temporal de reservas en el BCRA.
Brasil produjo en enero 3,95 millones de barriles diarios de petróleo, un 14,6% más en comparación con el mismo mes de 2024, aunque el volumen disminuyó un 1,5% frente a diciembre, según la Agencia Nacional de Petróleo y Gas . En 2025, Brasil batió un nuevo récord nacional de producción de hidrocarburos al extraer un promedio de 4,89 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo y gas natural.
La media de producción de gas en enero fue de 193 millones de metros cúbicos por día, un 20,2% más en el comparativo interanual, con una leve caída de 0,6% en relación con el mes pasado.
El presal sigue siendo uno los principales productores de hidrocarburos en el país, con el 79,9% de toda la producción brasileña, con una media de 4,12 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día.
La producción de crudo en estos pozos fue de 3,16 millones de barriles por día en enero, mientras que la de gas sumó 152,9 millones de metros cúbicos diarios.
El campo de Búzios, que explota hidrocarburos en la cuenca marina de Santos, en el presal, se mantiene como el más productivo, con una media diaria de 875,6 barriles de petróleo y gas equivalentes.
El campo de Tupi, también del presal, lidera en la producción de gas, con un promedio de 43,19 metros cúbicos diarios.
Según la ANP, las reservas ubicadas en áreas marítimas fueron responsables por el 97,9% de la producción de petróleo del país en el mes, y por el 87% del gas extraído.
Petrobras se mantuvo como líder en el período, con una producción promedio de 4,62 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente diarios. Le siguieron las brasileñas PRIO Tigris, con una producción de 104.448 barriles de petróleo y gas equivalentes diarios y PRIO (67.242); la francesa TotalEnergies (45.380) y la noruega Equinor (41.656), todas en su calidad de integrantes de diferentes consorcios.
A través de la Resolución 101/2026 del ENARGAS, el gobierno oficializó la derogación del esquema de subsidios estatales al consumo residencial de gas natural por redes basado en los niveles de ingreso mensuales N1, N2 y N3 (Altos, Bajos y Medios) para reemplazarlo por un esquema simplicado y acotado a otro de “Con o Sin subsidio”, mas reducido en su cobertura y alcance, aplicable desde febrero último.
La nueva Resolución deroga las 362/2020, 363/2020, y 125/2025 del propio ente regulador, t aprueba un esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) cuyo efecto concreto en las facturas se verificará a nivel de los usuarios en las próximas semanas.
La R-101 contiene Anexos referidos a “Metodología de los Subsidios Energéticos Focalizados”; “Declaración Jurada – Prestadoras que adquieran gas natural por cuenta propia”; “Declaración Jurada Subdistribuidoras”, y “Declaración Jurada por Subsidios”.
El Decreto 943/2025 establece el SEF, que unifica los subsidios de luz, gas natural y garrafas. Se limita a hogares vulnerables con ingresos menores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT), eliminando la Tarifa Social previa, y aplicando descuentos en bloques de consumo limitados según los meses del año por razones estacionales. También incluye al gas en garrafas de 10 kilos.
El decreto referido creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que reemplaza al anterior Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Quienes ya estan anotados en el sistema previo no deben realizar una nueva inscripción y los usuarios pueden actualizar su Declaración Jurada a través de la plataforma Mi Argentina.
Para el gas natural por redes, se mantienen los bloques de consumo vigentes, pero el subsidio del 50 % se aplica entre abril y septiembre. En los períodos de menor demanda no rige ningún descuento, es decir se pagará la tarifa plena.
El D-943F fijó para calcular el subsidio los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica: a) TRESCIENTOS (300) kWh para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año, y b) CIENTO CINCUENTA (150) kWh para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.
El Decreto citado determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen desde la entrada en vigencia del SEF.
Asimismo, determinó una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar durante el año 2026 a los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes que resulten beneficiarios del SEF.
Según el Decreto 943/2025 las bonificaciones citadas se aplicarán para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.
La Compañía reitera la relevancia de su operación en Argentina acompañando la iniciativa educativa del Gobierno de Neuquén y reafirmando su visión de desarrollo de largo plazo en la Provincia.
GeoPark anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de USD 250.000, en el marco de un encuentro con el gobernador Rolando Figueroa y del inicio de su operación en el país.
“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de GeoPark.
La Compañía llega a Neuquén con una visión de desarrollo de largo plazo, sustentada en la convicción de que la inversión productiva debe acompañarse del fortalecimiento del capital humano y de las capacidades institucionales del territorio. Este compromiso está alineado con su Sistema Integrado de Valores, que orienta la gestión hacia una operación segura, responsable y generadora de prosperidad.
En ese marco, la contribución forma parte de la estrategia de inversión social de GeoPark, que promueve mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera y prioriza el acceso a la educación como plataforma de movilidad social y desarrollo productivo. En una provincia como Neuquén, donde el crecimiento de Vaca Muerta demanda talento, capacidades técnicas y liderazgo local, ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible.
GeoPark cuenta con una trayectoria regional impulsando el acceso a la educación. Desde 2014 lidera el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías, que ha beneficiado a jóvenes en Latinoamérica. Asimismo, en Colombia —donde opera hace más de 14 años— mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que actualmente permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con el anuncio de su incorporación al Programa de Becas “Gregorio Álvarez”, la Compañía inicia una etapa de articulación con la Provincia orientada a integrar inversión, empleo y formación como parte de una misma visión de crecimiento sostenible en Neuquén.
El economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asumió su segundo mandato como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), cargo para el que fue reelegido por el período 2026–2029 durante la LV Reunión de Ministras y Ministros de Energía de OLACDE, celebrada en Chile en octubre de 2025. La ceremonia oficial se realizó el lunes 2 de marzo en la Casa Museo Guayasamín, en Quito.
La reelección de Rebolledo representa un respaldo a la gestión desarrollada entre los años 2023 y 2025, período que resultó clave para consolidar a OLACDE como un referente técnico y político regional en materia energética.
En un contexto internacional complejo, atravesado por los impactos del cambio climático sobre la infraestructura energética y por la necesidad de fortalecer la seguridad de suministro, la Organización profundizó su rol como plataforma de articulación regional, generación de conocimiento y construcción de consensos estratégicos para América Latina y el Caribe.
Con el inicio de este segundo mandato, OLACDE se proyecta hacia una nueva etapa orientada a profundizar la integración energética regional, acelerar la adopción de tecnologías limpias, fortalecer el acceso universal a la energía y avanzar hacia una transición energética resiliente, inclusiva y con visión de largo plazo.
El Plan de Gestión 2026–2029 se estructura sobre siete ejes estratégicos que priorizan: 1) integración regional, 2) cooperación técnica, 3) diplomacia energética, 4) seguridad y acceso, 5) innovación tecnológica, 6) formación de capacidades y 7) modernización institucional, con el objetivo de posicionar a América Latina y el Caribe no solo como una región de gran riqueza de recursos, sino como una región capaz de proponer soluciones energéticas en el escenario global.
Southern Energy -conformada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG- y SEFE Securing Energy for Europe -compañía internacional de Alemania- alcanzaron un acuerdo definitivo que representa la mayor venta de GNL desde Argentina al mundo en términos de volumen y de plazo, se anunció.
Southern Energy (SESA) y SEFE acordaron en Berlín el contrato para la venta por parte de SESA de 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) por 8 años, a partir de fines de 2027 cuando se inicie la operación del “Hilli Episeyo”, el primero de los dos buques de licuefacción que serán instalados por SESA en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
El volumen de GNL previsto en el contrato representa más del 80 % de la capacidad de producción del “Hilli Episeyo” (2,45 millones de toneladas anuales de GNL) y más del 30 % de la capacidad de producción conjunta de los dos buques de licuefacción (6 millones de toneladas anuales de GNL).
En diciembre pasado ambas compañías habían anunciado un acuerdo marco (“Heads of Agreement”) para negociar un contrato de venta de GNL, proceso que concluyó ayer con este contrato definitivo.
En el acto de firma, realizado en el AXICA Convention Centre de Berlín, estuvieron presentes Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Martin Rueda, Director General de Harbour Energy Argentina y Director Titular de SESA; Patricio Da Ré, Project Integration Director de YPF y Director Titular de SESA; Karl Staubo, CEO de Golar LNG; Federico Petersen, CCO de Golar LNG y Director Titular de SESA; y Matías Lacabanne, CCO de SESA. También estuvo la embajadora de Argentina en la República Federal de Alemania, Betina Pasquali de Fonseca.
Además, por parte de SEFE participaron su CEO, Egbert Laege; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión; Jean-Manuel Conil-Lacoste, Vicepresidente Ejecutivo de LNG; y Sharif Islam, Vicepresidente de LNG Origination – Atlantic.
Los ingresos derivados de este contrato permitirán monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y generar una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país.
Rodolfo Freyre, Presidente de SESA, afirmó que “el contrato con SEFE tiene relevancia por dos motivos centrales: por un lado, confirma el posicionamiento de la Argentina como un nuevo proveedor internacional y estratégico de GNL para la diversificación de las fuentes globales de suministro; por otro lado, constituye un aporte clave para fortalecer la seguridad energética en Europa. Agradezco al equipo de SEFE y a todos los socios de SESA, cuya contribución fue clave para alcanzar este hito”.
Frédéric Barnaud, CCO de SEFE, dijo: “Gracias a nuestra determinación y enfoque compartidos, logramos avanzar de un HoA a un SPA (“Sales and Purchase Agreement”) plenamente consolidado en poco más de tres meses. Este rápido progreso demuestra que SESA es el socio adecuado para ampliar nuestro portafolio en América del Sur y, de ese modo, fortalecer la seguridad energética de Europa. Con entregas que comenzarán ya en 2027, no sólo seremos la primera compañía energética alemana en recibir cargamentos provenientes de Argentina, sino también el primer cliente mundial de GNL de largo plazo del país”.
Sobre Southern Energy (SESA)
SESA es una compañía conformada por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años. SESA confirmó una inversión superior a U$S 15.000 millones a lo largo de 20 años de operación de dos buques de licuefacción para exportar GNL que serán instalados en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Southern Energy prevé alcanzar exportaciones por más de U$S 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y el años 2035. El proyecto de SESA favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción, y tendrá una elevada participación de proveedores locales durante la operación del proyecto.
Sobre SEFE
La compañía energética internacional SEFE es propiedad del Gobierno Federal de Alemania. Busca la seguridad del suministro de GNL e impulsa la descarbonización.
Las actividades de SEFE abarcan la cadena de valor de la energía, desde el origen y la comercialización hasta las ventas, el transporte y el almacenamiento.
Tiene experiencia de décadas en el comercio y el desarrollo de su negocio de GNL y se ha convertido en uno de los proveedores más importantes de clientes industriales en Europa, con un volumen de ventas anual de 200 TWh de gas y energía. Sus 50.000 clientes van desde pequeñas empresas hasta municipios y organizaciones multinacionales.
Al invertir en energías limpias y especialmente en el ecosistema del hidrógeno, SEFE está contribuyendo a la transición energética. La empresa emplea a unas 2.000 personas en todo el mundo.
Genneia, líder en energías renovables de Argentina, y BID Invest firmaron un acuerdo de financiamiento por U$S 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta los U$S 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años, anunció la Compañía. Esta inversión facilitará la ejecución de 4 Parques Solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.
Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.
Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).
Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que “este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable”.
Genneia lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de la energía eólica y el 26 % de la solar.
La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la inauguración del Parque Solar Anchoris también en Mendoza y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.580 MW.
La compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 129 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Además cuenta con dos parques solares (40 MW en total) y su primer proyecto de almacenamiento de energía, ambos en la provincia de Buenos Aires, destinados a atender la demanda durante los picos de consumo.
Con sus seis parques solares en operación — Parque Solar Ullum (Ullum I, II y III), Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (150 MW) — Genneia alcanza más de 640 MW de capacidad instalada en energía solar.
El gobernador del Neuquén Rolando Figueroa encabezó la inauguración del Parque Solar Los Chihuidos, que permitirá que la comunidad local acceda por primera vez a energía renovable y continua durante las 24 horas del día.
El gobierno neuquino gestionó el proyecto y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) se encargará de operar la nueva infraestructura. La obra fue construida y financiada por PAE e YPF.
La puesta en marcha del parque fue posible tras la finalización de la nueva red de distribución eléctrica, ejecutada por el EPEN y financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente con aportes de PAE. Esta obra finalizó en septiembre de 2025 e incluyó la renovación del tendido, la instalación de líneas, subestaciones transformadoras y alumbrado público LED, y constituyó un paso indispensable para habilitar el nuevo sistema solar.
El parque solar cuenta con 288 paneles fotovoltaicos con capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh con autonomía de hasta dos días, y un sistema híbrido solar-diésel que permitirá reducir más del 70 % del consumo de combustible.
La incorporación de estas baterías de almacenamiento constituye un componente esencial para asegurar energía continua incluso en ausencia de radiación solar, un cambio radical respecto del sistema diésel que solo permitía 13 horas de electricidad por día y requería un elevado esfuerzo operativo y económico de la comunidad.
“Las empresas son más valiosas cuando están presentes en el territorio ayudando a la gente”, destacó el gobernador. Consideró como un “acto de justicia” que los habitantes de Los Chihuidos puedan contar con el servicio eléctrico las 24 horas. “Es lo mínimo que deberían haber tenido hace muchos años”, señaló.
“Si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va a ir bien”, manifestó el gobernador y agregó: “Queremos que valoren nuestro trabajo y que cuando se refieren a toda la riqueza de nuestro subsuelo, digan que esa riqueza viene de Neuquén; no de una roca, sino del trabajo de miles de neuquinos que estamos poniendo de pie al país”.
“Sin el superávit que genera Vaca Muerta, no podría existir hoy un programa económico”, recalcó Figueroa y señaló: “Ojalá que toda la Argentina hable de los neuquinos y de su trabajo”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “No va a haber cimbronazos con el precio de los combustibles” en el mercado local.
Esto, en un contexto de alteraciones a la suba en las cotizaciones internacionales de los hidrocarburos que ocurren como consecuencia de las situaciones bélicas en Medio Oriente tras el bombardeo de Estados Unidos e Israel a Irán.
“Nosotros tomamos decisiones tranquilas frente a estas situaciones” afirmó Marín en declaraciones periodísticas, y describió que “En YPF tenemos una política de precios, no vemos el precio del petroleo en el día, tenemos un acuerdo con los consumidores. Lo que hacemos es tener un promedio, entonces cuando hay (movimientos de) precios del petroleo que duran muy poco, no afecta al precio de los combustibles”.
“Lo que hacemos hace que, tanto las caídas y las subidas rápidas, no afecten el precio al consumidor”, explicó, pero agregó que “Ahora, si el precio del barril se queda muy alto va a afectar el precio de los combustibles, pero muy de a poco”.
“Lo que esta afectando (los precios del crudo y el gas) en estos días es por (el riesgo de cierre de navegación en) el Estrecho de Ormuz (desde) donde se exportan 15 millones de barriles de petroleo. El 15 % del consumo mundial pasa por ese estrecho. Es una ruptura a la oferta lo que genera aumento de precios”, describió Marín.
El directivo de la principal operadora petrolera del país sostuvo que “No hay que actuar con pánico en estos escenarios. No habría cimbronazos con los precios de las naftas, YPF no lo va a hacer. Va a ir viendo como evoluciona el precio” (internacional).
“Tenemos una fórmula matemática para que los picos y los valles no afecten al consumidor. Siempre es mejor mantener los precios constantes. No esperen cimbronazos, por eso hicimos esa política de precios promedios móviles”, aseveró.
Marín consideró que ante esta situación “Argentina se beneficia porque se convirtió en un proveedor de energía muy segura ya que no esta en zona de guerra. Por eso con el LNG, que estamos trabajando con Eni y XRG, vamos a proveer al mundo gas licuado”.
“Estas situaciones hacen que se beneficien nuestros productos, vamos a exportar en números iniciales, como de carnicero como digo yo, con precios del petróleo normales, 50 mil millones de dólares por año”, se entusiasmó.
QatarEnergy, anunció la suspensión temporal de su producción en la planta de Ras Laffan tras un ataque con drones iraníes a primera hora de la mañana.
El anuncio provocó un aumento del 50% en los precios del gas en Europa.
La planta de Ras Laffan, la mayor instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) del mundo, que cubre aproximadamente una quinta parte del suministro global, ha sido atacada por drones iraníes.
Pocas horas después de que QatarEnergy anunciara su cierre, el precio del contrato de futuros TTF se disparó a más de 48 euros, su nivel más alto en casi un año.
El MWh de gas se cotizaba entre 30 y 34 euros de media durante el mes de febrero, antes del lanzamiento de la operación estadounidense e israelo-estadounidense contra Irán el sábado 28.
QatarEnergy habría declarado por primera vez un caso de fuerza mayor en relación con sus obligaciones contractuales de suministro de GNL a sus clientes, algo que nunca había ocurrido antes 1.
La reacción de los mercados se explica tanto por la amenaza que supone el cierre de Ras Laffan para la seguridad energética de varias grandes economías, especialmente en Asia, como por los bajos niveles de reservas de gas en Europa. A 28 de febrero, las reservas europeas estaban llenas en menos del 30%, el nivel más bajo en esta época del año desde 2022.
Una quinta parte (20%) de las exportaciones mundiales de gas natural licuado transitan cada día por el estrecho de Ormuz, procedentes principalmente de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos.
Qatar, que depende de Ormuz para la totalidad de sus exportaciones, es el segundo exportador de GNL del mundo, por detrás de Estados Unidos.
Al menos cinco buques mercantes han sido blanco de proyectiles desde ayer, domingo 1 de marzo.
Qatar es el cuarto proveedor de GNL de la Unión Europea, con un 7% de las importaciones del bloque el año pasado. El cese de sus exportaciones podría provocar una reorganización de los flujos de suministro mundiales, y los compradores europeos se verían entonces en competencia con China y la India por sus compras de gas.
El nivel de los precios en Europa, antes de la temporada de llenado de las reservas, dependerá en gran medida de la duración de las perturbaciones en el estrecho de Ormuz.
Según Goldman Sachs, si estas interrupciones continúan durante un mes —Donald Trump ha declarado que la operación contra Irán podría durar cuatro semanas—, los precios del gas en Europa podrían duplicarse
Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.
En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años. Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.
La compañía registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual.
En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.
El secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y el secretario de Minería, Luis Lucero, presentaron en la convención minera Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC) un escenario de seguridad jurídica renovado y destacaron la implementación del RIGI y los avances legislativos, como la adecuación de la Ley de Glaciares.
También participó Diego Sucalesca, titular de la Agencia de Inversiones, quien se refirió a la estrategia promocional que lleva adelante para vincular a empresas nacionales del sector con las grandes compañías internacionales.
Durante el encuentro, González calificó al RIGI como “una herramienta extremadamente poderosa que brinda estabilidad por 30 años”. Además, hizo hincapié en que Argentina arribó al evento de Toronto con 6 proyectos mineros aprobados bajo el RIGI y otros 12 en etapa de evaluación. En este sentido, precisó que suman una inversión que asciende a U$S 47.000 millones.
La importancia del encuentro se manifestó en la representación federal de la misión, que contó con la presencia de los gobernadores Alberto Weretilneck, de Río Negro y Carlos Sadir, de Jujuy, los vice gobernadores de Catamarca, Rubén Dusso, de La Rioja, Teresita Madera y de Mendoza, Hebe Casado, además de ministros y funcionarios de Salta, Santa Cruz y San Juan.
La delegación argentina participó en el “Argentina Day” ante una audiencia récord de 470 representantes de empresas e inversores, informó el ministerio de Economía.
La balanza energética argentina en 2025 ofrece una de las postales económicas más significativas del año: por primera vez en décadas, el sector no sólo corrigió su tradicional vulnerabilidad externa, sino que se convirtió en el principal sostén del superávit comercial nacional.
Las cifras oficiales del INDEC, la Secretaría de Energía y diversos análisis especializados de comercio exterior convergen en un diagnóstico inequívoco: el excedente energético alcanzó niveles históricos, impulsado fundamentalmente por la expansión de los hidrocarburos.
En el rubro de petróleo crudo y combustibles derivados se encuentra el núcleo de este desempeño. Argentina exportó en 2025 más crudo que nunca antes, con incrementos de volumen cercanos al 25 % respecto del año anterior.
Este salto consolidó al petróleo como el principal generador del superávit energético. En paralelo, las importaciones de combustibles se redujeron en comparación con años previos, producto de la mayor producción interna y de una menor demanda neta de productos importados.
El saldo del rubro fue ampliamente superavitario y representó la mayor parte del excedente total del sector: aproximadamente el 86 % del superávit energético anual provino de las exportaciones de petróleo crudo y derivados. La explicación estructural de este fenómeno reside en la expansión sostenida de la producción en yacimientos no convencionales, particularmente en Vaca Muerta, cuya maduración permitió colocar mayores volúmenes en el mercado externo y, al mismo tiempo, sustituir importaciones de combustibles.
El segundo componente relevante fue el gas natural y el gas natural licuado (GNL). Las exportaciones de gas aumentaron durante 2025, impulsadas tanto por la producción convencional como por la no convencional, lo que redujo la necesidad de importar volúmenes significativos para cubrir la demanda interna. Las importaciones se mantuvieron en niveles bajos, dado que la oferta doméstica logró abastecer buena parte del consumo.
El saldo del rubro fue positivo y contribuyó al superávit total, aunque en menor proporción que el petróleo. A la vez, comenzaron a adquirir relevancia proyectos de infraestructura vinculados al GNL con orientación exportadora, cuyas inversiones podrían ampliar este segmento en los próximos años, consolidando a la Argentina como oferente regional y potencial proveedor extrarregional.
En cuanto a la electricidad, incluida la generación renovable, su tratamiento en la balanza energética presenta matices. En muchos informes de comercio exterior no aparece como rubro central, dado que la mayor parte de la energía eléctrica se genera y consume en el mercado interno. Sin embargo, el dato estructural más relevante de 2025 fue el aumento de la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica, acercándose a más del 40 % de la generación total. Este crecimiento reduce la dependencia de fuentes fósiles y fortalece la autosuficiencia energética.
No obstante, el saldo de electricidad como producto exportable sigue siendo limitado, ya que la mayor parte de la producción se destina al mercado doméstico y no se exporta de manera regular fuera del ámbito regional.
