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Shell y Damián Betular sellan alianza para propuesta en estaciones de servicio

Damián Betular, uno de los referentes más destacados e influyentes de la pastelería argentina, se suma a Shell Select, la red de tiendas de conveniencia de Shell en Argentina para impulsar “Hacelo Select”. Con esta alianza estratégica, el chef se convierte en embajador de la marca con una campaña que invita a los clientes a elevar sus elecciones cotidianas y permitirse un pequeño momento de disfrute adicional.

En el marco de este acuerdo, Shell Select y Damián Betular tienen previsto desarrollar en conjunto una propuesta exclusiva de pastelería bajo el sello “Shell Select by Damián Betular”, que estará disponible en los próximos meses.

Me gustó mucho la idea detrás de ‘Hacelo Select’ porque conecta con algo muy propio de mi oficio: cómo pequeños detalles pueden transformar completamente una experiencia. A veces no se trata de grandes cosas sino de permitirse un extra, un sabor distinto o una pausa para disfrutar. Veo que Shell Select viene impulsando esa evolución en el negocio de conveniencia y me entusiasma poder ser parte de ese camino.”, indicó Damián Betular.

Por su parte, Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina, destacó: “La unión entre Damián Betular y Shell Select surge de una afinidad muy natural entre dos marcas que comparten valores esenciales: la búsqueda permanente de la excelencia, la innovación, la calidad y la pasión por crear experiencias memorables. “Hacelo Select” representa exactamente esa filosofía: animarse a transformar un momento cotidiano en algo especial. Damián encarna esa idea a la perfección, porque ha construido su trayectoria elevando experiencias a través de la creatividad, la dedicación y la atención al detalle.

A través de esta iniciativa, Shell Select reafirma su compromiso de seguir innovando dentro del segmento de conveniencia, incorporando nuevas propuestas y experiencias que aporten valor a sus clientes y fortalezcan el posicionamiento de la marca como referente de calidad y cercanía.

Acerca de Shell Select

Shell Select es la marca de tiendas de conveniencia de Shell presente en estaciones de servicio de todo el país. Con una red de más de 800 tiendas entre formatos Shell Select y Shell Shop, ofrece una amplia variedad de productos y servicios pensados para acompañar a sus clientes en cada momento del día, con foco en la calidad, la innovación y la mejor experiencia de compra.

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Choque point, los sitios estratégicos del comercio internacional bajo tensión

Por el Ing. Nicolas Verini *

“Controlar un choque point importante es dominar el mundo”.El concepto mas extendido se aplica a los estrechos marítimos que conectan dos masas de agua por la que pasa una importante ruta del transporte marítimo.Los mas importantes son aquellos que acortan las distancias marítimas como el Canal de Panamá o el Canal de Suez otorgándole una gran importancia estratégica .De los 10 pasos mas importantes que existen en el mundo, cinco de ellos están en el Oriente Medio y en Asia. Se los considera estratégicos a nivel comercial y militar, muchos de ellos están situados  geográficamente en zonas calientes y de conflictos. Concentran ,centrales eléctricas, plantas de almacenamiento, puertos y terminales petroleras y de GNL ,polos industriales, refinerías, altamente concentrados y muy vulnerables.

Hechos recientes han demostrado que se han violado las leyes del transporte por mar y los imperios marítimos están validando medidas que alteran la logística del transporte y de tránsito por los pasos y estrechos subordinados a necesidades bélicas, alianzas políticas y comerciales que nos retrotraen a la época de la expansión colonial. El bloqueo de los estrechos es un acto de agresión ya que si se interrumpe la navegación y las cadenas de suministro se altera el equilibrio comercial global. Las economía de los países podrían ser insostenibles ya que alteraría el anormal funcionamiento de los hubs donde  se concentra la producción, transporte, almacenamiento y comercialización de los hidrocarburos, alimentos y minerales. Dubai, Amberes, Singapore, Rotterdam, Hamburgo, entre otros, ya lo sufren.

Estrecho de Ormuz

EEUU han bloqueado al Estrecho de Ormuz para castigar a Irán y esto puede provocar una respuesta espejo en el futuro por parte de China cerrando el Estrecho de Taiwán o Turquía el Bósforo. Cualquier otra potencia puede utilizar el mismo pretexto para perturbar el comercio mundial. Las grandes potencias y las intermedias ya tienen los elementos para poder hacerlo, han aprendido de Irán y de los EEUU, ya tienen los datos y su propia versión de cómo hacerlo. Sin querer, los EEUU le ha enseñado a China como contribuir a perturbar al mundo.

El Estrecho de Ormuz puede ser la “primera pieza del dominó a caer” en el contexto mundial y hacer que las reglas de transporte se vean alteradas y las zonas donde hasta hace poco eran de libre comercio, se conviertan en zona de piratería y de posibles guerras.

En el caso de Ormuz por allí se transporta el 30 % del comercio mundial de petróleo y el 50% de GNL. EL 30% del tráfico internacional de Internet en cables submarinos de fibra óptica. Por ese lugar pasan las exportaciones de crudo de Kuwait, Arabia Saudita, Iraq, Qatar, Abu Dhabi y Omán. Evitando pagar las primas impuestas por Irán ,los países importadores de petróleo, GNL, productos petrolíferos, petroquímicos y alimentos buscan otras rutas alternativas ,temerosos que la fórmula de Ormuz se universalice. La dependencia de Asia del Estrecho de Ormuz es muy  alta cuando se importa GNL: Paquistán el 26%, India 28%,Singapore 18%,Taiwan 27%,Tailandia 8% y China el 10%. Las importaciones de petróleo, GNL y fertilizantes por Occidente desde Ormuz  son vitales para mantener en marcha sus economías. Una tercera parte de las exportaciones de urea provienen de Qatar, de Irán y países del Golfo que actualmente están bloqueadas.

Los mercados internacionales ya han internacionalizado la magnitud de la crisis provocado por este inédito doble bloqueo de Ormuz que perjudica a ambas partes .No solo el petróleo afectaría a Irán, sino la del acero, ya que es junto a China, los EEUU y Alemania, la más alta del mundo con 32 Mill Ton que le genera ingresos por 1.890 Mill U$S. También la crisis de abastecimiento animal resulta de gran impacto en los países importadores, dada la fragilidad del sistema de almacenamiento y las reservas disponibles a largo plazo, ya que el mismo no cuenca con reservas estratégicas como sucede con el petróleo donde los Estados las pueden liberar en caso de emergencia.

Estrecho de Malaca

El otro nodo es el Estrecho de Malaca, un verdadero Talón de Aquiles para China por donde pasa el 80% del petróleo que consume. Esa ruta es controlada por Malasia, Indonesia y Singapur sede del mercado de productos petrolíferos