El balance agregado del sector energético en 2025 confirma la magnitud del cambio. Las exportaciones energéticas totales se ubicaron aproximadamente entre US$ 11.000 y 11.100 millones en el año, mientras que las importaciones energéticas oscilaron entre US$ 3.000 y 3.300 millones. El resultado fue un superávit energético cercano a los US$ 7.800–7.815 millones, el mayor registro histórico para la Argentina. Este excedente representó alrededor del 70 % del superávit comercial total del país en 2025, que alcanzó unos US$ 11.286 millones.
El significado económico y estratégico de este desempeño es profundo. En primer lugar, el petróleo crudo y sus derivados emergen como el motor fundamental del superávit energético, combinando expansión exportadora con sustitución de importaciones. En segundo término, el gas natural aportó también un saldo positivo, aunque en menor escala que el crudo, contribuyendo a robustecer el balance global.
En tercer lugar, la electricidad y las energías renovables consolidan un rol creciente en la matriz doméstica, sosteniendo la producción interna y reduciendo vulnerabilidades externas, aunque todavía no constituyen un rubro exportador de peso. Finalmente, el superávit energético de 2025 adquiere carácter histórico porque expresa no sólo un resultado coyuntural favorable, sino la consolidación de una mayor capacidad exportadora de hidrocarburos y un proceso sostenido de sustitución de importaciones que reconfigura la inserción externa del país. En suma, 2025 quedará registrado como el año en que la energía dejó de ser una restricción estructural para convertirse en uno de los pilares centrales del equilibrio macroeconómico argentino.
No todo lo que brilla es oro
La producción energética transita un febrero sin sobresaltos. La demanda interna de gas natural y electricidad permanece, en términos generales, aplanada, reflejando un consumo contenido que parece acompañar la falta de reacción de la actividad industrial. De acuerdo con el último Informe Semanal de Economía & Energía, elaborado sobre la base de datos de Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), el comportamiento de febrero de 2026 ofrece señales mixtas, aunque sin indicios firmes de recuperación en los segmentos más intensivos en uso de energía.
En materia de gas natural, durante la semana del 16 al 22 de febrero el consumo promedió 107 millones de metros cúbicos diarios. La cifra supone un alza de 3,9% respecto de enero, pero revela una contracción de 6,4% en comparación con igual mes de 2025. El detalle diario mostró un máximo de 124 millones de metros cúbicos el 18 de febrero, seguido de un descenso progresivo hasta los 100 millones al cierre del período. La dinámica se encuadra dentro de parámetros estacionales habituales, sin el impulso adicional que cabría esperar de una industria en franca reactivación.
En electricidad, la demanda media horaria entre el 9 y el 15 de febrero se ubicó en 17.631 megavatios. El registro exhibe una leve merma de 0,4% frente a enero y una caída interanual de 8,1%.
El pico máximo semanal —24.903 megavatios, alcanzado el 10 de febrero— no logró alterar una tendencia que, hacia el final del período, se inclinó a la baja.
La comparación negativa con 2025 refuerza la impresión de que los sectores productivos de mayor consumo energético aún no han consolidado un repunte sostenido. Así, el pulso energético de febrero se mueve con cautela: cifras que oscilan dentro de lo previsible, pero que todavía no traducen, en términos de demanda, una revitalización clara del entramado industrial.
Industria en retroceso
Mas allá del gran desempeño del sector energético, la actividad industrial comenzó el año con una señal ambigua. En enero registró una mejora mensual de 1,2% en términos desestacionalizados frente a diciembre, según el relevamiento de la consultora Orlando Ferreres & Asociados.
Sin embargo, el dato interanual expuso una realidad menos alentadora: la producción se contrajo 4,4% respecto del mismo mes del año anterior, confirmando que el sector continúa operando en niveles históricamente bajos y sin una recuperación consolidada. El desglose sectorial revela un mapa de retrocesos extendidos. Maquinaria y Equipo encabezó las caídas, con un desplome interanual de 23,9%. Dentro de ese segmento, el sector automotor fue el más afectado: la producción de vehículos se redujo 30,1% frente a enero del año pasado, reflejando el impacto combinado de la retracción del consumo y la debilidad de la demanda.
También el rubro de minerales no metálicos mostró una merma significativa, con una baja de 7,8% en el primer mes del año. En ese conjunto se destacó la caída de 5,6% en los despachos de cemento portland, un indicador estrechamente vinculado a la actividad de la construcción.
El sector de Alimentos, Bebidas y Tabaco, de fuerte peso en el entramado productivo, registró una contracción interanual de 2,9%. La faena bovina descendió 11,8%, mientras que la producción de aceites retrocedió 0,6% en comparación con igual período del año anterior. Por su parte, Metales Básicos anotó una baja de 1% interanual. Según el informe, la principal incidencia negativa provino de la producción de hierro primario, cuya caída arrastró al resto de las líneas del sector. En el caso del automotor —el segmento de mayor retroceso relativo— la consultora advirtió que las cifras de los primeros meses del año pueden presentar distorsiones estacionales. “Los datos de enero y febrero pueden verse afectados por los períodos de vacaciones y las paradas de planta, que en algunos años se concentran en enero y en otros en febrero, alterando la medición mensual cuando se observa de manera aislada”, señalaron los analistas.Con todo, las perspectivas inmediatas no lucen holgadas. Hacia adelante, se anticipa que durante la primera parte del año persistirán tensiones en la industria, principalmente asociadas a los menores niveles de consumo interno. No obstante, el informe incorpora un matiz de cautela optimista: un contexto macroeconómico más estable, acompañado por una eventual mejora en la confianza y en los ingresos familiares, podría sentar las bases para una reactivación gradual de la actividad industrial.
Los factores concretos que podrían catalizar esa mejora, sin embargo, permanecen abiertos a la evolución del escenario económico general.
El frente financiero
El mercado cambiario argentino continúa bajo fuerte presión en medio de un contexto de inflación elevada y escasez de divisas. A pesar de que el Banco Central ajustó su esquema de banda cambiaria para que el tipo de cambio se deprecie en línea con la inflación mensual, el peso sigue relativamente fuerte en términos reales y muchos analistas consideran que existe un atraso cambiario, con el tipo de cambio oficial ganando menos contra la inflación de lo necesario para recuperar competitividad exportadora y acumular reservas con soltura.
Ese ajuste tardío en el régimen de bandas surge en un contexto en que los mercados sitúan el riesgo país por encima de los 500 puntos básicos en febrero de 2026 —una recuperación respecto a picos anteriores del año pero aún en niveles que encarecen el financiamiento externo tradicional—, según datos de índices emergentes basados en las cotizaciones de los bonos argentinos frente a activos comparables.
En cuanto a las reservas internacionales, las cifras oficiales y estimaciones privadas coinciden en que el Banco Central bajo presión del FMI, ha podido recomponer parte de su stock, que supera los US$ 32.000 millones en términos brutos hacia finales de diciembre de 2025, dentro de un plan para fortalecer la posición externa con compras de dólares y operaciones con contrapartes internacionales.
Sin embargo, esa cifra bruta refleja activos disponibles en conjunto; las reservas líquidas de libre disponibilidad, descontando encajes, swaps y pasivos vinculados, son considerablemente menores, y según analistas de organismos internacionales corren el riesgo de erosionarse hacia niveles críticos sin nuevos ingresos de dólares frescos.
El atraso cambiario también tiene implicancias macroeconómicas: analistas de mercados sostienen que para recomponer reservas de manera creíble y ofrecer un ancla de confianza se requeriría un tipo de cambio real más depreciado —posiblemente hasta 10–15%— que el vigente, lo que evidencia la tensión entre la política monetaria y la acumulación de activos externos.
Este combo —tipo de cambio que sigue sin reflejar completamente la pérdida de poder adquisitivo del peso, riesgo país elevado y reservas de libre disponibilidad ajustadas— explica por qué Argentina continúa enfrentando costos de financiamiento altos y una estrategia económica centrada en equilibrar estabilidad, acumulación de divisas y reducción de vulnerabilidades externas en 2026.
Para los que peinamos canas, décadas atrás, un conflicto serio en Medio Oriente —o una amenaza real al paso por vías como el estrecho de Ormuz o el canal de Suez— hacía subir escandalosamente el precio del crudo. Años atrás, la mayor parte de la producción mundial cruzaba por esos estrechos con poco sustituto inmediato, y los mercados temían una contracción física de oferta: menos barriles disponibles elevan la escasez y por ende, el precio.
Esa relación tradicional entre riesgo político y precio se basaba en una combinación de alta dependencia de exportadores específicos y menor elasticidad de oferta y demanda. Hoy esa “sensibilidad” está mucho más atenuada porque el mercado global es más diversificado y flexible —con producción creciente fuera de Oriente Medio (especialmente en Estados Unidos que pasó al autoabastecimiento al igual que Brasil, Argentina y otros), mayores reservas estratégicas, inventarios elevados y corredores alternativos—.
Además, los mercados financieros incorporan primas de riesgo de forma más sofisticada y suelen reaccionar primero a hechos concretos (como una interrupción real del flujo) que a amenazas políticas o bombardeos aislados. Mientras el petróleo siga transitando y los suministros no se corten de forma prolongada, un ataque o conflicto puntual suele reflejarse en movimientos más moderados de precios, porque la oferta física no se ha visto realmente reducida.
Un mapa multipolar
Desde una perspectiva realista, el ascenso de China constituye el principal desafío geopolítico para EE.UU. Rusia actúa como potencia con capacidad disruptiva global, —ocupada con su guerra en Ucrania— e India emerge como polo autónomo en el Indo-Pacífico.
A esto se suma un mayor presencia china en África (infraestructura, minería, puertos, deuda), el retorno ruso a África vía seguridad, energía y cooperación militar a la que se suma la erosión relativa de la influencia europea. En el nuevo mundo multipolar, Estados Unidos enfrenta el desafío de mantener su primacía estratégica frente al ascenso de potencias como China , Rusia y la emergente India.
En este marco, Washington prioriza el Indo-Pacífico, pero al mismo tiempo necesita asegurar su retaguardia estratégica. Por eso se repliega sobre el hemisferio americano: cabe recordar que históricamente, EE.UU. consideró el hemisferio occidental como su espacio estratégico primario, plasmado en la Doctrina Monroe de 1823. Cuando enfrenta competencia sistémica, tiende a reforzar el control indirecto de su entorno inmediato.
Para los EE.UU. las claves son sostener la centralidad del dólar ante intentos de diversificación monetaria, preservar alianzas tradicionales (OTAN, Japón, Corea del Sur), evitar la sobreextensión militar en múltiples teatros simultáneos (Indo-Pacífico, Europa del Este, Medio Oriente), y al mismo tiempo lidiar con polarización interna, fatiga de intervenciones externas y presión fiscal por altos niveles de deuda. Todo ello en un sistema internacional más fragmentado, donde actores regionales medianos como Turquía, Brasil, Irán o Arabia Saudita) ejercen un mayor margen de maniobra y complejizan la capacidad de Washington para imponer reglas de manera unilateral.
Qué es el petrodólar y por qué importa
Desde la década del 70, la inmensa mayoría de los contratos de comercio internacional de petróleo se denomina en dólares estadounidenses lo que obliga a los países importadores a procurarse esa divisa para saldar sus transacciones energéticas.
Esta demanda estructural de dólares no solo consolida su condición de principal moneda de reserva global, sino que además otorga a Estados Unidos una ventaja financiera significativa, al facilitar el financiamiento de sus déficits y la emisión de deuda a costos relativamente más bajos. Esta estructura se llamó sistema del petrodólar y es vista por muchos analistas como una ventaja económica y una herramienta de proyección geopolítica para Estados Unidos.
El interés estratégico es mantener el comercio mundial de petróleo en dólares, preservando así la primacía de la divisa estadounidense en los mercados energéticos globales y las ventajas estructurales que ello conlleva, uno de los factores que explican las acciones de los EE.UU.
Más allá del discurso público que enfatiza la supuesta peligrosidad de los regímenes no alineados con Washington —por cuestiones de derechos humanos, enriquecimiento de uranio, financiamiento de grupos considerados terroristas u otras conductas reprochadas—, las acciones de Estados Unidos contra países petroleros como Venezuela e Irán responden a objetivos geopolíticos de mayor alcance; en ese contexto, las sanciones y posteriores ataques contra Irán, incluidas las medidas dirigidas a su sector energético, han sido justificados oficialmente por preocupaciones relativas a su programa nuclear, su apoyo a organizaciones catalogadas como terroristas, la situación de los derechos humanos y la estabilidad regional, fundamentos que se integran en una estrategia más amplia de proyección de poder e influencia en áreas energéticas y estratégicas clave.
No obstante, que Irán haya explorado mecanismos alternativos al dólar para cobrar por petróleo ha sido un punto de inflexión para los EE.UU., aunque no sea el único motivo de acciones militares.
Venezuela intentó vender petróleo en otras monedas diferentes del dólar (por ejemplo en yuanes) o crear mecanismos alternativos para el comercio energético, lo cual podría socavar el papel del dólar en el comercio petrolero global.
Si bien Washington quiere evitar que grandes cantidades de petróleo se vendan fuera del sistema dólar, es posible que intervenciones, sanciones o presiones militares y económicas persigan ese objetivo en parte.
Es preciso recordar también que hay un paralelo histórico entre la expropiación y nacionalización de las concesiones petroleras en Venezuela y en Irán —aunque las circunstancias políticas e internacionales de cada proceso fueron distintas— que respondieron al deseo de recuperar el control soberano sobre recursos que estaban dominados por empresas británicas y norteamericanas que explotaban el crudo desde principios del siglo XX.
En Irán, la nacionalización bajo Mohammed Mossadegh en 1951 buscó terminar con décadas de control británico y occidental sobre su petróleo. Ello condujo a un choque político interno y a un posterior golpe llevado adelante por el MI6 y la recién nacida CIA. Como corolario, los iraníes formaron la National Iranian Oil Company con control estatal pleno hacia la década de 1970.
En Venezuela, la nacionalización culminó oficialmente en 1976 con la creación de PDVSA, sustituyendo gradualmente a las multinacionales que hasta entonces operaban bajo concesiones y acuerdos de participación que privilegiaban a capitales extranjeros. En ambos casos, la industria petrolera pasó de concesiones dominadas externamente a propiedad y control estatal con el fin de capturar la renta diferencial de un recurso estratégico.
Saddam Hussein, en el marco del programa “Petróleo por Alimentos” de la United Nations, Irak firmó acuerdos preliminares con compañías europeas —entre ellas la francesa Total y la alemana Wintershall— para desarrollar grandes yacimientos como Majnoon y Nahr Umar una vez que se levantaran las sanciones internacionales. En el año 2000 Irak anunció que vendería su petróleo bajo el programa “Petróleo por Alimentos” en euros en lugar de dólares, y algunos observadores sostienen que el cambio del signo monetario fue la verdadera causa de la invasión.
Otros objetivos
El petrodólar no es la única explicación ni es reconocida oficialmente como causa principal de acciones militares o sanciones. Muchos expertos señalan que el asunto responde a una política compleja: motivos económicos y geopolíticos, cuestiones de seguridad regional y por supuesto, las rivalidades con China y Rusia.
El ataque a Irán no sólo tiene como objetivo frenar la salida de Irán de la zona dólar, sino que también busca —de mínima interrumpir— la iniciativa china del Cinturón y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI). Las razones dadas públicamente por Washington —como detener programas nucleares, amenazas a aliados regionales o presionar por cambios internos en Irán— no mencionan explícitamente a China como objetivo teleológico.
Lo que señalan los analistas y medios especializados norteamericanos es que la inestabilidad en Irán afecta directamente los proyectos e inversiones chinas, porque Irán es un nodo geopolítico y energético relevante para la BRI; la guerra complica la seguridad de infraestructura, rutas y energía vinculadas a China.
La respuesta oficial de China a los ataques norteamericanos a Irán, ha sido condenar los ataques y pedir el cese de hostilidades, evidenciando preocupación por la estabilidad regional y su impacto en sus intereses, pero sin entrar en conflicto militar con EEUU.
Paradojas energéticas
Si el Estrecho de Ormuz se cerrara de manera efectiva, el impacto relativo recaería con mayor severidad sobre China que sobre Estados Unidos. La economía china importa más del setenta por ciento del petróleo que consume, y una proporción sustancial de ese volumen procede del Golfo Pérsico —Arabia Saudita, Irán, Emiratos Árabes Unidos, Irak y Kuwait—, cuyo tránsito depende en gran medida de esa angosta vía marítima; en contraste, Estados Unidos, disfruta del autoabastecimiento y es uno de los mayores productores mundiales de hidrocarburos, por lo que presenta una baja exposición a esa ruta.
Para Pekín, la vulnerabilidad no es meramente coyuntural sino estructural: si antaño se hablaba del “dilema de Malaca” para describir su dependencia del Estrecho homónimo, Ormuz constituye un punto aún más sensible en términos energéticos. Un cierre provocaría un shock global de precios que afectaría a todos, pero generaría para Asia —y en particular para China— un problema físico de abastecimiento, presiones inflacionarias adicionales y riesgos concretos para su crecimiento industrial. En términos absolutos, el encarecimiento del crudo sería universal; en términos relativos, sin embargo, la economía china soportaría una carga mayor por su dependencia del petróleo importado del Golfo, mientras que Estados Unidos enfrentaría inflación energética, aunque no una crisis inmediata de suministro.
Con todo, el propio carácter extremo de esa medida explica su baja probabilidad: Irán exporta su petróleo a través del mismo estrecho y un cierre efectivo equivaldría a un acto de guerra abierta contra múltiples potencias, entre ellas China, su principal comprador, además de India, Japón y la Unión Europea. Se configura así una paradoja estratégica: Estados Unidos garantiza militarmente la seguridad del Golfo, China depende económicamente de esa estabilidad, e Irán, aun siendo socio energético de Pekín, podría perjudicarlo gravemente si optara por la escalada. Precisamente porque el costo sería devastador para todos los actores involucrados, el cierre de Ormuz solo parece concebible en un escenario de confrontación total en el que ya no quedará nada que preservar.
El conflicto puede tener efectos indirectos sobre la economía global, mercados energéticos y relaciones estratégicas, lo que a su vez puede repercutir en la capacidad de compañías e inversiones chinas en la región, pero esto es más una consecuencia de la guerra que una motivación declarada de Washington. la desestabilización de un socio importante de China puede tener repercusiones indirectas en sus proyectos de infraestructura e influencias regionales.
¿El dólar es el talón de Aquiles de los EE.UU.?
El dólar constituye todavía la piedra angular del poder económico de los EE.UU. Es, ante todo, la expresión monetaria de un sistema financiero vasto, cuyo corazón late en el mercado de bonos del Tesoro. Según los datos del Currency Composition of Official Foreign Exchange Reserves (COFER) del Fondo Monetario Internacional, en el tercer trimestre de 2025, el dólar representa alrededor del 56,9 % de las reservas globales declaradas.
Esa fortaleza, sin embargo, no es invulnerable. El llamado “privilegio exorbitante” —la posibilidad de financiar déficits fiscales y externos en la propia moneda— tiene su contracara. Mientras el resto del mundo desee acumular dólares, los desequilibrios gemelos pueden sostenerse; si la confianza se erosionara, el costo de financiamiento aumentaría con rapidez.
Los EE.UU. utilizan cada vez más al sistema financiero como instrumento de política exterior: sanciones, restricciones y control de flujos financiero, lo que incentivan a algunos Estados a diversificar riesgos. No implica un abandono súbito del dólar, pero sí una reducción gradual de exposición allí donde resulte posible. Suele plantearse si China podría abandonar el dólar y precipitar un colapso estadounidense. La hipótesis, aunque sugestiva, no parece que se realice en el corto plazo. China puede —y de hecho lo hace— ampliar el uso del Yuan en determinados corredores comerciales y acuerdos bilaterales. Pero “abandonar” el dólar de manera abrupta no parece ser una opción sin altos costos.
Para movilizar billones de dólares se requieren activos sustitutos comparables en liquidez, profundidad y seguridad. Hoy no existe un reemplazo único de tales características. El Yuan, aunque en ascenso, representaba apenas alrededor del 1,93 % de las reservas globales en el tercer trimestre de 2025, según el mismo COFER. En el sistema de pagos internacionales medido por SWIFT, su participación oscila en 2025 entre el 2,7 % y el 3,2 % en distintos meses. Se trata de avances significativos en términos políticos, pero todavía modestos en términos sistémicos.
Una liquidación masiva de bonos del Tesoro por parte de China tampoco sería un arma sin retroceso. El resultado más probable no sólo produciría el derrumbe del dólar por decisión china, sino una diversificación progresiva: mayor uso del Yuan y de otras monedas locales en ciertos circuitos, junto con una recomposición marginal de reservas en un mundo más diversificado.
¿Y la moneda de los Brics?
La idea de una moneda común capaz de desafiar seriamente al dólar en el corto o mediano plazo parece, por ahora, improbable. Lo que sí resulta verosímil —y ya forma parte de su agenda— es la expansión de liquidaciones en monedas locales, el fortalecimiento de infraestructuras de pagos y corresponsalías entre miembros, y el desarrollo de mecanismos transfronterizos menos dependientes del circuito dólar. La creación de una moneda común, en cambio, exigiría condiciones institucionales de gran envergadura: una política monetaria creíble y compartida, coordinación fiscal sostenida, integración financiera profunda y disciplina macroeconómica convergente. Tales prerrequisitos, que en Europa demandaron décadas de construcción política antes de dar lugar al euro, hoy no existen en el seno de los BRICS.
En la apertura de sesiones parlamentarias 2026, el presidente Javier Milei intentó demonizar la industria nacional y la obra pública comparando el costo de los tubos del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) (según él, U$S 4.000/tn en 2022) con los U$S 1.400/tn de un proyecto privado actual, pero la comparación es técnicamente incorrecta.
Desde la Fundación Encuentro advirtieron que la narrativa que intenta imponer el gobierno es metodológicamente inválida y políticamente contradictoria. Basándose en el informe “La Falacia del Enfrentamiento”, se señalan los puntos críticos que el discurso oficial omite:
Costo real del GPNK menor: rondó los u$s 3.000/tn (no 4.000). → Hay una sobreestimación del 33 % en el dato oficial.
Comparación fuera de contexto: → El GPNK se licitó en 2022 (pico global de precios por guerra en Ucrania). → El acero bajó 35 % entre 2022 y 2025. → No ajustar por esto es un error técnico o una manipulación.
Diferencias impositivas clave: → Proyecto privado (Southern Energy) tiene beneficios del RIGI (exenciones por 30 años). → El GPNK pagó todos los impuestos. → Comparar ambos costos sin esto es metodológicamente inválido.
Logística y plazos no equivalentes: → GPNK: entrega en obra + ejecución en 10 meses. → Proyecto privado: condiciones no especificadas + plazo hasta 2028. → La logística puede explicar entre 15% y 25% del costo.
Al normalizar variables, la brecha real cae fuerte: → Diferencia final: ~U$S 230/tn (≈14%). → Esa diferencia residual podría explicarse por condiciones de entrega que no están especificadas, economías de escala u eficiencias operativas y no por “corrupción” o “ineficiencia pública” per se.
El Gobierno critica la obra pública pero celebra el superávit energético que existe gracias al GPNK.
Impacto del gasoducto: → Ahorro en importaciones (2023–2024): U$S 3.600 millones → Superávit energético 2024: U$S 5.668 millones (máximo en 18 años) → Importaciones energéticas: – 49,4 % interanual → Ahorro proyectado 2023–2026: U$S 24.000 millones
El GPNK se pagó solo en menos de un año. Celebrar energía barata sin reconocer la infraestructura que la hace posible es una contradicción. La discusión relevante es: → ¿Qué hizo el Gobierno con el superávit energético? → ¿Se reinvirtió? ¿Se usó para deuda o reservas?
Desde Fundación Encuentro (en la órbita del Frente Renovador) instaron a auditar costos y discutir compras públicas desde la honestidad metodológica. Afirman que “los datos no hablan por sí solos: requieren contexto, ajustes y rigor intelectual para evitar conclusiones espurias”.
La Secretaría de Energía de la Nación realizó, a través de la resolución 50/2026, una convocatoria abierta nacional e internacional para incorporar centrales nuevas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires (sin AMBA) con el objetivo de fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones del servicio, especialmente durante picos de demanda.
En esta etapa, el proyecto se denomina ALMA-SADI, y se establece una potencia objetivo referencial de 700 MW con una inversión estimada en 700 millones de dólares. La convocatoria se instrumentará a través de CAMMESA, que será responsable del procedimiento, y la iniciativa está orientada a sumar respaldo al sistema y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia, aportando mayor seguridad operativa.
Los proyectos deberán contar con la conformidad del titular de la red de Transporte por Distribución Troncal y/o del Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) a la cual se conecte el proyecto.
Las ofertas que resulten adjudicadas serán objeto de Acuerdos de Almacenamiento en las que el Agente del MEM identificado en la respectiva oferta será la Parte Vendedora, y CAMMESA será la Parte Compradora en su carácter de Organismo Encargado del Despacho (OED).
El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio, se destacó.
En los considerandos de la R-50/2026 se hace hincapié en que “la tecnología a emplear para el almacenamiento de energía permite no solo el diferimiento en el tiempo de obras de ampliación del sistema de transporte para evitar saturaciones por superar límites de carga, sino que además permite una escalabilidad en el tiempo de su capacidad y por lo tanto una incidencia directa en las inversiones para acompañar el crecimiento real de la demanda eléctrica y las solicitaciones asociadas al equipamiento de transporte preexistente”.
La medida se apoya en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina.
En ese proceso, el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40 % el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a U$S 540 millones. El alto interés del sector privado se reflejó en la participación de 15 empresas, con 27 proyectos presentados por 1.347 MW. Se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha.
Milicic consolida su proyección internacional en PDAC y avanza con un proyecto clave en la minería peruana. La empresa participará en PDAC 2026 en Toronto como aliada de la Cámara de Comercio Canadá Perú, mientras ejecuta su primer gran proyecto de infraestructura minera en Perú, reforzando su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector.
Del 2 al 5 de marzo en Toronto, Milicic estará en el PDAC 2025 como empresa aliada a la Cámara de Comercio Canadá Perú, ampliando así su presencia internacional y reforzando su compromiso con la minería.
El PDAC, considerado el principal evento de exploración minera del mundo, ofrece una plataforma clave para el intercambio de conocimientos y la generación de nuevas oportunidades comerciales. En esta nueva edición, Milicic continuará estrechando relaciones con los líderes de la industria minera y avanzando en proyectos de innovación en el sector.
El desembarco de Milicic en la minería peruana
Milicic inició la ejecución de las obras civiles para la implementación del sistema de chancado de Pebbles en la planta de procesos de la Unidad Miner Constancia, operada por Hudbay Perú S.A.C.
La planta de procesos fue diseñada para concentrar cobre y molibdeno mediante etapas de chancado primario, molienda en molinos SAG y de bolas, clasificación en hidrociclones, flotación, remolienda, espesamiento, filtración y disposición de relaves. En este marco, el proyecto contempla la incorporación del sistema de manejo de Pebbles, originalmente previsto en la ingeniería, con el objetivo de optimizar la operación del circuito de conminución.
“Para Milicic Perú, este proyecto representa el primer gran desafío de construcción en infraestructura minera confiado por nuestro cliente Hudbay, un referente de la minería a nivel mundial con foco en generar valor sustentable a través de relaciones comunitarias, exploración responsable, desarrollo de minas y operaciones eficientes, priorizando en todo momento la seguridad de sus colaboradores y el cuidado del medio ambiente”, sostiene Omar Bayona, Residente de Proyecto.
Alcance del proyecto
El alcance contempla la ejecución de plateas de cimentación, zapatas aisladas, losas y pedestales de concreto armado, con un volumen aproximado de 1.650 m3 de concreto y 185 toneladas de acero. Estas estructuras serán fundamentales para la instalación del sistema de manejo de Pebbles en la Planta Concentradora de la Unidad Minera Constancia.
Ejecución en entorno altoandino
Para el desarrollo del proyecto, Milicic Perú llevará adelante tareas de replanteo, levantamiento de información en campo, excavaciones, rellenos y construcción de estructuras de concreto simple y armado, además de instalaciones provisionales e ingeniería de soporte para la construcción.
“Asumimos este desafío con el compromiso de cumplir con los altos estándares que Hudbay mantiene en sus operaciones, reflejados en su sistema de gestión integrado y alineados con los de Milicic. Aportamos nuestra experiencia y mejores prácticas en seguridad, salud ocupacional, medio ambiente, calidad, construcción y logística para gestionar de manera eficiente los desafíos propios de las zonas altoandinas del Perú, donde se concentra gran parte de los proyectos de infraestructura minera del país”, afirma Juan Pablo Menin, Gerentede Operaciones. Este nuevo desafío en la región Cusco reafirma el compromiso de Milicic Perú con el desarrollo de infraestructura minera de alta complejidad en el país, aportando eficiencia operativa, seguridad y una mirada sostenible para sus clientes y las comunidades donde opera.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa de construcciones y servicios con 52 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.
Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía (de mayoría accionaria estatal) proyecta invertir aproximadamente 6.000 millones de dólares durante este año con el objetivo de posicionarse como un operador shale de clase mundial.
Durante la presentación de los resultados 2025 ante inversores y analistas, Marín señaló que el 70 % de dicha inversión estará destinado a Vaca Muerta con un objetivo de producción diaria de 215.000 barriles, lo que implicará un crecimiento del 120 % respecto a diciembre 2023, cuando asumió la actual gestión.
Además, Marín estimó que la compañía podría alcanzar un EBITDA de 6.000 millones de dólares en un escenario de precios de crudo cercanos a los 60 dólares promedio, un 50 % más que en 2023.
En el marco del Plan 4×4, el presidente adelantó algunas definiciones sobre los principales proyectos estratégicos de la compañía que le permitirán generar exportaciones por más de 30.000 millones de dólares y más de 40.000 nuevos puestos de trabajo, se indicó.
Tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante con Eni y XRG, el proyecto Argentina LNG buscará este año cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones para la construcción de las primeras líneas de transporte. El proyecto implica una inversión en infraestructura de 20 mil millones de dólares a lo que se suma 10 mil millones de dólares en el desarrollo de los Bloques de gas en Vaca Muerta. En esa nueva sociedad, YPF tendrá una participación del 35 por ciento.
En paralelo, avanza el proyecto que lidera Southern Energy, del cual YPF forma parte, con la construcción del gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.
Asimismo, con la puesta en funcionamiento del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la industria dará una un salto cuantitativo en sus exportaciones de crudo. A un precio promedio de 65 dólares el barril, el proyecto podría generar 13.000 millones de dólares adicionales de exportaciones por año, con una capacidad de transporte de 550.000 barriles día para 2027. La obra registra un 54 % de avance.
En Downstream, se espera finalizas las obras NEC en la Refinería Luján de Cuyo y seguir trabajando en la optimización de las Refinerías que en 2025 registraron niveles récord de procesamiento de crudo. A su vez, la compañía avanza en la transformación de su red de estaciones de servicio, con un rediseño integral.
Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador V 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.
El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el Diputado Nacional y Secretario General del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.
El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.
En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.
Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.
PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.
Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.
Sobre PECOM
Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es una empresa multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, y a la provisión de servicios y soluciones integradas, ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería. Con más de 5.000 empleados, opera en todo el país y cuenta con presencia regional a través de subsidiarias en Brasil y Colombia.
Los entes nacionales reguladores de la Electricidad y del Gas oficializaron, a través de sendas series de resoluciones, los ajustes en las tarifas de estos dos servicios a partir del 1 de marzo.
El ENRE publicó las resoluciones 108 a 127/2026 que definen para las compañías transportistas y para las distribuidoras la aplicación de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en cuotas mensuales y consecutivas hasta noviembre de 2027. También, una indexación mensual (por cinco años) en base a un índice combinado del IPIM y del INDEC del mes inmediato anterior. Estos conceptos suman en marzo 2,43 por ciento con respecto de los vigentes en febrero.
Asimismo, se consideraron nuevos precios de referencia de potencia (POTREF), y nuevos Precios Estacionales de la Energía (PEE). Para las tansportadoras rige una actualización de los Valores Horarios para el equipamiento regulado (por conexión, capacidad de transporte y por operación y mantenimiento).
Las resoluciones comprenden a las empresas Transba, Transnoa, Transnea, Transcomahue, Transpa, EPEN, Distrocuyo, DPEC, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Transacue, e Interandes.
También a las distribuidoras Edesur y Edenor (AMBA), para las cuales se fijaron para marzo nuevos montos en concepto de Valor Agregado de Distribución (VAD): $ 54.813 (Edesur) y $ 59.527 (Edenor).
Por su parte, el ENARGAS oficializó las resoluciones 76 a 94/2026 por las que emitir nuevos cuadros tarifarios a aplicar por las Licenciatarias, los cuales contemplarán los nuevos precios de gas en PIST (incluyendo el PAU), un nuevo escalón mensual de la RQT (son 31 cuotas), y la actualización tarifaria mensual.
A modo de ejemplo cabe referir que en una factura de usuario residencial categoría R2-3 el Cargo Fijo para el mes de marzo es de $ 16.966,76 en Capital Federal, y de $ 15.209,68 si se domicilia en Buenos Aires. El Cargo por metro cúbico de consumo pasó a ser de $ 273, 09 en ambos casos. Sin Subsidios Energéticos Focalizados y sin considerar impuestos.
Comparada con un consumo similar del mes anterior la nueva factura implica un aumento promedio de 1,92 por ciento, se indicó.
Las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios comprenden a las empresas TGN, TGS, Gasoducto Norandino, Gas Link, Enel Generación Chile, GasAndes, Refinería del Norte, Transportadora de Gas Mercosur, Energía Argentina S.A., Compañía Entrerriana de Gas, MetroGAS, Camuzzi Gas del Sur, Canuzzi Gas Pampeana, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Litoral Gas, y GasNea.
Subsidios focalizados
Cabe referir que el Decreto 943/2025 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y, a tal fin, creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “que incluye al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, para asegurar que los usuarios residenciales vulnerables accedan al consumo energético indispensable”, señalan las resoluciones del rubro.
Para ello, a través del Decreto 943 se establecieron los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica sobre los cuales se aplica el subsidio: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh) para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año, y b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh) para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año. Lo que exceda estos bloques se factura con tarifa plena.
El decreto referido determina además las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF.
A su vez, el mismos decreto dispone que durante el año 2026 se aplicará, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 por ciento y que la bonificación extraordinaria se adicionará a la bonificación general establecida “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”.
Por otra parte, para las dos distribuidoras de electricidad del AMBA también se aprobaron las tarifas que deberán aplicar a partir del 1 de marzo para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona el Ministerio de Turismo y Deportes, y Entidades de Bien Público. Asimismo, se aprobaron nuevas tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores.
Precio Anual Uniforme
Mediante la Resolución 23/2026 la Secretaría de Energía estableció el Precio Anual Uniforme (PAU), a ser trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco Plan Gas.Ar. Dicho precio (dolarizado) podría ser diferente del precio del gas en el PIST.
El PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios oficializados por el ENARGAS.
Por el Decreto 943/25 se resolvió unificar los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, y crear el régimen de subsidios focalizados (SEF) que incluiye al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
Por el Decreto 943/25 se resolvió mantener los bloques de consumo base de gas natural fijados en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, los que se extenderían, además, a los usuarios de gas propano indiluído por redes.
Por el mismo Decreto se dispuso también que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar según lo determine la Autoridad de Aplicación (Precio Anual Uniforme).
Está por verse el alcance de la cobertura de subsidios tarifarios en términos de cantidad de usuarios, considerando la política de reducción de tales subsidios que se planteó el gobierno.
En los cuadros tarifarios de cada Licenciataria aprobados por el Ente se incorporó un cuadro con el PAU, expresado en Pesos por metro cúbico ($/m3), correspondiente a cada subzona tarifaria, a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio (Distribuidoras y Subdistribuidoras) reflejen el PAU y sobre este último apliquen las bonificaciones establecidas en el SEF.
Desde la Secretaría de Energía refirieron aumentos de tarifa de energía eléctrica para el AMBA en marzo, “según datos de las empresas distribuidoras”: 2 de cada 3 usuarios de AMBA (63 %) registrarán una baja en su factura de marzo. Las bajas se ubican en un rango de $ 1.000 a $ 25.000, dependiendo del nivel de consumo y la tarifa vigente. Para el 37 % restante, las subas son acotadas, en un rango de $ 400 a $ 5.500. Esto se debe a que marzo es un mes templado y el consumo se reduce. Por eso el tope subsidiable será 150 kwh al mes (la mitad que en meses de verano), tal como estableció el nuevo esquema de subsidios SEF. Por su parte, el aumento promedio de la tarifa de gas natural a nivel nacional será de 0.96 % debido al PAU fijo anual y el bajo consumo estacional, se indicó.
YPF presentó los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 (de reestructuración productiva con foco en el No Convencional) con un EBITDA ajustado (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.
El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales, remarcó la Compañía.
Las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025, de los cuales el 72 % se destinó a la producción de petróleo y gas en áreas con recursos No Convencionales, principalmente en la formación geológica Vaca Muerta.
La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios, con un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43 % superior a la producción del mismo mes de 2024, superando el objetivo previsto por la conducción de la compañía.
En un comunicado la empresa de mayoría accionaria estatal describió que “en la actualidad, el shale oil representa el 70 % del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de YPF de los campos maduros”.
“En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir en 44 % el costo unitario de extracción en el cuarto trimestre de 2025 comparado con el mismo período del año anterior”, se destacó.
Asimismo se detalló que “las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, con un crecimiento del 32 % interanual”.”Hoy representan el 88 % del total de reservas de la compañía.
La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.
En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles YPF crecieron 3 % respecto al año anterior, y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes, se indicó.
“La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones”, se destacó.
YPF profundizó su estrategia de manejo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos -como la subsidiaria Profertil- y el yacimiento convencional Manantiales Behr -por una suma total de más de 1.000 millones de dólares.
Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50 % adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
En relación con el proyecto Argentina LNG (de producción de gas natural licuado con objetivo principal de exportación) , en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.
En tanto, en noviembre 2025 YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.
En el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar su plan de inversiones en Vaca Muerta, se destacó.
YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable que marca un nuevo hito para la compañía. Ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, cuenta con 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones de dólares.
Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y una altura total cercana a los 200 metros. Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28 MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los 5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado a Término.
El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.
“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano.
José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda expresó que “La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad”.
“Este desarrollo refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, agregó Maestri.
Con esta inauguración, YPF Luz alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, y un proyecto de almacenamiento de baterías en Gran Buenos Aires, se describió.
Parque Eólico CASA
Genera 63 MW de potencia de fuente renovable.
Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos.
Generación de empleo local directo en pico de obra: 150 personas contratadas, impulsando así la economía local, y contratación de 50 empresas locales: metalúrgica, traslados, hotelería, corralón, alimentos.
Características de cada aerogenerador
Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una. Tecnología Nordex Delta 4000.
Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, de la misma compañía. YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) opera desde 2013. Su objetivo es generar energía rentable, eficiente y sostenible, optimizando los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzará durante 2026 los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Cementos Avellaneda S.A. es una empresa constituida en Argentina en el año 1919, dedicada a la fabricación y comercialización de materiales para la construcción (cementos, cales, hormigones, pegamentos, morteros, pastinas y áridos).
La compañía ofrece productos de alta calidad, y alcanzó estándares de excelencia como resultado de la importante inversión en el desarrollo tecnológico que mejoran los procesos productivos al utilizar más eficientemente la energía, sustituir gradualmente los combustibles no renovables por alternativos y remediar sus canteras, realizando procesos de retrollenado y remediación de paisajes.
El presidente de YPF, Horacio Marín, recorrió junto al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, la Terminal de Punta Colorada, donde avanza la construcción de la playa de tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una infraestructura estratégica que permitirá el almacenamiento y la exportación de crudo desde la costa atlántica rionegrina.
La Terminal Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte de los 437 kilómetros del VMOS, que conectará Vaca Muerta con una instalación diseñada para operar buques VLCC, que por primera vez llegarán al país.
De la visita participaron además el vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis, el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, el CEO del consorcio VMOS, Gustavo Chaab, la intendenta de Sierra Grande, Roxana Fernández y autoridades de las empresas socias.
Durante la recorrida, Marín repasó el progreso del montaje de dos de los seis tanques de almacenamiento que conformarán el corazón operativo de la Terminal y afirmó “este es un paso decisivo para la nueva etapa exportadora que se abre en el país. El VMOS posicionará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de shale en el mercado internacional”.
Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck destacó que “esto es fruto de decisiones firmes, de estabilidad fiscal y de reglas claras. Defendimos el derecho de la provincia a exportar desde su golfo y generamos las condiciones para que YPF y sus socios inviertan con previsibilidad. Cuando hay conducción y rumbo, las inversiones llegan y se transforman en oportunidades reales para los rionegrinos”.
Las obras avanzan según el cronograma establecido, con progresos visibles tanto en las tareas de soldadura como en el armado de los techos geodésicos de aluminio, que son estructuras claves que garantizan resistencia en un entorno costero y eleva los estándares de seguridad operativa.
La construcción de cada tanque implica un proceso de alta complejidad. Cada unidad se compone de 198 placas de pared y 281 placas de piso, se utilizan alrededor de 1.500 toneladas de acero y se ejecutan más de un millón de pulgadas de soldadura. El montaje del techo, a su vez, requiere la colocación de cerca de 30.000 bulones.
Estas tareas permiten dar forma a estructuras de gran escala. Con 82 metros de diámetro, 35 metros de altura total y una capacidad de 120.000 metros cúbicos, equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos. Cada tanque se posiciona entre las obras industriales más relevantes del país y de clase mundial.
Dividido en dos tramos, el oleoducto conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro y la terminal de exportación. Prevé una puesta en marcha temprana para 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. En etapas siguientes, se transportarán hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar a 700 mil.
Según Reuters, Arabia Saudita incrementaría su producción y exportación de crudo como contingencia en caso de que las rutas de suministro en Medio Oriente se vean interrumpidas por un conflicto entre Estados Unidos e Irán.
El presidente estadounidense afirmó que está considerando realizar operaciones en territorio iraní con el fin de reducir el programa nuclear de Teherán.
El junio pasado, el gobierno de Arabia Saudita levantó las exportaciones de crudo alrededor de 0.5 millones de bpd, en concordancia con las operaciones realizadas bajo orden de Donald Trump.
Aparentemente, el gobierno saudí planea tomar acciones similares a las del año 2025, aunque en caso de que las contingencias no sean necesarias, seguirá con la ruta anunciada en el informe de OPEP+ del año pasado, reduciendo la producción para mantenerse alineado con el resto de países que conforman dicha organización.
Irán, por su parte, confirmó tomar acciones militares en caso de ser atacado.
Por el momento, el Gobierno saudí no ha realizado declaraciones oficiales. Cabe destacar que el reino saudí es el productor más importante de la OPEP y en el pasado ya ha aumentado (y reducido, dependiendo de la necesidad) su producción en situaciones similares a las actuales.
El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en 2025 un retroceso de 0.8% respecto a 2024 encadenando tres años de caída. Así, la producción industrial de 2025 resultó un 12.9% inferior a la de 2011 cuando se tuvo el mayor registro de actividad de acuerdo al IPI de FIEL.
La industria en el último mes del año registró una caída de 4.2% en la comparación con diciembre de 2024. En el mes destacó la contracción interanual de la producción automotriz ‐que alcanzó 30.9% con un retroceso cercano al 60% en la fabricación de automóviles‐, junto con una nueva merma de los químicos y plásticos, rama al interior de la cual la producción de neumáticos acumulaba más de dos años de caída. En el otro extremo, la actividad de las industrias metálicas básicas ‐con avance en acero crudo y productos laminados‐, y la producción de minerales no metálicos tuvieron los mayores avances. En el cuarto trimestre de 2025 la industria tuvo una contracción (5.2%), acumulando dos trimestres en retroceso en la comparación con el mismo período del año anterior, mientras que en la medición desestacionalizada, con una caída del 1.2% respecto al tercer trimestre, se encadenan cuatro trimestres de recorte de la actividad.
Hasta el primer semestre, la actividad industrial llegó a acumular una mejora del 2.6% en la comparación interanual, en parte por un efecto de base en el año anterior ‐el cambio de régimen puesto en marcha a fines de 2023 impactó la actividad industrial en el primer semestre de 2024 cuando ésta llegó a acumular un retroceso de 11.8%‐ que permitió un rebote de la producción en los primeros seis meses de 2025. Así, hasta junio, varios sectores mostraban una recuperación en la comparación con el año anterior, con ramas como la de minerales no metálicos o la automotriz que llegaron a acumular mejoras del orden del 15%.
En el segundo semestre, con una base de comparación más desafiante, se sumaron turbulencias cambiarias y financieras junto con una mayor incertidumbre pre electoral, lo que derivó en un debilitamiento de la actividad. Desde julio, tuvieron fuertes retrocesos la producción de textiles, químicos y plásticos, en la metalmecánica y en la industria automotriz, en la que se combinó el cese de producción de modelos y la adecuación de líneas de producción con la caída de exportaciones, especialmente con destino a Brasil. A diciembre se encadenaban seis meses de contracción de la producción industrial de acuerdo al IPI de FIEL en la comparación con el año anterior.
En cuanto al desempeño de las ramas industriales en el año y en la comparación con 2024, de las diez que reporta FIEL, cuatro mostraron una mejora, otra igualó el nivel de producción de un año atrás, mientras que las restantes tuvieron una contracción más profunda que el promedio.
La mayor contracción acumulada en el año la registró la producción de químicos y plásticos (‐9.9%), seguida de la producción de papel y celulosa (‐3.6%), de la de automotores (‐3.3%), de despachos de cigarrillos (‐2.9%) y de la metalmecánica (‐2.7%). La producción de insumos textiles igualó (+0.2%) el nivel de actividad de 2024, mientras que las restantes ramas mostraron un avance comenzando por la producción de alimentos y bebidas que acumuló un crecimiento de 3%, seguida de la refinación de petróleo y de la producción de las industrias metálicas básicas que creció 3.2%, y de la de minerales no metálicos que se incrementó 6.5%, en cada caso en la comparación interanual. De lo anterior, destaca el avance por quinto año de la refinación de petróleo y por segundo de la producción de alimentos y bebidas, mientras que en el otro extremo resalta la caída por cuarto año de la producción de químicos y plásticos, por tercero en la metalmecánica y por segundo en la producción automotriz (véase Gráfico Nº 2).
En lo que respecta a la producción industrial por tipo de bien, en 2025 la actividad estuvo liderada por la de bienes de capital que acumularon una mejora de 4.3% en la comparación con 2024 a partir del aporte de la producción de material de transporte pesado y a pesar del deterioro en los últimos meses de la producción de maquinaria agrícola y el menor ritmo de crecimiento de la producción de utilitarios. Los bienes de consumo no durable alcanzaron un crecimiento de 2.3%, con un mayor aporte de la producción de alimentos, mientras que los despachos de cigarrillos cerraron el año con caída. La producción de bienes de uso intermedio retrocedió en 2025 2.1%, encadenando cuatro años de contracción, con mejoras en refinación de petróleo, producción de acero y de minerales no metálicos que no alcanzaron a compensar la caída de químicos y plásticos y de papel y celulosa. Finalmente, con un recorte de 6.1% en el año, los bienes de consumo durable cierran el ranking afectados por el retroceso en la producción de automóviles y durables para el hogar, encadenando tres años de caída tras el rebote que siguió a la pandemia (véase Gráfico Nº 3).
La industria en enero 2026
En enero de 2026, de acuerdo a información preliminar la producción industrial registró un retroceso interanual de 3.6%, encadenando siete meses de caída en la comparación con el año anterior. En el mes volvió a mostrar una profunda contracción la industria automotriz ‐actividad que enfrenta un escenario desafiante‐, al tiempo que la producción de alimentos y bebidas continúa exhibiendo mejoras en la comparación interanual, del mismo modo que lo hace la refinación de petróleo. Adicionalmente, en enero se moderó la caída de la producción de químicos y plásticos, aunque desde el mes próximo se anticipa el impacto en el nivel de actividad del cierre de una de las principales fábricas de neumáticos. Así mismo, la producción automotriz se verá afectada por la realización de nuevas paradas en terminales durante la segunda quincena de febrero.
Con todo, en el primer mes del año el mayor crecimiento en la comparación interanual lo registró la producción de alimentos y bebidas con un avance de 4.7%, seguida de la refinación de petróleo que se elevó 1.6%. Las restantes ramas industriales relevadas por FIEL mostraron una caída de la producción en la comparación con enero del año pasado. Tuvieron un recorte de la actividad menos profundo que el promedio, los despachos de cigarrillos que se contrajeron 0.6%, seguidos de la producción de minerales no metálicos que retrocedieron 2.9% y de los insumos textiles que cayeron 3.0%, en cada caso en la comparación interanual. Con una caída de la actividad más profunda que el promedio se ubican las industrias metálicas básicas cuya producción registró una merma de 4%, seguidas de la producción de químicos y plásticos (‐5.2%), la de papel y celulosa (‐7.1%), la de la metalmecánica (‐12%) y de la industria automotriz (‐30.3%), en cada caso en la comparación con el mismo mes de 2025.
Al observar la actividad industrial desde la perspectiva de los tipos de bienes producidos se tiene que en el primer mes del año el aporte de los alimentos determina una mejora interanual del 4% en la producción de bienes de consumo no durable en comparación con enero de 2025. Por su parte, la mejora en el proceso de petróleo no compensa el retroceso registrado en minerales no metálicos, textiles, químicos y plásticos o papel y celulosa, determinando una caída de 3.5% en el mes en la producción de bienes de uso intermedio. En el caso de la producción de bienes de capital, esta se contrajo 15.5%, mientras que la de bienes de consumo durable lo hizo 21.3%, en ambos casos en la comparación con el mismo mes de 2025.
En términos desestacionalizados la actividad industrial registró en enero una mejora mensual del 2.1%, colocando el nivel de producción 3.7% por debajo del observado en febrero de 2025. En relación a lo anterior, merece mencionarse que, entre septiembre y noviembre pasados, la serie ajustada se coloca en mínimos, señalando potenciales puntos de giro para la fase contractiva de la industria iniciada en febrero de 2025. Al respecto, las señales que permiten anticipar una reversión de la fase cíclica de la industria son consistentes con una moderación en el ritmo de caída, aunque la difusión sectorial del retroceso de la producción se muestra elevada afectando al 65% de las actividades industriales en el trimestre noviembre enero. En los meses por venir se requiere la emergencia y consolidación de actividades que lideren la recuperación, para dar por finalizada la fase recesiva de la industria que inició en febrero de 2025.
El precio del petróleo marco un retroceso este miércoles (25/2) después que se conociera un aumento de las reservas de Estados Unidos del orden de los 16 millones de barriles en una sola semana.
El Brent cedió 12 centavos y cerró en 70,65 dólares por barril. El WTI bajó 26 centavos, hasta 65,37 dólares. La corrección fue acotada, pero marcó un quiebre respecto de las últimas ruedas, cuando ambos contratos habían alcanzado máximos desde fines de julio y comienzos de agosto.
El informe de la Administración de Información Energética (EIA en inglés) cambió el eje de la jornada. Los analistas consultados previamente esperaban una suba de 1,5 millones de barriles. El dato final fue más de diez veces superior. La acumulación coincidió con una menor tasa de utilización de refinerías y con mayores importaciones.
También llamó la atención el “ajuste” del balance semanal, que llegó a 2,7 millones de barriles diarios. Ese ítem refleja diferencias estadísticas entre oferta y demanda y suele introducir cautela en la lectura del número principal.
En otro contexto, un aumento de esta magnitud habría provocado una caída más pronunciada. Esta vez, el retroceso fue contenido por el frente geopolítico. Washington desplegó fuerzas en Medio Oriente para presionar a Irán en torno a su programa nuclear y de misiles. Un conflicto abierto podría afectar exportaciones desde Irán, el tercer productor dentro de la OPEP, y tensionar el flujo regional.
El presidente Donald Trump afirmó en su discurso ante el Congreso que no permitirá que Irán obtenga un arma nuclear. En paralelo, funcionarios estadounidenses tienen previsto reunirse en Ginebra con representantes iraníes para una nueva ronda de conversaciones. El canciller Abbas Araqchi señaló que un entendimiento es posible si se prioriza la vía diplomática.
Mientras tanto, la OPEP+ se prepara para definir su hoja de ruta. Fuentes con conocimiento de las discusiones indicaron que el grupo evalúa sumar 137.000 barriles diarios desde abril, tras una pausa de tres meses en los aumentos. Ocho productores clave se reunirán el 1 de marzo para tomar una decisión.
Arabia Saudita activó además un plan para incrementar producción y exportaciones en caso de que un eventual ataque contra Irán altere los flujos. El objetivo sería evitar un desbalance abrupto en el mercado en la antesala del pico de demanda estival del hemisferio norte.
A este cuadro se agrega la incertidumbre comercial. Estados Unidos puso en marcha un arancel global temporal de 10%, con la posibilidad de elevarlo al 15% para algunos países. El alcance concreto de la medida todavía no fue detallado.
Con este escenario, el mercado quedó atrapado entre un dato físico que muestra acumulación de crudo en Estados Unidos y un entorno político que mantiene latente el riesgo sobre la oferta. En el corto plazo, las reservas marcaron la dirección. Las próximas negociaciones con Irán y la decisión de la OPEP+ definirán si esa tendencia se consolida o se revierte.
La corporación de origen estadounidense Newmont anunció al gobierno de Santa Cruz una inversión progresiva de hasta 800 millones de dólares para reanudar y ampliar Cerro Negro Expansión 1 (CNE1) en la mina de oro y plata Cerro Negro, una iniciativa que extenderá la vida útil de la operación más allá del año 2035 “y reforzará el desarrollo productivo y económico de la provincia”, se indicó.
Esta iniciativa representa una inversión total de aproximadamente U$S 800 millones durante los próximos seis años, activando más de 30 obras en superficie y en interior de mina, con un efecto multiplicador sobre la economía local.
El gobernador Claudio Vidal sostuvo que “es un día muy importante para Santa Cruz. En un contexto económico complejo para la Argentina, estamos anunciando una inversión de 800 millones de dólares que nos permite extender la vida útil de Cerro Negro y llevar previsibilidad a nuestras comunidades. Esto es trabajo para los santacruceños, es producción y es futuro”.
“Además recibimos la confirmación de que ya se está trabajando en un nuevo proyecto, que próximamente también será anunciado. Ese es el camino que queremos para la provincia”, destacó Vidal.
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, destacó que “este anuncio renueva esperanzas para todos los trabajadores de la provincia. Son 270 puestos de trabajo directos en esta etapa de ejecución y tienen que ser santacruceños, en un mínimo del 90 %, esperemos que sea en su totalidad”.
Alvarez explicó que la inversión prevista para esta primera etapa alcanza los 360 millones de dólares, y permitirá ampliar el yacimiento, lo que extenderá su horizonte productivo al menos hasta el 2035.
El funcionario subrayó que la ampliación no sólo implica empleo en la etapa constructiva, sino también mayor producción minera y, en consecuencia, mayores ingresos para Santa Cruz.
“Cuanto más mineral se produzca y más se ponga en valor, mayor será la generación de regalías para la provincia”, afirmó Alvarez, e indicó que esos recursos impactan en áreas clave como salud, educación, seguridad e infraestructura, ya que luego son redistribuidos a través del Estado Provincial.
Además, hizo hincapié en que el contexto internacional actual, con valores excepcionales del oro y la plata, favorece la inversión y la expansión de proyectos mineros.
El gerente general de Newmont Cerro Negro, Tito Cacho, señaló que “Cerro Negro es un activo con un potencial geológico extraordinario, y nuestro compromiso es llevarlo a su máxima expresión con responsabilidad y visión a largo plazo”. “El reinicio de CNE1 marca una nueva etapa de expansión que nos permite extender la vida útil de la mina y sostener una operación más sólida. Lo haremos poniendo la seguridad en el centro, con disciplina operativa, eficiencia y foco en el cumplimiento de nuestros compromisos de producción”.
Alvarez señaló que actualmente existen numerosos proyectos de exploración en el Macizo del Deseado, impulsados por empresas nacionales e internacionales, lo que abre la posibilidad de encontrar nuevas reservas y extender la vida útil de los yacimientos actuales, o desarrollar nuevos emprendimientos.
Asimismo, aseguró que el desarrollo minero debe darse en un marco de cumplimiento estricto de la legislación ambiental y laboral. “Debemos hacer cumplir con la legislación en los aspectos ambientales, productivos y laborales, y que el beneficio quede en Santa Cruz, en forma directa e indirecta”.
La energética PCR firmó un acuerdo con Piedra Grande, compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales, para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.
El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.
Por su parte, el Gerente General de Piedra Grande, Leonardo Bevilacqua remarcó que “en Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.
Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles, se destacó.
Acerca de Piedra Grande Piedra Grande S.A. es una compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales, con más de 75 años de trayectoria impulsando el desarrollo de los recursos minerales del país. Se especializa en la producción, molienda y comercialización de caolines, arcillas, feldespatos y cuarzo, abasteciendo al mercado local e internacional, con un fuerte enfoque exportador.
Sus productos son la materia prima que abastece el proceso productivo de diversas industrias como cerámica, construcción, pinturería, fundición, plástico y caucho.
Opera con yacimientos y plantas ubicados en San Luis, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires para facilitar el abastecimiento integral del país; además, están ubicados cerca de Punta Quilla, en donde gestionan la logística de exportación.
Piedra Grande, además, invierte en diversas tecnologías para minimizar el impacto de la explotación. Asimismo, cuenta con iniciativas AIRE (Aprovechamiento Integral del Recurso), cumple con los índices de calidad del aire establecidos y optimiza y minimiza los residuos en todo su proceso productivo.
Acerca de PCR Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
Piedra Grande, compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales firmó un acuerdo con PCR para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.
El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.
Por su parte, Leonardo Bevilacqua, Gerente General de Piedra Grande, remarcó: “En Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.
Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles.
Del 1° al 4 de junio, el Hotel Hilton Buenos Aires será sede de la 8ª Conferencia Arpel 2026, espacio de diálogo regional del sector del petróleo y gas de América Latina y el Caribe.
El encuentro ocurrirá luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias. La Conferencia Arpel 2026 es organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe bajo el lema “Juntos somos Energía”.
La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de 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.
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.
El Secretario Ejecutivo de Arpel, Carlos Garibaldi, 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.
La agenda contempla, entre otros ejes: 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
Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, inauguró oficialmente el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, Mendoza, proyecto que demandó una inversión de U$S 160 millones y representa un paso clave en la estrategia de expansión de la compañía, sumando 180 MW de capacidad instalada destinados a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El Parque Solar Anchoris cuenta con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, una tecnología que permite captar la radiación directa y la reflejada por el suelo, maximizando la eficiencia. Se estima que el parque producirá anualmente 497.000 MWh, lo que equivale al consumo de 125.000 hogares y permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono al año.
Con la puesta en marcha de Anchoris y la reciente operatividad de los primeros 140 MW del Parque Solar San Rafael, Genneia ya totaliza 630 MW de capacidad solar en la región de Cuyo, integrando los activos de Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I.
La inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia encabezado por su presidente, Jorge Brito, y su CEO, Bernardo Andrews. Asimismo, participaron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente de la Cámara de Senadores, Martín Kerchner; el ministro de Gobierno, Natalio Mema; la ministra de Energía y Ambiente provincial, Jimena Latorre; y el intendente de Luján de Cuyo, Esteban Alasino, junto a autoridades nacionales y referentes del sector energético.
Durante el acto, Jorge Brito, presidente de Genneia, destacó la relevancia estratégica del proyecto: “La inauguración de Anchoris no es solo un hito para Mendoza; nos permite consolidar a Genneia como el líder absoluto de la matriz energética renovable en Argentina. Con este paso, reafirmamos nuestra capacidad para encabezar la transición energética nacional, respondiendo con infraestructura real a la demanda de sectores críticos como la minería”.
Y añadió que “estos proyectos nos permitirán alcanzar una capacidad instalada superior a los 1.7 GW para 2026, reafirmando que no solo somos los pioneros, sino los mayores inversores en el sector”. “Con el 20 % del mercado tanto en generación eólica y solar, en 2025 nos transformamos también en la principal compañía de energía solar del país”.
El gobernador Alfredo Cornejo subrayó el impacto regional del emprendimiento ahora inaugurado y destacó que “este parque solar es una muestra concreta del rumbo que ha tomado Mendoza para consolidarse como un polo de energías renovables. Inversiones de esta magnitud generan empleo genuino, impulsan la economía local y validan nuestra decisión de avanzar hacia un modelo energético competitivo y moderno”.
En términos de impacto social, durante su fase de construcción el proyecto generó más de 350 puestos de trabajo, fomentando el desarrollo de capacidades técnicas en la comunidad de Luján de Cuyo y zonas aledañas, se indicó.
La proyección para el cierre de 2026 es alcanzar los 800 MW solares en la región con la finalización del proyecto San Juan Sur (130 MW), consolidando una matriz energética limpia, eficiente y orientada a la descarbonización de la economía argentina.
Acerca de Genneia
Es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 21 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 19% de la solar. La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la inauguración del Parque Solar Anchoris y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.576 MW.
La compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Con sus seis parques solares en operación — Parque Solar Ullum (Ullum I, II y III), Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW) — Genneia alcanza más de 631 MW de capacidad instalada en energía solar.
El tribunal supremo de Estados Unidos dictaminó el viernes que los aranceles comerciales que el presidente Donald Trump había impuesto el año pasado carecían de base legal, lo que lleva a su eliminación de la práctica vigente. La decisión, adoptada en el contexto de una disputa legal sobre el uso de poderes de emergencia para establecer aranceles, puede influir en la estructura de costos de algunas actividades ligadas al sector de hidrocarburos.
Especialistas y analistas consultados por Reuters indicaron que la anulación de estas tarifas puede reducir el costo de construcción de infraestructura energética de gran escala que depende de módulos y piezas fabricadas en el exterior y sujetas a aranceles. Esto incluye instalaciones de exportación de gas natural licuado que ensamblan componentes importados antes de completar su montaje en territorio estadounidense.
La eliminación de las tarifas arancelarias reduce directamente una carga de costos que impactaba tanto a productores de crudo como a empresas proveedoras de servicios en la cadena energética. Operadores de equipos y repuestos señalaron que en ejercicios anteriores debieron absorber la mayor parte del impuesto, lo que encareció las operaciones y redujo la flexibilidad financiera.
Aunque la medida puede aliviar costos específicos, el fallo no elimina ciertos gravámenes sobre materias primas como acero y aluminio que también afectan a la industria. Además, directivos del sector manifestaron su preocupación por la posibilidad de que la administración utilice otras herramientas legales para reinstaurar cargas impositivas similares bajo diferentes mecanismos.
Fuentes especializadas en gas natural señalaron que, incluso con la eliminación de los aranceles, es poco probable que los flujos de exportación de combustibles a mercados como China experimenten cambios significativos en el corto plazo. La estructura de costos relativos y las decisiones de compra de los principales compradores están determinadas por factores económicos y estratégicos que trascienden la existencia de gravámenes específicos.
La decisión del tribunal deja en claro que los aranceles impuestos bajo la herramienta de emergencia no contaban con el respaldo jurídico adecuado para mantenerse en vigor. El proceso para determinar si las empresas que pagaron estos aranceles pueden recuperar los importes ya desembolsados permanece abierto, y se espera que los tribunales inferiores establezcan criterios operativos en los próximos meses.
La anulación de los aranceles supone una modificación de la política comercial que había generado tensiones y aumentos de costos indirectos en las cadenas de suministro energéticas. Sin embargo, la materialización de efectos concretos sobre inversión, flujos comerciales y decisiones de desarrollo de proyectos dependerá de la evolución normativa y de las respuestas de los actores tanto en Estados Unidos como en los mercados internacionales de hidrocarburos.
La respuesta del presidente americano no se hizo esperar y horas después del fallo de la Corte Suprema, el mandatario anunció un nuevo arancel del 10% sobre la mayoría de las importaciones estadounidenses.
Trump justifica esta decisión basándose en el “Trade Expansion Act of 1962” (Ley de Expansión de Comercio de 1962), “Trade Act of 1974” (Ley de Comercio de 1974) y “Tariff Act of 1930” (Ley Arancelaria de 1930).
Neuquén registró en enero una producción de petróleo que alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector. El volumen representa un incremento de 1,57 % respecto de diciembre de 2025 y un 32,01 % más que en enero del año pasado, porcentaje que también se replica en la comparación interanual acumulada, informó el gobierno provincial.
El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el desempeño de las áreas La Calera, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Fortín de Piedra, Mata Mora Norte y Aguada del Chañar, que registraron incrementos significativos en sus niveles de extracción.
En materia de gas, la producción de enero fue de 91,28 millones de m³ por día, con un aumento de 0,52 % respecto de diciembre. Si bien la comparación interanual muestra una leve variación negativa (-1,24 %), el nivel de actividad se mantiene en valores elevados, sostenido por el dinamismo de áreas estratégicas como Fortín de Piedra, Aguada de Castro, Río Neuquén, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Sierra Chata, se describió.
El desarrollo del No Convencional continúa siendo el pilar del crecimiento energético provincial. En enero, el 97,02 % del petróleo y el 90,44 % del gas producidos en Neuquén provinieron de este segmento, con un aporte destacado del shale, que representó el 79,75 por ciento del gas total.
“Estos resultados ratifican la solidez del modelo de desarrollo energético que impulsa la provincia, basado en inversión, eficiencia y aprovechamiento responsable de sus recursos. Neuquén inicia el año consolidando su posición como principal motor hidrocarburífero del país y proyecta un 2026 de expansión sostenida, mayor integración productiva y nuevas oportunidades de crecimiento para la Argentina”, se destacó.
El curso de Posgrado en Energía y Desarrollo Económico, que lleva adelante la Facultad de Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires Aires (UBA) abrió la inscripción para la edición 2026, que al igual que el año pasado, será de modalidad virtual y contará con un plantel de prestigiosos docentes.
El programa tiene por objetivo contribuir en la formación de profesionales de organismos públicos, empresas privadas, organizaciones sindicales y docentes, brindando conocimientos teóricos, prácticos y metodológicos para el análisis de las principales problemáticas y desafíos energéticos nacionales, regionales e internacionales.
En ese sentido, se buscará realizar un abordaje integral del sector energético en Argentina en clave comparada con la situación del sector a nivel regional/mundial en el contexto de transición energética.
La cursada se desarrollará entre abril y agosto, con dos clases semanales: martes y jueves de 18.30 a 20.30. Los cupos son limitados.
La coordinación académica está a cargo de Federico Basualdo, especialista en energía y ex funcionario del sector. Además, el plantel docente está integrado por Mariano Barrera, Nuria Mendizabal, Francisco Nercesian, Amparo Posse, Sebastian Bonetto, Miguel Rechimuzzi, Mariela Korenblum, Miguel Marquez,. Ana Belén Ferrara, Sergio Vazquez y Gabriel Legrand, entre otros.
Durante su primera edición en 2025, el posgrado en Energía y Desarrollo Económico contó con más de 200 participantes de todo el país, repartidos en dos comisiones. Para información adicional, escribir a: energíaydesarrolloeconóico@gmail.com
Más de 13.000 personas se inscribieron en las diferentes propuestas educativas del Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM), una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.
“Estamos muy contentos con la respuesta que tuvimos y la cantidad de inscriptos para esta primera etapa” sostuvo Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de Fundación YPF. “La industria energética va a necesitar perfiles técnicos capacitados y hay un gran interés de la gente en prepararse para formar parte del futuro de Vaca Muerta”, añadió.
En marzo inician las clases de los cursos del primer trimestre: operador de perforación, fractura, instrumentación; y curso de seguridad operativa en yacimiento.
En los cursos que inician en abril se suma el de mantenimiento mecánico y en los de mayo, los de mantenimiento eléctrico y de producción. Para este año se planea capacitar entre 2.000 y 2.500 personas.
Aquellos que completaron la pre-inscripción van a recibir un mail con la información donde se indica a qué curso fueron asignados y en qué horario, o si quedaron en una lista de espera para la próxima convocatoria.
Está planificado abrir nuevas inscripciones en mayo y agosto para los cursos de operadores; y se van a sumar otras propuestas que amplían la oferta educativa.
Forman parte del IVM las principales operadoras del Oil & Gas como YPF, Vista, Pluspetrol, Totalenergies y Chevron; y las empresas de servicios Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, TSB, Oilfield & Production Services, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Huinoil, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Wenlen y Marbar.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 02/03/2026 al 15/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 47 ofertas por un volumen total de 35,3 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,20 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 2,87 por MBTU del gas puesto en Provincia de Buenos Aires.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 1,36 hasta U$S 2,52 por MBTU, y los precios en PBA fueron desde U$S 1,83 hasta U$S 3,43 por MBTU.
Desde Neuquén se realizaron 16 ofertas por un total de 14,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 10 ofertas por 8,2 MMm3/día. Desde Santa Cruz se realizaron 8 ofertas por 3,8 MMm3/día. Desde Chubut se realizaron 6 ofertas por 5,1 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por 3,8 MMm3/día.
El Directorio de YPF definió -en su reunión del 18/2- avanzar con la cesión del 100 % de la concesión de explotación convencional del área Manantiales Behr, ubicada en Chubut, a la empresa PECOM Servicios Energía S.A.U (de forma directa, e indirecta a través de su afiliada San Benito Upstream S.A.U).
Esta compañía había adquirido en 2024 el área Campamento Central – Cañadón Perdido y El Trébol-Escalante en la misma provincia.
Cabe destacar que YPF había iniciado el proceso de venta de este bloque a la firma Limay Energía SA, empresa del Grupo Rovella Capital. Sin embargo, al no haberse verificado la totalidad de las condiciones necesarias para el cierre de la operación por incumplimientos del oferente, el proceso de venta quedó sin efecto.
YPF informó que al cierre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25 kbbl/d de petróleo y 0,4 millones de m3/d de gas natural.
Se trata además de un área en la que YPF Luz desarrolló en 2018 un parque eólico.
Manantiales Behr formó parte de la serie de áreas que YPF incluyó en junio de 2025 en el denominado Proyecto Andes como parte de su “estrategia de optimización y gestión activa del portafolio de activos Convencionales”, que consiste en la decisión de dejar de operar tales áreas maduras, a través de la cesión a otros operadores privados y los Estados provinciales. (Principalmente en Chubut, Santa Cruz, y Tierra del Fuego).
YPF (que sigue siendo compañía de mayoría accionaria estatal (51 %) y ahora preside Horacio Marín) focalizó sus operaciones en áreas con yacimientos No Convencionales de petróleo y de gas en la formación geológica Vaca Muerta (NQN), donde es uno de los principales productores. También explora en otras que podrían alojar reservorios similares, y mantiene sus proyectos en el off shore.
“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, señaló la compañía.
El gobernador Rolando Figueroa destacó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de gas y petróleo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Su incorporación se logró gracias a la iniciativa del gobernador y al trabajo que llevó adelante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, destacó el gobierno del Neuquén.
Se trata de un paso clave que permitirá consolidar la industria hidrocarburífera, acelerar inversiones y generar más empleo en la provincia. El gobernador destacó que el acuerdo “marca un nuevo punto de inflexión” para el desarrollo energético del Neuquén.
“Hemos logrado dar otro paso fundamental en la consolidación de la industria hidrocarburífera y la aceleración de las inversiones en nuestra provincia”, expresó Figueroa y amplió que “ahora podremos avanzar en un esquema de incentivos que genere más inversión, exportaciones y empleo”.
El mandatario ratificó además el desafío de monetizar los recursos de Neuquén para fortalecer el desarrollo productivo, el turismo y el empleo, y subrayó que “si a Neuquén le va bien, a la Argentina le irá bien”.
La incorporación de las inversiones upstream al RIGI no estuvo contemplada como necesaria en principio por el gobierno nacional, y es una gestión del gobernador iniciada hace meses. En diciembre del año pasado, Figueroa había formalizado el pedido a Caputo y propuso la incorporación de las inversiones, particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción.
La firma permitirá contribuir al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay, se argumentó.
“El desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”, remarcó Figueroa.
En declaraciones periodísticas Figueroa dijo que la incorporación al RIGI al Upstream provoca que las empresas tengan menos costos, “que paguen menos impuestos a las ganancias y al valor agregado, y generen mucha más actividad”. “Incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”, indicó Figueroa y remarcó que “tenemos que atraer las inversiones necesarias”.
El Reporte N°35 del IIEP (febrero 2026) no trae un salto tarifario estridente, pero sí consolida algo más profundo: la transición hacia un esquema donde la energía vuelve a pagarse mayormente a costo y donde los subsidios dejan de estructurar el precio mayorista, especialmente en gas natural.
El cambio no es solo cuantitativo. Es institucional y operativo.
Electricidad: más cobertura, menos transferencia implícita
La cobertura promedio del costo del sistema eléctrico residencial alcanzó en febrero el 72%, frente al 62% de enero. El salto de 10 puntos porcentuales no obedece a un shock de demanda ni a una modificación en la matriz de generación, sino a la implementación plena del nuevo Esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Para los usuarios sin subsidio, la cobertura del costo de abastecimiento vuelve al 100%, nivel ya observado en febrero de 2025. En cambio, para los hogares con bonificación —equivalentes al antiguo N2— la cobertura pasa del 29% interanual a 50%, siempre con el límite de 300 kWh mensuales subsidiados.
La señal es clara: el Tesoro reduce su exposición directa en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el traslado a tarifa gana peso.
Un cambio más relevante: cómo se forma el precio en el MEM
Más allá de la segmentación, el informe confirma la consolidación del nuevo esquema de determinación del precio mayorista eléctrico iniciado con la Resolución S.E. 400/2025.
Se abandona progresivamente el criterio basado en costos medios y se incorpora señal de costo marginal horario. Esto no implica una liberalización plena, pero sí un reordenamiento de la estructura de precios entre:
Demanda Estacionalizada (Generación Asignada bajo contratos y regulación)
Mercado Spot (energía no contractualizada)
En verano, el precio Spot resulta inferior al asignado, en parte por menores costos térmicos asociados a disponibilidad de gas doméstico. El interrogante queda abierto hacia invierno, cuando el reemplazo por GNL o combustibles líquidos suele presionar los costos marginales.
En este contexto, la estructura de la factura final también refleja mayor exposición al componente energético. Para usuarios sin subsidio, el 36% corresponde a energía, 38% al VAD y 27% a impuestos.
La recomposición no es homogénea entre jurisdicciones, dado que el componente VAD continúa dependiendo de decisiones regulatorias provinciales, lo que mantiene la dispersión tarifaria.
Gas natural: fin del subsidio al precio PIST
Si en electricidad el ajuste es progresivo, en gas natural febrero marca un corte más nítido: desaparecen las bonificaciones al precio mayorista.
La cobertura del costo de abastecimiento alcanza el 100–101%. No hay segmentos con precio mayorista bonificado.
Esto tiene consecuencias directas sobre los antiguos N2 y N3, que enfrentan aumentos del 117% y 80% respectivamente en el cargo variable, al integrarse en un único esquema sin subsidios al gas.
La factura promedio país sin subsidios se ubica en torno a $30.291 mensuales (consumo estacionalizado).
En la composición final, el precio del gas representa el 32%, el VAD el 46% y los impuestos el 22%.
Desde la lógica sectorial, esto implica una convergencia hacia recuperación plena del costo de abastecimiento y menor distorsión en la señal upstream–downstream. La eliminación del subsidio al PIST reordena la ecuación de incentivos para productores y comercializadores, aunque mantiene el desafío de sostenibilidad social en segmentos de bajos ingresos.
Subsidios energéticos: aumento interanual, pero caída estructural
A primera vista, el informe muestra un aumento real acumulado del 175% interanual en subsidios energéticos. Sin embargo, la dinámica responde principalmente a mayores transferencias a CAMMESA y ENARSA en el primer bimestre.
En medición de 12 meses corridos, los subsidios reales siguen en contracción:
-32% interanual
-60% respecto a diciembre 2023
-74% respecto al pico de junio 2022
Es decir, el sistema mantiene una tendencia estructural de reducción de asistencia, aun cuando los devengamientos de inicio de año alteren la comparación puntual.
Hidrocarburos: recuperación del crudo y estabilidad relativa en surtidor
En combustibles líquidos, febrero muestra precios promedio de:
$1.877 nafta premium
$1.648 nafta súper
$1.945 gasoil premium
$1.753 gasoil común
El precio del barril, en tanto, exhibe una recuperación respecto a diciembre (+10%), aunque aún se mantiene entre 9% y 15% por debajo del nivel interanual.
La evolución del crudo introduce una variable clave para el segundo trimestre: mayor presión potencial sobre costos térmicos y márgenes de refinación, en un contexto donde la política tarifaria ya redujo sustancialmente el colchón fiscal.
Una matriz con menos amortiguación fiscal
El dato estructural que deja febrero no es un número puntual de factura, sino un cambio de arquitectura:
Electricidad con cobertura creciente y señal marginal más visible.
Gas con eliminación total de subsidios al abastecimiento.
Subsidios energéticos en tendencia descendente en términos reales.
Mayor exposición de la demanda a costos efectivos del sistema.
El sistema energético argentino entra en una etapa de menor amortiguación fiscal y mayor disciplina de precios relativos. El verdadero test llegará en invierno, cuando converjan mayor demanda, presión sobre generación térmica y el nuevo esquema ya sin margen para retrocesos graduales.
El Ente Nacional Regulador del Gas reempadronó a la operadora del mercado internacional de GNL Excelerate Energy SRL en el Registro de Comercializadores del ENARGAS, accediendo a una presentación que la empresa realizó ante la Autoridad Regulatoria en cumplimiento de lo establecido en la Resolución 94/2020.
El reempadronamiento se concretó ahora mediante la Resolución 72/2026. Se considera comercializador a toda persona jurídica de derecho público o privado que compra y vende gas natural y/o transporte de gas natural por cuenta y orden de terceros, y que ha sido reconocida expresamente como tal por el ENARGAS, e inscripta en el Registro de Comercializadores, con excepción de las Licenciatarias de Distribución y los Subdistribuidores.
Cabe referir que la Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la semana pasada que convocará a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó. La R-33 fijó un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Santander Argentina e YPF anunciaron una alianza estratégica de largo plazo para integrar soluciones financieras del banco dentro del ecosistema de APP YPF, uno de los entornos digitales de mayor alcance del país.
El acuerdo busca simplificar la experiencia financiera cotidiana de millones de personas, combinando la infraestructura, la escala y los estándares de seguridad de Santander con la capilaridad y el uso intensivo de APP YPF, que hoy cuenta con más de 7 millones de descargas, 3 millones de usuarios activos y 2,6 millones de cuentas virtuales (CVU) activas.
A partir de esta alianza, Santander será el banco encargado de administrar las cuentas virtuales de YPF Digital, habilitando dentro de la aplicación la gestión de saldos, transferencias y pagos. Además, los fondos disponibles podrán remunerarse automáticamente a través de Fondos Comunes de Inversión de Santander, generando rendimientos de forma simple y transparente.
En la actualidad, el dinero en cuenta propia ya representa más del 35 % de los pagos realizados con APP YPF.
La billetera digital de YPF permite operar en más de 1.650 puntos de venta de su red -incluyendo estaciones de servicio, Tiendas Full y Boxes-, además de realizar pagos fuera del ecosistema YPF y abonar más de 6.000 servicios. Hoy, 4 de cada 10 pagos en la red de YPF son digitales, con un promedio de 400 pagos por minuto.
El CEO de Santander Argentina, Alejandro Butti, señaló que “esta alianza con YPF Digital es un paso clave en nuestra estrategia de largo plazo: integrar a Santander como socio financiero y tecnológico de los principales ecosistemas digitales del país. No se trata solo de una solución puntual, sino de una plataforma con nuevos hitos por delante, pensada para simplificar la vida cotidiana de millones de personas y acompañar la evolución de los pagos y las finanzas en la Argentina”.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, afirmó que “con Santander Argentina nos une una relación de muchos años que hizo posible viabilizar proyectos estratégicos para el desarrollo de la compañía. Esta alianza que firmamos ahora forma parte de ese trabajo conjunto y nos permitirá poner a disposición de todos los usuarios de APP YPF nuevas herramientas financieras para potenciar la experiencia de nuestros clientes. Confiamos en poder seguir trabajando con Santander en los desafíos que tenemos por delante”.
Desde YPF Digital destacaron que el acuerdo potencia su ecosistema al incorporar capacidades financieras que fortalecen su propuesta de valor y acompañan su evolución hacia la plataforma digital que lidere la movilidad en Argentina, integrando pagos, servicios y soluciones financieras en una única experiencia.
El vínculo con Santander e YPF también se extiende a otras áreas de negocios viabilizando el financiamiento para proyectos estratégicos de la compañía como el Vaca Muerta Oil Sur, entre otros, la iniciativa de la industria para la exportación de crudo por Río Negro que, junto a Argentina LNG, permitirán transformar al país en un exportador de energía.
Santander Argentina es el primer banco digital con sucursales del sistema financiero argentino por volumen de depósitos. Con más de 288 sucursales, 8 sucursales de integración social y 11 Work Cafés, brinda servicios a más de 5 millones de clientes en 22 provincias y en la Ciudad de Buenos Aires.
YPF Digital es la compañía que integra y potencia los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes, con APP YPF como plataforma central que transforma la experiencia de consumo. Trabaja en la integración de aplicaciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad.
Las principales empresas de servicios que trabajan en la producción no convencional de petróleo y gas en Neuquén se incorporan como socios al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa puesta en marcha por la industria energética para impulsar la formación de alta especialización en Upstream.
El acuerdo fue firmado por los directivos de las trece empresas que se suman como socias: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, TSB, Oilfield & Production Services, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Huinoil, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Wenlen y Marbar.
Las empresas operadoras que integran el IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy y Pluspetrol.
De este modo se consolida un ámbito de colaboración y trabajo conjunto de toda la industria con el fin de formar el talento que demandará el Upstream en los próximos años.
El IVM será clave para impulsar la capacitación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía. Ofrece formación técnica inédita en la región, basada en la práctica, teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa.
Se proyecta que capacite entre 2.000 y 3.000 personas por año en perfiles clave para la operación en Vaca Muerta, en áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
Hasta el 21 de febrero se encuentra abierta la inscripción a los diferentes cursos de operador y al curso de seguridad operativa en yacimiento en ivm.ar; y las clases comienzan a partir del 9 de marzo.
La creación de esta nueva institución fue impulsada y liderada por Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles son las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años. De este estudio surgió la recomendación de crear un instituto de alta especialización en Upstream de O&G para capacitar mano de obra técnica y responder a la creciente demanda laboral que genera el desarrollo del no convencional en la Cuenca Neuquina.
YPF Luz y Justoken anunciaron el lanzamiento de ENERTOKEN, la mayor plataforma de Argentina que permite contratar, gestionar y dar trazabilidad a la energía eléctrica a través de una infraestructura digital que garantiza seguridad, transparencia y la inmutabilidad de cada operación, con tecnología blockchain.
Este lanzamiento representa un hito para YPF Luz, que introduce un proceso ágil y seguro para la contratación y la gestión de contratos energéticos, facilitando el acceso a soluciones innovadoras para el sector, destacó la Compañía.
Con ENERTOKEN, tanto empresas como grandes usuarios de energía pueden contratar y administrar su consumo de manera online, integrando la simulación de costos, la formalización y firma del contrato, el seguimiento de consumos, la facturación y la generación de reportes en tiempo real. Todo el proceso se sustenta en la tokenización de activos energéticos registrados en blockchain, lo que brinda respaldo y confianza.
En esta primera etapa, la plataforma ofrece a empresas y usuarios una experiencia integral para contratar energía renovable y térmica de forma 100 % digital, desde la simulación de costos y condiciones, hasta la firma electrónica del contrato. La plataforma incorpora un simulador automático de ahorro, que permite a los usuarios estimar el ahorro potencial al contratar energía, utilizando datos del mercado eléctrico y el perfil anual de consumo declarado.
ENERTOKEN se desarrolló sobre la red blockchain pública Ripple (XRP Ledger), lo que garantiza altos niveles de seguridad, transparencia e inmutabilidad en toda la gestión energética. Para su puesta en marcha, se tokenizaron contratos y activos energéticos por más de 800 millones de dólares, una de las mayores tokenizaciones de activos del mundo real (RWA) a nivel global.
YPF, Eni y XRG anunciaron la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (Joint Development Agreement, JDA), de carácter vinculante, para el avance de Argentina LNG, el proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo.
Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, a través de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con una capacidad de 6 MTPA.
El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL. Se espera que el proyecto genere una inversión significativa, empleo y consolide una capacidad de exportación energética de largo plazo.
La firma del JDA establece el plan de trabajo que permitirá a las partes avanzar hacia la siguiente etapa de desarrollo. En este marco, los socios llevarán adelante la Ingeniería Básica (Front End Engineering Design–FEED) y otras actividades asociadas, incluyendo tareas de ingeniería, estructuración técnica y los principales frentes de trabajo comerciales y de financiamiento.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. Continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.
Por su parte el Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó, “con la f irma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio XRG a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.
Al respecto, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”.
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones por hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con la posibilidad de escalar a 18 MTPA. https://argentinalng.ypf.com/
El Ministerio de Hidrocarburos de Chubut le reclamó a YPF “definiciones claras y concretas” respecto del proceso de venta del área Manantiales Behr, en un contexto en el que la salida de la operadora ya está teniendo impacto en los niveles de actividad, indicó la Gobernación.
Desde la cartera provincial señalaron que este proceso viene acompañado de una baja en la actividad, por lo que resulta urgente contar con certezas y acelerar las decisiones necesarias para recuperar e incrementar los niveles de inversión. El área es productora de hidrocarburos y también de energía eólica.
“Esta situación se vuelve aún más sensible si se tiene en cuenta que la Provincia ha venido gestionando y promoviendo medidas de estímulo para acompañar y fortalecer a toda la industria hidrocarburífera”, se comunicó, en alusión a la reciente decisión del ministerio de Economía nacional (en noviembre último) de modificar a la baja el esquema de retenciones a las exportaciones de crudo producido en Cuencas Convencionales maduras.
En ese marco, se remarcó que “hoy nadie puede darse el lujo de perder actividad ni puestos de trabajo, y que la Provincia ejercerá todas sus facultades como autoridad concedente para defender el empleo y el desarrollo de la Cuenca”.
En ese sentido, se recordó que “YPF continúa siendo concesionaria del área y mantiene plenamente sus obligaciones, por lo que debe cumplir con la ejecución de las inversiones y los trabajos comprometidos, aun cuando exista un proceso de venta respecto del cual, a la fecha, no hay definiciones concretas”.
El Gobierno del Chubut enviará, en la primera sesión del período ordinario de la Legislatura, un proyecto de ley para garantizar que los beneficios derivados de la eliminación de los derechos de exportación al petróleo convencional se traduzcan en más inversiones y mayor actividad en la provincia.
La iniciativa tiene como objetivo asegurar que los recursos adicionales que reciben las empresas, a partir de las medidas de alivio fiscal recientemente implementadas, sean reinvertidos en los yacimientos chubutenses. De esta manera, se busca sostener los niveles de producción y empleo, y fortalecer la actividad hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Resulta fundamental contar con una ley que permita controlar y garantizar el cumplimiento de los compromisos de inversión asumidos por las operadoras”. “Las medidas de alivio tienen que verse reflejadas en más actividad y más trabajo para Chubut”, señalaron desde el Ejecutivo provincial.
La distribuidora de gas por redes domiciliarias MetroGAS obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes, el reconocimiento más importante del país para organizaciones privadas y públicas que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y en sus resultados.
Este galardón que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad es la máxima distinción que se otorga a empresas e instituciones públicas que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, con un enfoque a la mejora continua y la sostenibilidad.
El presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que el reconocimiento obtenido “ratifica la decisión estratégica de una compañía que es líder en la industria del gas y que en los últimos años logró implementar proyectos innovadores y mejorar la eficiencia operativa”.
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de operaciones abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
El premio potencia la competitividad global y destaca el nivel de madurez en la gestión de las empresas, alineado con los más exigentes estándares internacionales. Fue instituido por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y se divide en dos vertientes: una para el sector público y otra para el sector privado, en la que resultó premiada MetroGAS.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de la Compañía, sostuvo que “es un día de gran orgullo para los que hacemos MetroGAS. Desde hace cinco años nos planteamos como objetivo estratégico convertirnos en una empresa más moderna, ágil y rentable, y trabajamos en equipo para llevar adelante este proceso de transformación que hoy se corona con este prestigioso reconocimiento”.
Como parte del proceso de implementación y despliegue del Modelo de Excelencia, durante 2022, 2023 y 2024 MetroGAS obtuvo tres Certificaciones Oro en “Mejores Prácticas de Gestión Integral”, luego de haber superado el puntaje requerido en la calificación interna, según las bases del concurso.
El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó “la madurez de la gestión de MetroGAS” para la obtención del galardón: “Destacamos especialmente el aporte de todos sus colaboradores, cuyo compromiso, liderazgo y trabajo cotidiano hicieron posible alcanzar este hito, consolidando a la compañía como un referente en gestión y excelencia organizacional”.
Este premio es otorgado a aquellas instituciones que demuestran un alto nivel de calidad operacional, tras una evaluación de su desempeño integral. El proceso contempla aspectos como el liderazgo, mercados y clientes, innovación, personas, recursos y responsabilidad social, promoviendo así modelos de gestión que impulsan la calidad, la productividad y la sostenibilidad a largo plazo.
“A partir del 2021, implementamos y desplegamos el modelo Camino a la Excelencia, que nos permitió hacer evolucionar nuestra gestión, fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas que hoy se traducen en un reconocimiento que reafirma que estamos en la dirección correcta”, explicó Mazzucchelli.
El reconocimiento reafirma el compromiso de MetroGAS de seguir trabajando con foco en la mejora continua y la innovación, para brindar un servicio cada vez más eficiente y sostenible a sus usuarios y acompañar el desarrollo de las comunidades donde opera.
Venezuela tiene previsto enviar un cargamento de petróleo crudo a Israel. Será el primero en varios años. No hubo anuncio oficial y el movimiento se manejó con bajo perfil, según personas con conocimiento de la operación. Todavía no hay fechas cerradas para el arribo.
Según Bloomberg, el cargamento irá a Bazan Group, el principal refinador israelí. Las fuentes dijeron que el acuerdo no se comunicó y que tampoco se difundieron detalles comerciales. En el mercado, el destino llamó la atención porque no es habitual para el crudo venezolano.
En enero, fuerzas estadounidenses capturaron al presidente venezolano Nicolás Maduro. La administración de Donald Trump anunció luego que pasaría a controlar la comercialización del petróleo del país.
El último envío de crudo venezolano a Israel fue a mediados de 2020. En ese momento, el país importó cerca de 470.000 barriles, según datos de Kpler. Bazan Group, también conocida como Oil Refineries Ltd, declinó hacer comentarios. El Ministerio de Energía de Israel tampoco respondió consultas.
En las semanas posteriores comenzaron a verse movimientos hacia destinos distintos para el crudo venezolano, aunque varios envíos no se hicieron públicos ni quedaron del todo claros.
Hasta la captura de Maduro, la mayor parte del crudo venezolano se vendía a China. En las últimas semanas aparecieron cargamentos con destino a India, España y Estados Unidos. Israel se suma ahora a esa lista. El cuadro todavía no está cerrado y los flujos siguen ajustándose.
En enero, la situación dentro de la OPEP resultó tensa. Aunque el conjunto produjo menos petróleo, los mercados observaban con atención cada indicio de desequilibrio. Este descenso sucede mientras, en otro extremo, Venezuela logra avances notorios. Allí, tras meses de caída, la extracción casi alcanza nuevamente el umbral de un millón de barriles por día.
El 9 de febrero de 2026, una revisión realizada por Reuters mostró que la producción de la OPEP durante enero descendió 60.000 barriles diarios frente a diciembre. En conjunto, llegó a 28,34 millones de bpd. Aunque ciertos países aumentaron su extracción, el panorama general reflejó reducciones sostenidas. Factores técnicos influyeron, junto con restricciones estructurales prolongadas. La disminución persiste sin relación directa con mejoras operativas recientes.
Fue sobre todo por lo que ocurrió en Nigeria y Libia. Operaciones interrumpidas afectaron las salidas desde Nigeria. Las cargas se vieron limitadas allí debido a problemas de transporte. En Libia, condiciones climáticas adversas causaron cierres portuarios. Algunos muelles importantes dejaron de funcionar temporalmente. Esto ya ha sucedido antes en ese territorio. Interrupciones fuera del control comercial son comunes en dicho lugar.
Pese a la demanda elevada, Irán extrajo volúmenes menores. Debido a las restricciones impuestas por Estados Unidos, sus envíos al exterior se mantienen limitados. Aunque el mercado global necesita más suministro, su participación sigue disminuyendo. Como consecuencia, su influencia en el comercio energético mundial permanece restringida.
Un descenso siguió a la medida de OPEP+, tras decidir detener subidas programadas desde comienzo del año 2026. En lugar de añadir crudo, el grupo priorizó estabilidad; algunos miembros funcionan casi al límite actualmente. Más aún, sus esfuerzos giran hacia conservación de infraestructura antes que crecimiento productivo. La revisión responde así a limitaciones físicas, no solo decisiones estratégicas entre países aliados.
Por otro lado, Venezuela tomó un rumbo distinto. Superando los 600.000 barriles por día, la Faja del Orinoco impulsó el total productivo hasta acercarse al millón de bpd. Ese nivel no ocurría desde hace mucho tiempo. Tras una extensa etapa de descenso, ahora hay indicios claros de giro en la trayectoria.
Un alza ocurrió gracias a que dejaron de reducir producción dentro del país junto con mejores condiciones para vender petróleo al exterior. Como las restricciones bajaron, fue posible sacar reservas almacenadas, encender nuevamente perforaciones paralizadas y continuar iniciativas sin avance por ausencia de compradores.
Ahora el escenario político es distinto. Luego de una larga etapa marcada por la inestabilidad y ausencia de recursos, el sector petrolero del país se ajusta a condiciones distintas: normativas renovadas, colaboraciones con compañías internacionales entran en juego, mientras que mantener los envíos al exterior gana prioridad.
Lejos aún de máximos pasados, la mejora pone otra vez a Venezuela bajo observación comercial, especialmente en petróleos densos. Con continuidad en esta tendencia, las refinerías podrían ver cambios, así como los patrones de valoración.
Con el panorama actual, domina una tensión notable en el mercado. Parte de la OPEP reduce su suministro. Al mismo tiempo, vuelven lentamente los barriles procedentes de Venezuela. Varios productores trabajan cerca del máximo posible. Ya desde principios de 2026, cualquier falla significativa resultaría compleja de absorber.
La compañía tgs inició la construcción de las obras de ampliación en el Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, las que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta (NQN).
En forma paralela, convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.
En octubre del 2025, tgs fue adjudicataria en la licitación nacional e internacional convocada por ENARSA, por instrucción de la Secretaría de Energía, para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
tgs ya inició la construcción de las obras que estarán habilitadas en el invierno del 2027, que comprenden la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del ducto, más un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia.
Las nuevas plantas estarán ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la Provincia de La Pampa.
Asimismo, y para posibilitar que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y al Norte del país, tgs se encuentra desarrollando una obra de ampliación de 12 MMm3/d de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán además adecuaciones para operarlo a mayor presión.
La compañía de energía lanzó el 9 de febrero los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte en firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).
Los interesados en la contratación de los servicios de transporte en firme podrán consultar las Bases y Condiciones de la convocatoria en la web de la compañía, www.tgs.com.ar/transporte.
Algunas semanas después de que se conocieran denuncias por presuntos sobreprecios y direccionamiento de licitaciones en Nucleoeléctrica Argentina (a cargo de la operación y mantenimiento de las centrales de energía nuclear del país), renunció Demian Reidel, hombre de estrecha confianza del presidente Javier Milei, y ahora ex presidente de la compañía. No obstante, trascendió que Reidel continuará como asesor de Milei.
La novedad se formalizó con la conformación del nuevo Directorio de Nucleoeléctrica durante la Asamblea de Accionistas. El año pasado, NASA pasó de la órbita de la Secretaría de Energía a la creada especialmente Secretaría de Asuntos Nucleares, a cargo de Federico Ramos Nápoli.
Un comunicado oficial ´describió que “En el día de hoy, lunes 9 de febrero, se llevó a cabo la Asamblea de Accionistas de Nucleoeléctrica Argentina, en la cual se designó la conformación del nuevo Directorio que liderará nuestra empresa durante el próximo período”.
El nuevo Directorio queda conformado por:
Presidente: (Bioquímico) Juan Martín Campos
Vicepresidente: (Ingeniero) Martín Porro
Director titular: (Doctor) Diego Chaher
Director titular: (Ingeniero) Diego Garde
Director titular: (Doctor) Javier Grinspun
Director suplente: (Contador) José Ignacio Bruera Grifoni
Director suplente: (Ingeniero) Juan Cantarelli
La gestión de Reidel se vió afectada por una denuncia por presuntas irregularidades en una licitación del servicio de limpieza de las centrales, que prácticamente duplicaba el precio que se venía pagando por dicha tarea. El caso derivó en el desplazamiento de los gerentes Marcelo Famá y Hernán Pantuso, designados por la conducción encabezada por Reidel, y la caída de dicha licitación.
Juan Martín Campos es ex presidente de Dioxitek S.A (empresa estatal productora de dióxido de uranio y Cobalto-60). También participó en Atucha II y del proyecto del reactor de investigación multipropósito RA-10.
Martín Porro es actual titular de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), integró el equipo de puesta en marcha de Atucha II.
Chaher, que continúa como Director Titular, encabez la Agencia de Transformación de las Empresas Públicas, que entre otras cosas procura la privatización parcial de NASA.
Reidel declara:
El año pasado, el entonces jefe del Consejo de Asesores Económicos del Presidente disertó sobre Inteligencia Artificial y Energía nuclear en procura de inversiones, en el marco del Latam Forum, en Buenos Aires.
Destacó ante empresarios del sector y representantes de fondos de inversión que “tenemos grandes extensiones de tierra con acceso a energía y agua, climas fríos, que es la cereza del postre para el enfriamiento de los sistemas IA; y además, estamos en un área sin conflictos armados, sin tsunamis, sin terremotos. No hay muchos lugares en la Tierra con esas cualidades”, señaló.
Reidel agregó que: “el único problema de Argentina es que está área está poblada por los argentinos”.
“Estamos estabilizando la macro, estamos dándoles el marco legal para explicarles que esta vez vamos en serio, estamos abiertos a negocios”.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la convocatoria a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado (GNL) y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó.
De acuerdo con los lineamientos aprobados, el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso de uso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. La asignación total de capacidad estará prevista para el período invernal del 1 de abril al 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, permitiendo además acuerdos para optimizar capacidad disponible fuera de ese período.
La resolución fija un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Energía señaló que con esta medida “el Gobierno Nacional avanza en un esquema donde la importación y comercialización de GNL se instrumenta con mecanismos competitivos, fortaleciendo la transparencia y la previsibilidad de la operatoria en los meses de mayor demanda”..
TotalEnergies y Petrobras compraron un bloque (2613) de petróleo y gas en la costa de Namibia. Cada una de las compañías compró el 42,5% de Eight Offshore Investiment que se quedará con el 5%.
El bloque está situado en la cuenca de Lüderitz y abarca una superficie de unos 11.000 kilómetros frente a las costas de Namibia.
Esta adquisición supone el regreso de Petrobras a Namibia y se incluye en la estrategia a largo plazo de la empresa de diversificar su cartera y reponer las reservas de petróleo y gas a través de la exploración de nuevas fronteras y fortalecer alianzas estratégicas.
La transacción “siguió todos los procedimientos de gobierno corporativo de la empresa” y se ajusta al Plan de Negocio 2026-2030, según ha explicado Petrobras.
Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera estatal brasileña. Petrobras aumentó un 6,1% sus reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural en 2025, hasta los 12.100 millones de barriles, según informó la petrolera brasileña.
El 84% corresponden a petróleo y condensado, y el 16% son de gas natural, señaló en una nota Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en bolsa.
La compañía señaló que midió sus reservas según los criterios del organismo regulador del mercado de valores de Estados Unidos. En números totales, Petrobras consiguió añadir a sus reservas 1.700 millones de barriles en 2025.
Shell Argentina anunció la “puesta en marcha exitosa y sin incidentes” de un nuevo sistema de procesamiento avanzado de hidrocarburos en Bajada de Añelo (Vaca Muerta) con una capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas.
El Early Processing System (EPS) consiste en una planta EPF (Early Processing Facility), sistemas de separación y gathering (acumulación), dos plantas de recuperación de vapor, sistemas de abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, wellpads y otra infraestructura.
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, explicó al respecto que “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
A través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un máximo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Más de 1.500 personas fueron empleadas directa e indirectamente en su construcción y más de 140 contratistas y subcontratistas, mayormente locales, participaron del proyecto, informó la Compañía.
Bajada de Añelo es un bloque de ~200 km2 en la ventana de transición entre el crudo volátil y el gas húmedo, con un amplio potencial de recursos técnicamente recuperables de 300-400 millones de barriles y 2 tcf de gas. Shell Argentina cuenta con 50 % de participación y la operación del bloque, con YPF (50 %) como socia.
Datos relevantes del proyecto:
Capacidad en diseño original de la planta: 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas. Capacidad en diseño ampliado: 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de m3 de gas. La capacidad utilizada hoy es de aproximadamente el 50 % (8.000 barriles y 1.2 Mm3).
Los pozos activos hoy en Bajada de Añelo son 15. Se proyecta perforar 7 en 2026 y otros 4 en 2027.
La construcción de la EPS fué sin incidentes ambientales o a las personas (Goal Zero). La puesta en marcha en Septiembre/Octubre 2025 resultó exitosa, y también sin incidentes a personas o ambiente, con un acelerado ramp-up (subida) de producción al mismo tiempo.
Con su diseño de avanzada busca reducir emisiones (flare reducido, VRU), reducir la exposición a incidentes durante la construcción (por módulos para reducir soldaduras necesarias), también la exposición a incidentes ambientales durante la operación (con un sistema de automatización de pozos para regular automáticamente y de manera remota la seguridad de los pozos). Además, maximizar la eficiencia energética con la reutilización de gas para generar energía eléctrica para abastecer a la planta.
En la estrategia de Shell en Vaca Muerta el desarrollo de Bajada de Añelo complementa las posiciones de la compañía en la ventana de petróleo (Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste) con un primer paso en la transición de petróleo volátil y gas rico.
“Es un hito clave para el desarrollo del área ya que brindará capacidad de procesamiento en el bloque y nos permitirá continuar el de-risking monetizando los recursos de este bloque en la ventana de transición de crudo volátil a gas húmedo, complementaria con nuestros otros desarrollos”, destacó la Compañía.
El acuerdo comercial anunciado entre Estados Unidos e India no es solo una cuestión de aranceles o diplomacia bilateral. En el fondo, toca uno de los nervios más sensibles del sistema energético global: el rol de Rusia como proveedor de petróleo y la forma en que los grandes importadores están empezando a reacomodarse alrededor del conflicto en Ucrania.
Donald Trump y Narendra Modi presentaron el entendimiento como un paquete amplio. Según la Casa Blanca, uno de los puntos clave es el compromiso indio de reducir —o directamente frenar— las compras de crudo ruso, a cambio de menores barreras para las exportaciones indias al mercado estadounidense. El mensaje político es claro, aunque su traducción al mercado real es bastante más compleja.
India no es un actor cualquiera. Es uno de los mayores importadores de petróleo del mundo y, desde 2022, se había convertido en el principal comprador marítimo de crudo ruso. La razón fue simple: descuentos muy agresivos sobre el Urals en un momento en que Moscú necesitaba colocar su producción a casi cualquier precio.
Ese esquema empezó a mostrar grietas. En diciembre de 2025, las importaciones indias de crudo ruso cayeron alrededor de un 22 % frente al mes anterior, hasta unos 1,38 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en dos años. En paralelo, el petróleo de la OPEP volvió a ganar peso en la canasta india y alcanzó su mayor participación en casi un año. Rusia siguió siendo el principal proveedor individual, pero la distancia con Irak y Arabia Saudita se achicó de forma evidente.
Ahora bien, nadie en el mercado espera un corte limpio y rápido. Hay contratos firmados, compromisos logísticos y, sobre todo, una cuestión técnica: muchas refinerías indias están diseñadas para procesar crudos pesados y baratos. El petróleo ruso encaja casi a la perfección en ese perfil. Por eso, incluso con presión política, lo más probable es una transición lenta, no una ruptura.
Desde Washington, el acuerdo forma parte de una jugada más grande. Reducir los ingresos petroleros rusos —que siguen siendo una fuente clave de financiamiento— y, al mismo tiempo, ganar espacio para el crudo estadounidense en Asia. Algunas estimaciones apuntan a que Estados Unidos podría llegar a cubrir cerca del 10 % del suministro indio, aunque eso no necesariamente implique reemplazar directamente al Urals. En muchos casos, el ajuste vendría por el lado de crudos ligeros africanos.
El entendimiento también incluye un paquete más amplio de compras energéticas y no energéticas. Más petróleo y combustibles desde Estados Unidos, y la posibilidad de sumar crudo venezolano como parte de la estrategia india de diversificación. No es una apuesta ideológica, sino una lógica de riesgo: no depender demasiado de un solo proveedor en un mundo cada vez más inestable.
Aun así, el vínculo energético entre India y Rusia está lejos de desaparecer. Algunas refinadoras indias mantienen lazos profundos con activos rusos. Nayara Energy, participada por Rosneft, opera prácticamente solo con crudo ruso. Empresas estatales como ONGC, Oil India o Indian Oil Corp siguen teniendo participaciones en proyectos petroleros en Rusia, cuyos dividendos hoy están en gran parte atrapados por las restricciones financieras internacionales.
En ese marco, el acuerdo con Estados Unidos no marca un quiebre inmediato, sino un reacomodamiento. India gana margen de negociación y opciones de suministro, mientras intenta no dinamitar una relación que todavía le resulta conveniente. El resultado final no será una línea recta, sino una serie de movimientos graduales, con avances, retrocesos y bastante pragmatismo de por medio.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, desmintió las versiones sobre una posible venta de activos de la Compañía en Vaca Muerta y una salida de Argentina.
La desmentida pública vino a ocurrir pocas horas después de que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibiera (el miércoles 4), a representantes de Shell Argentina SA, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante dicho encuentro, el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister remarcó que las versiones difundidas en contrario no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro del yacimiento no convencional más importante del país.
La desmentida se produjo luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de Shell en Argentina.
El gobernador destacó la importancia de la continuidad de Shell en Vaca Muerta, en un contexto de crecimiento de la producción, incremento de exportaciones y consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en la formación, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que contribuyen al desarrollo tecnológico y productivo de los no convencionales, destacó el gobierno neuquino.
Shell encaró su participación en Vaca Muerta en 2012, y es uno de los principales operadores de shale oil en dicha formación No Convencional (quinta productora de crudo en Argentina), con foco en bloques de alta productividad como Sierras Blancas, Cruz de Lorena, y Coirón Amargo Suroeste (con 90 % de participación en cada una y 10 % de GyP Neuquén) y Bajada de Añelo (50 por ciento, asociada a YPF).
También está asociada con otras compañías – Total, PAE, YPF, Vista- en otras área No Convencionales (La Escalonada 45 %, Rincón de la Ceniza 45 %, Bandurria Sur 30 % Acambuco 22,5 %) en las cuales no es la operadora.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, formuló la desmentida de las versiones durante la conferencia con inversores y analistas posterior a la presentación de resultados del primer trimestre de 2026. Sawan calificó los rumores como “fake news”.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/02 al 01/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas para abastecer un volumen total de 37,4 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,27 el Millón de BTU en el PIST, y u$s 2,92 el MBTU puesto en el GBA.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,24 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde u$s 1,92 hasta u$s 3,41 el MBTU.
Desde Santa Cruz se formularon 6 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén las ofertas fueron 16 y el volumen totalizó 18,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas y totalizaron un volumen de 9,1 MMm3/día. Desde Chubut las ofertas fueron 4 y el volumen 3,8 MMm3/día. Y desde la Cuenca Noroeste se realizaron 6 ofertas por un volumen total de 2,3 MMm3/día.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 89/2026, el Plan de Acción y Presupuesto para el ejercicio 2026 de Dioxitek Sociedad Anónima, empresa estatal argentina especializada en la producción de dióxido de uranio y Cobalto-60, actuante en el ámbito de la Secretaría de Asuntos Nucleares.
Un anexo de la R-89 se refiere a Rentabilidad y resultados, señalando que “Se proyecta un resultado operativo positivo para el ejercicio 2026”, y respecto de la construcción de la nueva planta (NPU) afirma que “en esta se está invirtiendo para la mantención en condiciones del activo en construcción”.
El presupuesto 2026 de la empresa refleja una situación de equilibrio operativo con una rentabilidad positiva, proyectando un ahorro de cuatro mil cuatrocientos treinta ocho millones de pesos ($ 4.438.000.000), derivado de ingresos totales estimados en treinta mil novecientos treinta y tres millones de pesos ($ 30.933.000.000), frente a gastos operativos que alcanzarían los veinticinco mil quinientos treinta y cinco millones de pesos ($ 25.535.000.000).
Tales gastos, repartidos entre remuneraciones por quince mil setecientos ochenta y dos millones de pesos ($ 15.782.000.000) y bienes y servicios por nueve mil setecientos cincuenta y tres millones de pesos ($ 9.753.000.000) con otras pérdidas estimadas en novecientos sesenta millones de pesos ($ 960.000.000)”.
“Si se contemplan las inversiones en alrededor de tres mil seiscientos sesenta y dos millones de pesos ($ 3.662.000.000), el saldo neto (superávit) se ubica en aproximadamente setecientos setenta y cinco millones de pesos ($ 775.000.000), lo que confirma que la empresa puede financiar su plan de inversiones con el flujo generado por la operación”, puntualiza la Resolución.
En cuanto a la producción de la Planta, se indica que “Para el ejercicio 2026, la empresa proyecta una producción total de ciento noventa toneladas (190 tn) de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂), los cuales serán vendidos a NASA”.
“Respecto de las Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dado que no se proyecta cosecha productiva, se entregarán los remanentes de la cosecha productiva anterior”. Acerca de la estrategia comercial y posicionamiento en el mercado se indica que “DIOXITEK SA es el único productor nacional de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂) y de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dos (2) insumos críticos para la generación de energía nuclear y del sector médicoindustrial”.
En el referido anexo de la R-89 se destaca que “gracias a los nuevos precios acordados con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) que mejoran la cobertura de costos fijos y variables y refuerzan la sostenibilidad operativa, la empresa deja atrás las restricciones económico-financieras que atravesó durante los últimos años. Se espera un impacto favorable y progresivo en flujo de fondos y margen operativo a medida que se ejecute el plan de producción y entrega de Dióxido de Uranio (UO₂)”.
Respecto de la comercialización de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), 2026 será un año sin cosecha productiva, debido a que el ciclo de irradiación finaliza a fines del año, junto con el cronograma de parada de Embalse para extracción del material. Este esquema bianual implica menores ventas en 2026, las cuales son compensadas con los ingresos del ciclo anterior y la reanudación comercial en el ejercicio siguiente, se describió.
En paralelo, la compañía continúa invirtiendo en la Nueva Planta de Uranio (NPU), con erogaciones orientadas al mantenimiento y preservación del activo en construcción hasta su puesta en marcha, se puntualizó en la R-89.
TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) informa la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General, quien asumió el cargo a partir del 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.
Horacio Pizarro es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Desde hace 25 años Horacio ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Director Senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.
Por su parte, desde 1992 – año de la creación de TGN – Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de la compañía. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como Director General, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella profunda, no solo en los resultados alcanzados, sino también en su cultura y forma de trabajar día a día.
“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, dijo Horacio Pizarro, nuevo Director General de TGN.
“Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”, destacó Daniel Ridelener.
Vista Energy acordó la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporaría una participación de 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y de 35 % en Bajo del Toro, se comunicó.
La compañía acumula inversiones a la fecha por más de U$S 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación, se indicó.
El acuerdo de compra establece que la transacción se pagará mediante una combinación de efectivo y acciones: U$S 387 millones en efectivo y 6.2 millones de ADS, que representan acciones Serie A, de Vista.
Además del pago inicial, el acuerdo contempla un pago adicional contingente, que Vista abonará en cinco cuotas anuales, y estará sujeto a la producción de los activos adquiridos y al precio internacional del petróleo, en la medida en que el Brent se encuentre por encima de los U$S 65/bbl y llegué a un tope de U$S 80/bbl.
La operación será financiada mediante una combinación de fondos propios y financiamiento bancario. El crédito será otorgado por un consorcio de bancos internacionales, encabezado por Santander, Citi e Itaú, por un monto a determinar de hasta U$S 600 millones, con un plazo de cuatro años.
Una vez completada la transacción, YPF pasará a tener una participación de 44,9 % en el bloque Bandurria Sur, mientras que Shell Argentina conservará el 30 % y Vista el 25,1 % restante. En el bloque Bajo del Toro, en tanto, YPF contará con una participación del 65 % y Vista con el 35 % restante. YPF continuará siendo el operador de ambos bloques.
La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques.
A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.
En abril del año pasado, Vista concretó la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo, y el principal exportador de petróleo de la Argentina.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.
Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo iniciada con la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central”.
Vista espera concretar el cierre de la operación durante el segundo trimestre de 2026. Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando, además, 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas.
También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, reforzando su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación, se indicó.
Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en U$S 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.
Bandurria Sur El bloque Bandurria Sur es una concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales que abarca 56.464 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el bloque contaba con 195 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 181 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, alcanzó una producción total de 81.285 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 67.634 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 421 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
Bajo del Toro El bloque Bajo del Toro abarca 38.744 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el área contaba con 22 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 24 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, Bajo del Toro alcanzó una producción total de 4.191 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 3.565 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 396 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
La Secretaría de Energía de la Nación estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes de febrero.
A través de la Resolución 24/2026 fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL SETECIENTOS NOVENTA Y SEIS ($ 1.842.796) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de febrero de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.
Asimismo, y a través de la Resolución 25/2026, la secretaría a cargo de María Tettamanti fijó en PESOS UN MIL CON OCHOCIENTAS SESENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.000,868) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de biocombustibles, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante febrero y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por la misma Resolución fijó en PESOS NOVECIENTOS DIECISIETE CON TRESCIENTAS VEINTITRÉS MILÉSIMAS ($ 917,323) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640. También rige para las operaciones durante febrero de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La preexistente tensión entre Techint y el Gobierno nacional se agudizó a partir de la licitación para la provisión de tubos de acero destinados al gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa de Río Negro, donde se proyecta una planta de producción de GNL para exportación: el concurso por los caños del proyecto Argentina FLNG de Southern Energy abrió una grieta que desbordó lo estrictamente empresarial y pasó a inscribirse en el terreno de la disputa política y estratégica.
La oferta ganadora de la licitación fue de la firma india Welspun, por 203 millones de dólares, que fue impugnada por Tenaris bajo el argumento de dumping: tubos fabricados en India con chapa china, a precios artificialmente deprimidos. En ese proceso, el Ejecutivo avanzó con pliegos que no contemplan mecanismos de preferencia para proveedores locales ni criterios de integración nacional, habilitando la importación de tubos fabricados en el exterior, principalmente desde Asia.
Según fuentes de la compañía, lejos de existir una brecha del 40 %, su propuesta era competitiva en términos internacionales y, frente a una práctica considerada desleal, llegó incluso a ofrecer igualar las condiciones comerciales de la oferta ganadora para preservar una operación que concentra más del 60 % del mercado argentino de tuberías, aun a costa de resignar rentabilidad en ese contrato específico.
La paradoja es que el propio régimen de incentivos del RIGI, concebido para fomentar encadenamientos productivos locales, terminaría financiando empleo y valor agregado en China o India con recursos fiscales argentinos. Pero el dilema no es meramente contable sino estratégico: la siderúrgica del Grupo Techint con plantas en 17 países y más de 26.000 empleados y Tenaris-Siat emplea hoy a 420 trabajadores directos y, por cada uno de ellos, se estiman cuatro más en su cadena de valor, en un entorno ya penalizado por impuestos distorsivos como el cheque, ingresos brutos y tasas municipales. Techint, a través de su controlada Tenaris, venía siendo el proveedor histórico de este tipo de caños para gasoductos de alta presión, producidos en su planta de Campana, con estándares técnicos homologados por el propio sistema regulatorio argentino.
La empresa sostiene que la decisión de importar, ignora deliberadamente las distorsiones y asimetrías estructurales del comercio internacional del acero —subsidios estatales, dumping y financiamiento dirigido— y pone en riesgo la continuidad de una cadena industrial estratégica. Para Techint, la exclusión de criterios de desarrollo industrial en una obra financiada directa o indirectamente por el Estado no es un problema comercial puntual, sino una definición política que impacta sobre el empleo calificado, la balanza comercial y la capacidad futura del país para ejecutar infraestructura energética crítica. La controversia escaló al plano político cuando el presidente Javier Milei con su habitual estilo ramplón calificó a Paolo Rocca como “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, mientras su ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, sostenía que insumos más baratos implican mayor rentabilidad, inversión y exportaciones.
Mar de fondo
Queda de manifiesto que el conflicto entre Milei y Techint no es coyuntural ni personal, es estructural. Expresa la colisión entre dos modelos de capitalismo. No porque el mundo se agote en esa dicotomía, sino porque la reducción deliberada del debate a términos barriales ha sido la técnica que permitió al Gobierno nacional avanzar con su programa de ajuste.
Techint encarna una forma de capitalismo industrial integrado, propia de empresas complejas cuya proyección en los mercados globales exige la presencia de un Estado fuerte y articulador, como ocurre con la mayoría de los grandes conglomerados europeos, norteamericanos o chinos.
Un país que produce acero dispone de una base industrial estratégica que le permite sostener sectores clave como la construcción, la energía, el transporte y la defensa, reduce su dependencia externa en insumos críticos y tiene mayor capacidad de capturar valor agregado, generar empleo calificado y desarrollo tecnológico. En cambio, un país que no produce acero queda estructuralmente dependiente de importaciones para obras e industrias fundamentales, es más vulnerable a shocks externos de precios y suministro, y ve limitada su autonomía económica y estratégica, ya que el acero es un insumo transversal que condiciona tanto el desarrollo productivo como la capacidad de decisión soberana. Desatender esta dimensión supone desconocer el lugar estratégico que ocupa la producción de acero en la economía de cualquier estado que aspire a un horizonte sostenido de progreso a ser un país importante.
La experiencia histórica de la propia Argentina, Inglaterra, Estados Unidos, Rusia, Alemania, Japón, Corea, China, Brasil y más recientemente la India, constituye una demostración elocuente de que la siderurgia es un pilar insoslayablemente básico de toda economía que pretenda desarrollo.
Haz lo que digo
El discurso de Milei no se corresponde plenamente con sus actos. Con Milei el Estado no desaparece ni reduce sustantivamente su presencia: redefine sus funciones. Abandona la planificación para intervenir de otro modo, orientado a reordenar, disciplinar y garantizar el funcionamiento de los mercados. Se trata de una intervención en otras áreas, pero no por ello menos significativas sino todo los contrario.
En ese marco, el acero deja de ser concebido como una industria estratégica y pasa a ser tratado como un bien indiferenciado, sometido sin matices a las reglas del mercado mundial, despojado de toda consideración relativa a su gravitación económica, su aporte al empleo calificado, al desarrollo tecnológico y a su arraigo productivo nacional. Todo ello ocurre, además, en un contexto internacional marcado por el fin de la globalización y por el giro proteccionista de los Estados Unidos, que cierran su economía frente a la producción foránea, mientras la Argentina, en una nueva paradoja, abre su mercado a China, principal enemigo económico del nuevo socio estratégico del Gobierno.
Milei propone un modelo de capitalismo financiero desregulado -harto conocido en este país- en el que el Estado no debe planificar ni proteger, sino limitarse a garantizar un conjunto de reglas abstractas. Mientras tanto, interviene de manera permanente en el tipo de cambio (cepo, desregulación, crawling, shock), en las tarifas (sinceramiento, quita de subsidios, aumento de los planes sociales), en los contratos (renegociaciones, marcos regulatorios) y en los precios relativos (energía, transporte, combustibles). Además pisa ingresos y salarios no homologando acuerdos paritarios. Es decir: interviene en el Estado pero no para planificar el desarrollo industrial y las cadenas de valor, sino en una obsesiva intervención sobre la moneda, el déficit, el balance fiscal y los ingresos populares.
Su obsesión pasa por alto que los países que pone de ejemplo, durante 2025 tuvieron fuertes déficits fiscales: Estados Unidos: 7,4%, Israel (6,4%), Bélgica (5,5%), Francia (5,4%), Finlandia (4,6%), Inglaterra (4,3%), Nueva Zelandia (4,1%), Austria (4,3%), Italia (3,3%), El Salvador (2,8%), España (2,7%), Australia (2,7%), Perú (2,4%), Canadá (2,2%), los Países Bajos (2,1%), Corea (1,5%) y Japón (1,2%). Por otra parte, en estos dos años de gobierno, la inversión se desplomó un 12% respecto a la última etapa de la administración del golpeador Alberto Fernández: hay 584.686 personas menos con empleo registrado, según la Secretaría de Trabajo, cuando por año ingresan al mercado no menos de 150.000 trabajadores.
El consumo masivo derrapó en 2025 un 11,9% respecto a 2023, según la medición de la consultora Scentia que pondera los gastos en supermercados, autoservicios, farmacias, e-commerce, almacenes y kioscos y mayoristas, los niveles de morosidad en el pago de las tarjetas de crédito son récord y la actividad productiva, no vinculada a la energía, al agro y a la minería, está en un pozo de profundidad nunca visto salvo en la pandemia. Esos datos se explican en parte por la caída de los salarios formales y las jubilaciones que perdieron sistemáticamente frente a la inflación.
La Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Tarjeta Alimentar fueron las únicas transferencias que crecieron en términos reales durante los dos primeros años del gobierno de Milei, convirtiéndose en el ancla social del ajuste. A diciembre de 2025, la AUH alcanzó a 4.114.513 titulares —incluidos 93.453 beneficiarios por discapacidad— y la Tarjeta Alimentar llegaba a 2.546.130 familias, cubriendo a más de 4,5 millones de niños: más de seis millones de prestaciones en total. Lejos del relato del “fin de los planes”, la ayuda directa a los sectores más pobres no solo no se redujo, sino que se expandió, al tiempo que el salario mínimo y las jubilaciones se deterioraban. Este esquema —transferencias monetarias masivas, directas y sin intermediación— ayuda a explicar la ausencia de estallidos sociales pese a la magnitud del ajuste: el Gobierno desplazó a las organizaciones sociales, pero reforzó el flujo de recursos hacia los hogares más vulnerables, reconfigurando, y no eliminando, el Estado social.
“Nos van a salir dólares por las orejas”
En materia hidrocarburífera, una lectura preliminar de los lineamientos políticos de Javier Milei sugiere que el presidente parece inclinarse más hacia el paradigma nigeriano que hacia el noruego. Noruega hizo de sus recursos naturales una auténtica política de Estado: convirtió sus hidrocarburos en una palanca de desarrollo mediante empresas públicas robustas, una densa red de proveedores locales, capacidades tecnológicas propias y un fondo soberano que hoy resguarda más de un billón de dólares para las generaciones futuras.
Nigeria, en cambio, quedó atrapada en un esquema primario-exportador, casi colonial, estructurado en torno a enclaves de multinacionales, con escasa integración industrial y una apropiación de la renta que ha nutrido la corrupción, la desigualdad y la debilidad institucional. En un caso, el petróleo fue una escuela de capitalismo productivo; en el otro, un atajo hacia la dependencia y la desarticulación económica.
¿Y las inversiones?
La ausencia de inversión externa -a pesar del RIGI- no es un accidente ni una casualidad de mercado: es la consecuencia directa de un régimen diseñado para seducir capitales especulativos a costa de penalizar al propio empresariado nacional. Con beneficios fiscales, cambiarios y regulatorios pensados para grandes jugadores globales—, el esquema deja fuera de juego a las empresas locales, asfixiadas por una estructura tributaria distorsiva y sin acceso al mismo tratamiento preferencial. El resultado es un modelo de enclave: proyectos que extraen recursos en suelo argentino, gozan de rentas extraordinarias garantizadas por el Estado y reinvierten poco o nada en el tejido productivo doméstico. El RIGI no está atrayendo inversión productiva al país; está organizando, con reglas de Estado, una nueva forma de extranjerización del desarrollo. El episodio de los caños de Welspun es apenas la expresión más visible de un desplazamiento más profundo: por primera vez en décadas, un gobierno argentino deja de asumir, como principio, que una obra energética estratégica deba contar con un proveedor industrial nacional.
Para Techint, no se trata simplemente de un contrato perdido, sino de la ruptura de un pacto histórico —nunca formalizado, pero largamente vigente— entre el gran capital industrial y el Estado argentino. Durante años, ese equilibrio estructuró el modelo de desarrollo: el Estado planificaba, financiaba y demandaba; los grupos locales invertían, generaban empleo y exportaban; y los grandes medios contribuían a legitimar ese esquema bajo la narrativa del “desarrollo nacional”. La administración de Milei quiebra ese acuerdo implícito.
En un mundo de bloques, multipolar, quien controla el acero controla la capacidad de existir como actor y no como mercado. Por eso la verdadera discusión no es si Techint gana demasiado o paga poco, sino si la Argentina seguirá teniendo una columna vertebral industrial o aceptará, una vez más, que otros construyan su futuro con el hierro que ella misma extrae.
Por eso el conflicto no es meramente ideológico, sino existencial. Para Milei, Techint encarna una distorsión del funcionamiento del mercado; para Techint, Milei representa una anomalía dentro del sistema político argentino. La disputa excede los intereses sectoriales y pone en juego dos concepciones irreconciliables sobre el papel del Estado, el capital y el desarrollo.
Milei no confronta solo con Techint, sino con la noción de burguesía nacional como sujeto económico-político y cabeza del desarrollo. Al llevar la obra pública a cero, ese andamiaje es desmantelado de raíz.
La ruptura no solo inquieta a los industriales, sino también a los grandes conglomerados mediáticos (Léase Clarín), a los que se les arrebata su lugar histórico como interlocutores naturales del poder.
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras. Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.
Otras resoluciones.
Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras. Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.
Otras resoluciones.
Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
El Gobierno nacional oficializó la reducción de los derechos de exportación aplicados al petróleo crudo convencional mediante el Decreto 59/2026, publicado el jueves 29 de enero en el Boletín Oficial.
Entre los considerandos de la norma se hace referencia a los acuerdos suscriptos entre las provincias y la Nación. Fue el 18 de noviembre cuando se firmó un acuerdo para la eliminación de las retenciones a la exportación de hidrocarburos convencionales, iniciativa que contó con el acompañamiento de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y de las principales operadoras de la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), y Austral.
En ese marco, el decreto no solo formaliza la baja del tributo nacional, sino que hace efectivo el mecanismo de corresponsabilidad, mediante el cual las empresas operadoras deberán destinar los ingresos adicionales resultantes de la eliminación del gravamen a la ejecución de inversiones incrementales en la cuenca, con foco en la reactivación de equipos, la recuperación de pozos y el sostenimiento de los niveles de producción.
El Decreto 59/2026 modifica el esquema de cálculo de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, comprendido en la posición 2709.00.10 de la Nomenclatura Común del Mercosur. La norma fija, a los fines del cálculo, un Valor Base (VB) de U$S 65/barril y un Valor de Referencia (VR) de U$S 80/barril sobre la cotización del “ICE Brent primera línea”.
Con esos parámetros, el decreto determina que la alícuota será 0 % cuando el Precio Internacional (PI) sea igual o inferior al VB, y será 8 % cuando el PI sea igual o superior al VR. Para el tramo intermedio, cuando el PI resulte superior a U$S 65 e inferior a U$S 80, la norma mantiene un esquema de alícuota variable definida por una fórmula en el texto del decreto.
La medida consolida un esquema de esfuerzos compartidos, orientado a sostener la producción y el empleo en las cuencas maduras, a la vez que define nuevos valores de referencia para el crudo convencional que implican, en las condiciones actuales, la eliminación del impacto de las retenciones —anteriormente del 8 %—, constituyendo una respuesta concreta a un reclamo histórico.
Al respecto, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que la decisión “es el resultado de un trabajo técnico e institucional que venimos sosteniendo, aportando diagnósticos, información productiva y propuestas concretas para revertir la pérdida de competitividad del crudo convencional”, y precisó que “solamente en el último año, las retenciones representaron para nuestra provincia una pérdida de 240 millones de dólares y de 370 millones de dólares para la totalidad de la cuenca”.
El ministerio de Economía activó, con vigencia desde el 16 de enero último, el nuevo esquema de subsidios tarifarios parciales, y a la baja, para los usuarios de electricidad en el AMBA, a cargo de las distribuidoras Edenor y Edesur.
A través de las resoluciones 21 y 22/2026 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad resolvió sustituir los cuadros tarifarios de los usuarios Nivel 1, Nivel 2, y Nivel 3 (categorías según ingresos mensuales y situación patrimonial)(R-842/2025) por los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios Con Subsidios y Sin Subsidio, que las distribuidoras aplicarán en las facturas desde las las Cero Horas del 16 de enero.
Asimismo, el ENRE, intervenido por Néstor Lamboglia, sustituye las tarifas que fueran aprobadas por dicha resolución también para los clubes de barrio y de pueblo (CdeByP) y para las Entidades de Bien Público.
Además, sustituye desde ésa fecha las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores residenciales, por otras que en todos los casos se detallaron en respectivos anexos a la R-21 y R-22 ya oficializadas.
Las dos distribuidoras del AMBA deberán publicar los nuevos cuadros, dentro de los próximos cinco días, en por lo menos DOS (2) diarios de mayor circulación de su área de concesión.
En los considerandos de las dos resoluciones se hace referencia a que “el Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025, unifica los subsidios energéticos de jurisdicción nacional creando, a tal fin, el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que incluirá al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, para asegurar que los Usuarios Residenciales Vulnerables accedan al consumo energético indispensable”.
La medida restrictiva afectará principalmente a usuarios Residenciales de ingresos medios (ex Nivel 3).
El decreto 943/2025 establece los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica que serán subsidiados: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh) para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y; b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh) para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.
Asimismo, mediante dicho decreto determina en el Anexo II, las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen SEF.
A modo de referencia cabe indicar que un usuario de Edesur Residencial R4 Sin subsidio, con un consumo de entre 501 y 600 kWh al mes, pagará un Cargo Fijo de $ 15.616 y un Cargo Variable de $ 128,62 por kWh.
La misma categoría de usuario Residencial (R4) pero Con subsidio, pagará el mismo importe como Cargo Fijo ($ 15.616) ,pero el Cargo Variable por los primeros 300 kWh mensuales se cobrará a $ 57,79 el kwh, y el consumo excedente a $ 128,62 el kWh.
Para el caso de un usuario Residencial (R4) de Edenor Sin subsidio, el Cargo Fijjo es de $ 15.853 y el Cargo Variable es de $ 128,44 el kwh. Pero para la misma categoría Residencial (R4) Con subsidio, el Cargo Fijo será de $ 15.853 mientras que el Cargo Variable se calculará a $ 57,45 para los primeros 300 kWh y el excedente a $ 128,44 el kWh.
A su vez, el mismo decreto dispone que durante el año 2026 se aplicará, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, que se adicionará a la bonificación general establecida en el artículo 7 del D-943. Ello, “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios y la reducción progresiva de la bonificación extraordinaria a aplicar entre enero y diciembre de 2026”.
La Secretaría de Energía podrá modificar el porcentaje de la bonificación extraordinaria en función de la evaluación de las necesidades de los usuarios, siempre que no supere la alícuota del 25 por ciento.
Asimismo, el artículo 9 del decreto 943 dispone que las bonificaciones respecto del PEST, se aplicará para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables (Leyes 27.098 y 27.218).
Así las cosas, entonces el ENRE calculó y publicó en anexos de las R-21 y R-22/2026 los cuadros tarifarios y tarifas que EDESUR S.A. y Edenor S.A. deben aplicar a partir del 16 de enero de 2026; a saber: a) Cuadro tarifario para los usuarios Residenciales Sin subsidio y Con subsidio; b) Las tarifas para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona el Ministerio de Turismo y Deportes; las tarifas de las Entidades de Bien Público, y c) Las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores.
Con la puesta en funcionamiento del sistema de autodespacho en la estación de servicio de Famaillá, en Tucumán, YPF alcanzó las 100 estaciones con esta modalidad en todo el país. Este hito consolida la transformación de su red y eleva el estándar de la experiencia de sus clientes, a través de personal capacitado y procesos homogéneos que aseguran una operación consistente en toda la red.
Las 100 bocas de expendio habilitadas forman parte de un despliegue federal que abarca puntos en casi todas las provincias del país, a excepción de Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, en donde rigen marcos normativos que impiden la implementación del sistema.
“Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
La modalidad de autodespacho fue muy bien recibida por parte de los usuarios: el 86 % volvería a usar el sistema, el 74 % calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73 % completó la carga en menos de 5 minutos, destacando simplicidad, agilidad y el control que ofrece la operación a través de la App YPF, indicó la Compañía.
La puesta en marcha del autodespacho en cada estación se realizó de manera progresiva y siguiendo criterios estrictos de seguridad. Cada punto fue acondicionado con señalización clara, demarcación en piso y un QR ubicado a la altura de la ventanilla para facilitar el inicio de la operación desde la App. Además, se incorporaron elementos de asistencia al usuario.
La nueva modalidad convive con la atención tradicional, ofreciendo libertad de elección al cliente. El personal de playa mantiene un rol clave como facilitador multicanal, brindando asistencia cuando sea necesario, se indicó.
La distribuidora MetroGAS firmó un convenio con el Ministerio de Capital Humano de la Nación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados y que busquen fortalecer, así, el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural.
El acuerdo fue firmado por la ministra Sandra Pettovello y por el director general de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y contempla la implementación del curso “Instalando Calor Seguro”, un programa que la empresa implementó hace ya 11 años y lo llevan adelante capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país.
“Para MetroGAS es un orgullo ser referente en este tipo de capacitaciones. Este convenio forma parte de un camino para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación y empleo de calidad”, destacó Mazzucchelli tras la firma del convenio.
La capacitación tiene como objetivo transferir conocimientos técnicos y profesionales vinculados con las instalaciones internas de gas natural, brindando herramientas concretas para mejorar la empleabilidad de los participantes.
El curso se dictará de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios que el Ministerio de Capital Humano reacondicionó de lo que fue el Instituto Garrigós, ubicado en el barrio porteño de La Paternal, y se desarrollará a lo largo de cuatro semanas, entre los meses de enero y febrero.
El programa contempla cinco módulos obligatorios y un sexto módulo optativo, con clases orientadas a contenidos técnicos, normativos y de buenas prácticas profesionales.
Al finalizar el curso, los asistentes contarán con los conocimientos necesarios para decidir la tramitación de la matrícula de gasista de segunda y/o tercera categoría, habilitante para realizar trabajos bajo condiciones seguras y confiables. Quienes quieran avanzar con la matriculación, deben acercarse luego a algún Centro de Formación Profesional de cada municipio o en la Ciudad de Buenos Aires para obtener el título habilitante.
Hace más una década que MetroGAS lleva adelante “Instalando Calor Seguro”, un programa de prácticas profesionalizantes que promueve una formación técnica, ética y orientada al servicio, que fue diseñado en un principio para capacitar a estudiantes del último año de escuelas técnicas del área de distribución de la empresa, que comprende la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense.
Desde que está en vigencia, el programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264 escuelas, gracias a los casi 300 voluntarios que participaron y llevaron adelante más de 500 talleres.
Los resultados de la edición 2024 reflejan el impacto positivo de la iniciativa en la orientación laboral y el acceso a nuevas oportunidades: el 85,6 % de los participantes consideró que la capacitación representa una salida laboral concreta como gasista matriculado, mientras que el 89 % desconocía que podía tramitar la matrícula profesional a partir de su título secundario.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee (2.250.000 aproximadamente) es la tercera distribuidora de Sudamérica.
Su área de cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21 % de la demanda eléctrica nacional, consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable, describió la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables al dar a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025, en base a datos oficiales de CAMMESA.
En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16.284 GWh, equivalente al 68,8 % de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina, se indicó.
En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56.799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21 % de dicha demanda.
En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por: ● 52,2 % Hidro > 50 MW ● 2,5 % Hidro < 50 MW (Pequeños aprovechamientos hidráulicos) ● 33,4 % Eólica ● 9,2 % Solar ● 2,8 % Bioenergías (Biomasa + Biogás)
En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit de U$S 7.815 millones, y exportaciones también récord por U$S 11.086 millones.
Cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20 % se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.
Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para la generación de electricidad.
Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable.
En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.
Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.
La CEA destacó además el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento, monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.
De cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.
Acerca de CEA: La CEA es una organización que representa a las empresas y actores clave en la generación y cadena de valor de las energías renovables en Argentina. Desde su creación, la CEA impulsa la transición energética del país, promoviendo el desarrollo de tecnologías limpias y colaborando en el diseño de políticas que apoyen un futuro sostenible.
Con temperaturas mayores a los niveles históricos del mes, diciembre último registró un ascenso en la demanda de energía eléctrica del 13,6 % i.a., al alcanzar los 13.075,4 GWh a nivel nacional, con subas en los consumos residencial, comercial e industrial a nivel nacional.
El acumulado de 2025 significó un ascenso en la demanda de electricidad de apenas 0,7 por ciento contra 2024, indicó la Fundación Fundelec, entidad que comunicó el cese de estos informes en todo el 2026. Tales informes tomaban en cuenta datos oficiales publicados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad, CAMMESA.
Las distribuidoras de electricidad en Capital y el GBA tuvieron una suba i.a. del 25 % en la demanda en el último mes del año.
LOS DATOS DE DICIEMBRE 2025
En diciembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.075,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.505,4 GWh. La comparación interanual evidencia entonces el ascenso de 13,6 por ciento ya referido. La Potencia instalada es de 44.177 MW.
El consumo nominal de este mes ocupa el sexto lugar a nivel histórico, registro liderado por los meses de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), y enero de 2024 (13.606,2 GWh).
En diciembre, se dió un crecimiento intermensual del 22,1 %, respecto de noviembre de 2025, cuando alcanzó los 10.712,3 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año pasado.
Además, se registró una potencia máxima de 27.891 MW, el 30 diciembre de 2025 a las 15:32, lejos del récord histórico de 30.257 MW, registrado en febrero de 2025.
En cuanto a la demanda residencial de diciembre, alcanzó el 50 % del total país con una suba de 7 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 0,8 %, siendo un 26 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del 5 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2025): 7 meses de baja (marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %), y 5 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; septiembre, 3,9 %; y diciembre de 2025, 13,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,7 por ciento.
Los registros muestran que el consumo de enero de 2025 llegó a los 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; septiembre, 10.633,5 GWh; octubre, 10.585,1 GWh; noviembre, 10.712,3 GWh; y, por último, diciembre de 2024 alcanzó los 13.075,4 GWh.
DATOS DE TODO EL 2025
En base a datos aun provisorios, durante 2025, la demanda neta total del MEM fue de 141,2 TWh; mientras que, en el 2024, había sido de 140,2 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,7 por ciento.
En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, el consumo residencial representó 46,9 % y creció 1,5 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,3 % y subió 0,1 %. Por último, el consumo industrial llegó al 25,8 % y ascendió 0,6 por ciento.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en diciembre fueron 24 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: EDELAP (22 %), Entre Ríos (17 %), La Pampa , EDEN y Santa Fe (17 %), EDES (14 %), Córdoba (13 %), Formosa y EDEA (12 %), Chaco y Santa Cruz (10 %), Neuquén (9 %), Corrientes (8 %), Río Negro, Salta y Santiago del Estero (7 %), Jujuy y San Juan (4 %), Tucumán (3 %), Catamarca y Chubut (2 %), San Luis (1 %).
Por su parte, 2 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: La Rioja (-6 %) y Misiones (-1 %). En tanto, Mendoza mantuvo un consumo similar al de diciembre del año anterior.
En el detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones en diciembre fueron las siguientes:
CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 1,1 %. PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 3 %. NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- subió la demanda 3,2 %. NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un ascenso de 7,4 %. LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– aumentó el consumo 9,2 %. COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 10 % respecto a diciembre de 2024. CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza i.a. en la demanda de diciembre fue de 11,9 %. BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 16 %. METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una suba i.a. en el consumo de 25 %.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron el 33 % de la demanda total país registraron un ascenso conjunto de 25 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 24,6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 25,5 por ciento.
TEMPERATURAS
Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2025 fue más caluroso en comparación con diciembre de 2024. La temperatura media fue de 25.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.6 °C, y la histórica es de 23.1 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).
En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.562 GWh, lo que representó una variación del -21 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 44.177 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Con un despacho térmico mayor en diciembre 2025 (29,2 % más con relación al mismo mes del año anterior), el consumo medio de combustibles para generar terminó siendo mayor también (26 % más en conjunto si se compara con diciembre 2024) siendo más del 99 % gas natural de origen nacional.
En el año 2025 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,21 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 18,86 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 7,47 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 18,49 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 2,97 % de cobertura de la demanda total, describió Fundelec.
El Gobierno nacional avanzó con una modificación clave en el esquema de subsidios al gas natural al redefinir el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, en el marco de la implementación del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida fue dispuesta mediante el Decreto 26/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial, y modifica un aspecto central del Plan Gas.Ar vigente.
El decreto introduce cambios en la forma en que el Estado absorbe parte del costo del gas natural con el objetivo declarado de evitar que el incremento estacional del consumo durante el invierno se vea agravado por la variación estacional de los precios. En concreto, se redefine el llamado “precio de traslado a la demanda”, habilitando al Estado a cubrir una porción del Precio Anual Uniforme del gas, incluso cuando ese valor resulte superior al precio de mercado surgido de las subastas.
Hasta ahora, el esquema del Plan Gas.Ar reconocía precios ajustados por factores estacionales, lo que implicaba mayores costos en los meses de invierno, cuando la demanda prioritaria —hogares y pequeños comercios— registra picos de consumo. Con la creación del SEF, el Gobierno optó por anualizar el costo del gas para el usuario final, de modo que el impacto del invierno se distribuya a lo largo de todo el año.
La modificación introducida por el decreto establece que la diferencia entre el Precio Anual Uniforme definido por la Secretaría de Energía y el precio de mercado ajustado por estacionalidad, sea positiva o negativa, quedará a cargo del Estado nacional. Esto implica que, en determinados meses, el Estado podrá compensar a los productores por encima del precio de mercado, mientras que en otros podrá deducir montos cuando el precio anualizado resulte inferior.
Desde el Ejecutivo sostienen que la medida no altera los derechos de los productores que participan del Plan Gas.Ar ni modifica el precio ofertado comprometido en las subastas, sino que ajusta el mecanismo de compensaciones para garantizar la continuidad de la cadena de pagos del sector y proteger a los usuarios de variaciones bruscas en las tarifas.
El decreto también instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en el Plan Gas.Ar, reconociendo que el nuevo esquema puede generar saldos mensuales positivos o negativos para los productores a lo largo del año calendario.
La norma fue dictada como decreto de necesidad y urgencia y será remitida a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso para su tratamiento, conforme lo establece la Ley 26.122. El Gobierno justificó su urgencia en la necesidad de implementar de manera inmediata el régimen de subsidios focalizados, que reemplaza al sistema anterior de subsidios generalizados.
La decisión se inscribe en el proceso de reordenamiento del sistema energético impulsado por la administración de Javier Milei, que combina la reducción de subsidios indiscriminados con mecanismos de contención tarifaria para los sectores considerados prioritarios, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición del rol del Estado en la política energética.
Fuentes vinculadas a la empresa Techint indicaron que se evalúa presentar una denuncia por dumping en el caso de la licitación ganada por la firma Welspun (India) para proveer la tubería del gasoducto diseñado en el proyecto FLNG de Southern Energy, de producción de Gas Natural Licuado en plantas flotantes para su exportación desde Río Negro. La oferta calificada en el primer lugar fue de 203 millones de dólares.
La presentación ante las autoridades competentes por parte de Tenaris, empresa del Grupo Techint, haría hincapié en que se trató de una oferta realizada a precios de dumping, con tubos indios fabricados con chapa china, y que debería procurarse “evitar el daño a la producción local y el empleo asociado”.
Tenaris es el principal fabricante de tubos de acero con y sin costura del mundo, tiene plantas productivas en 17 países y más de 26.000 empleados a nivel global.
“En condiciones de competencia leal, la oferta de Tenaris para el proyecto FLNG de Southern Energy es competitiva con el precio internacional. La diferencia que circuló del 40 % entre la oferta que resultó ganadora y la de Tenaris es falsa”, argumentó la fuente consultada.
La secuencia de lo acontecido en este proceso licitatorio, señalaron las fuentes, es que contra una oferta realizada a precios de dumping , Tenaris ofreció, en una carta enviada al directorio del SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa” con el objetivo de “preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60 % del mercado argentino de tubería…”
Y se refiere que el régimen de incentivos RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales “fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión”. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario. Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China”.
“Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, se puntualizó.
Hoy Tenaris-Siat emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor.
“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, remarcaron las fuentes empresarias.
El martes 27 el presidente de la Nación, Javier Milei, calificó al empresario Paolo Rocca de “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, en una escalada de la controversia con el presidente del principal grupo industrial del país, que el lunes 26 también tuvo como protagonista al Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación. Este funcionario sostuvo que “Caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.
“No proveerse de insumos más baratos sería un mal negocio para las empresas y para el país. Si queremos ser competitivos no podemos imponer ineficiencias laborales, ni sobrecostos en los insumos”, agregó Sturzenegger. No se explayó acerca de las supuestas ineficiencias laborales.
El Proyecto Argentina FLNG (Southern Energy SESA) fue encarado por el Consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), YPF, y Pampa Energía.
Ubicado en la zona del Golfo San Matías (Río Negro), utilizará buques FLNG, como el “Hilli Episeyo” de Golar LNG, que operará por 20 años.
La Infraestructura incluye gasoductos para transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta la costa. La producción de GNL procurada estará entre 12 y 18 millones de toneladas anuales (MTA).
El Gobierno Nacional prorrogó la declaración de Emergencia Energética hasta el 31 de diciembre de 2027, y a la vez puso en marcha un nuevo esquema para el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia, quitando ésa función a Enarsa.
Desde el ministerio de Economía se indicó que la medida, dispuesta a través del decreto de necesidad y urgencia (DNU) 49/2026, responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.
Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.
Economía argumentó que “hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 U$S por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 U$S por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos”. En rigor el precio de los cargamentos variaba de acuerdo con la cotización internacional, y muchas veces la importación fue por debajo del precio señalado por Economía.
El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado.
A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.
Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno.
Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.
El objetivo, se explicó, es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.
Frente a un nuevo aumento de las temperaturas en gran parte del país, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) recuerda la importancia de hacer un uso eficiente de la energía eléctrica en los hogares.
Adoptar hábitos responsables no sólo permite cuidar el consumo y el bolsillo, sino también contribuye al buen funcionamiento del sistema eléctrico durante los momentos de mayor demanda.
Entre las principales recomendaciones se destacan:
Ajustar el aire acondicionado entre 24°C y 26°C: cada grado por debajo incrementa el consumo en aproximadamente un 8%. Apagar los equipos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores mejora la eficiencia. Además, asegurar puertas y ventanas antes de encenderlos ayuda a evitar pérdidas de frío y optimiza su rendimiento.
Evitar la simultaneidad de equipos de alto consumo: el uso al mismo tiempo de varios artefactos eléctricos incrementa la demanda sobre la red. Separar los horarios de funcionamiento, como en el caso del aire acondicionado y el lavarropas, significa un uso más eficiente de la energía.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda: realizar estas actividades temprano por la mañana o al anochecer no reduce la energía total consumida, pero sí ayuda a disminuir los picos de demanda del sistema.
Optimizar la iluminación: aprovechar la luz natural durante el día y reemplazar lámparas incandescentes o de bajo consumo por tecnología LED, que permite ahorrar hasta un 80% de energía.
Desconectar electrodomésticos en stand-by: aunque no estén en uso, continúan consumiendo energía. Este consumo innecesario puede representar entre un 5% y un 10% del total de la factura eléctrica.
En promedio, un hogar residencial utiliza entre 250 y 350 kWh por mes en condiciones normales. Durante el verano, ese consumo puede incrementarse entre un 30% y un 60%, principalmente por el uso de equipos de refrigeración.
En ese sentido, conocer cuáles son los electrodomésticos de mayor consumo resulta clave para promover un uso responsable de la energía y generar un ahorro en la boleta. Entre ellos se destacan (valores aproximados, según uso y modelo):
● Aire acondicionado: entre 1.000 y 2.500 W
● Horno eléctrico: entre 1.500 y 2.000 W
● Pava eléctrica: entre 1.500 y 2.000 W
● Lavarropas: entre 500 y 2.000 W por ciclo, según temperatura del agua
● Heladera: entre 100 y 300 W (consumo continuo)
● Televisores y dispositivos electrónicos: entre 40 y 200 W
El uso eficiente de la energía se basa en pequeños gestos cotidianos que están al alcance de todos. Estas acciones colaboran con el cuidado del ambiente y la estabilidad del sistema eléctrico, que cuenta con infraestructura avanzada y con el trabajo permanente de más de 60 mil colaboradores de las empresas distribuidoras, comprometidos con garantizar el suministro de energía a millones de argentinos durante todo el año.
El gobierno nacional modifica el esquema de precios estacionalizados que pagan los usuarios de gas natural en lo referido al componente PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y establece un precio del gas anualizado (PIST flat), eliminando la estacionalidad del precio que impacta en la factura.
El objetivo de esta decisión, comunicó el Poder Ejecutivo, es “dar previsibilidad y estabilidad al costo del gas que pagan los hogares, evitando picos estacionales —en especial durante el invierno— y alineando el esquema con los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
Se refiere a Decreto 943/25, que incluye al conjunto de los beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
Se trata de la aplicación de un criterio de subsidios al consumo de estos servicios que vino a reemplazar al esquema de Usuarios N1, N2 y N3 (según nivel de ingresos y situación patrimonial) por otro simplificado a dos categorías (Con o Sin subsidios). Considera los mismos factores pero modifica los niveles de ingresos y de patrimonio para acceder, y también los bloques de consumo con subsidio. El objetivo es continuar reduciendo la cobertura.
Desde la Secretaría de Energía se argumenta que la medida beneficia al usuario en el sentido de que éste recibirá “una factura más pareja durante todo el año, tendrá menos sobresaltos en los meses de mayor consumo, y también una mayor previsibilidad para planificar gastos del hogar”.
A través del Decreto de Necesidad y Urgencia 26/2026, y a los efectos de viabilizar la aplicación del SEF, se considera que “en tanto el nuevo esquema de subsidios importaría anualizar para el usuario final el costo de adquisición del gas natural del Plan Gas.Ar para suavizar el impacto derivado de los precios estacionales sobre los mayores consumos de invierno, el cálculo de las compensaciones a cobrar por parte de los productores a lo largo de un año calendario puede resultar en algunos meses con signo negativo y en otros, con signo positivo”.
“Consecuentemente, resulta pertinente que la S.E.realice las adecuaciones necesarias al régimen de Cálculo de las compensaciones a los productores”.
“Las adecuaciones que se propician resultan impostergables y necesarias para la inmediata implementación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), conforme lo dispuesto en el Decreto 943/25”, se argumentó en el DNU 26/26.
“La eliminación del diferencial estacional respecto del usuario, en función del Precio Anual Uniforme según el Decreto 943/25, en modo alguno importa una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni del derecho a recibir el Precio Ofertado ajustado por el factor del Período Estacional por parte del Productor”, se destaca en los considerandos del Decreto referido.
Desde Energía se puntualizó al respecto que con el nuevo esquema de precio anual uniforme de componente gas a facturar “No se modifican los contratos ni el Plan Gas.Ar.; se preserva la cadena de pagos del sector, y se mantiene la señal de precio del gas”.
Entonces, el DNU 26/26 sustituye texto original del Punto 13 del Plan Ga.Ar (Decreto 892/2020) por otro que señala: “13. Precio de traslado a la demanda: el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme que defina la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar, a efectos de reducir el costo del gas a pagar por el usuario, conforme al Punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes”.
“La Autoridad de Aplicación determinará, con la asistencia del Ente Nacional Regulador del Gas, en caso de que dicha asistencia le fuere requerida, el monto que podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. “El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, oficializó, a través de la Resolución 18/2026, la designación de Marcelo Nachón como interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, ENARGAS, a partir del 26 de enero.
En la misma resolución se aceptó la renuncia presentada por Carlos Alberto Casares a partir del 22 de enero último.
El ENARGAS es un organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E. del Ministerio de Economía.
Un comunicado de Energía describió que “la designación de Nachón responde a que reúne las condiciones técnicas y profesionales necesarias para el cargo. Fue propuesto por el Gobierno Nacional para integrar el Directorio del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, instancia en la que fue evaluado y avalado por el comité de selección correspondiente, habiendo superado los procesos de evaluación previstos. Su nombramiento garantiza la continuidad institucional y el adecuado funcionamiento del ENARGAS durante la etapa de transición”.
“Nachón cuenta con una amplia trayectoria en regulación energética y en la industria del gas y los hidrocarburos. Entre julio de 2024 y enero de 2026 se desempeñó en el ENARGAS como integrante del Consejo Asesor, participando en la elaboración de normativa vinculada a la Ley del Gas, la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Bases, así como en procesos estratégicos del sistema gasífero, entre ellos la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, la revisión tarifaria quinquenal, la reconfiguración del sistema de transporte y el abastecimiento del Gasoducto Norte”.
Y se añadió que “previamente desarrolló una extensa carrera en Wintershall Dea Argentina, donde durante más de 16 años ocupó funciones de alta responsabilidad en proyectos especiales, asesorando a la conducción de la compañía en temas regulatorios, contractuales y de políticas energéticas, y representando a la empresa en negociaciones complejas con autoridades nacionales y provinciales, transportistas y socios, tanto en la Argentina como en el ámbito regional”.
Asimismo, se indicó que “entre 2004 y 2007 fue Director Nacional de Economía de los Hidrocarburos en la Secretaría de Energía, cargo para el que fue designado por decreto del Poder Ejecutivo Nacional, con responsabilidades en el análisis económico del sector, el seguimiento de tarifas reguladas y la supervisión de concesiones, exportaciones y regímenes especiales de precios”.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en su Reporte Mensual de Generación Eléctrica, informó que en septiembre de 2025 la generación eléctrica en la región alcanzó 156 TWh, con un crecimiento interanual del 3,3% y una importante recuperación de las fuentes renovables.
La hidroenergía se mantuvo como la principal fuente de generación, con una participación del 45,7 %, impulsada por mejores condiciones hidrológicas en varios países de la región.
El informe destaca que el Índice de Renovabilidad llegó al 65 %, recuperándose frente al mes anterior, gracias a una mayor participación de fuentes limpias y a la reducción en la generación con gas natural, cuya participación cayó al 24 %. La energía solar registró un crecimiento mensual del 5 %, asociada a la entrada de nuevas instalaciones fotovoltaicas, mientras que la generación con carbón y otros combustibles fósiles continuó en descenso. A nivel nacional, 11 de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad, destacándose Paraguay y Uruguay (100 %), Costa Rica (98 %), Venezuela (92 %), Ecuador (90 %), Brasil (89 %), Colombia (86 %), el Salvador (79 %), Belice (77 %), Panamá (74 %) y Chile (70 %). Estos resultados confirman el avance de la región hacia una matriz eléctrica más limpia, resiliente y sostenible, con las energías renovables como eje central del desarrollo energético, destacó la OLACDE.
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”.
Costo real del GPNK menor: rondó los u$s 3.000/tn (no 4.000).
Comparación fuera de contexto:
Diferencias impositivas clave:
Logística y plazos no equivalentes:
Al normalizar variables, la brecha real cae fuerte:
Impacto del gasoducto:
2 de cada 3 usuarios de AMBA (63 %) registrarán una baja en su factura de marzo.
A nivel nacional, 11 de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad, destacándose Paraguay y Uruguay (100 %), Costa Rica (98 %), Venezuela (92 %), Ecuador (90 %), Brasil (89 %), Colombia (86 %), el Salvador (79 %), Belice (77 %), Panamá (74 %) y Chile (70 %).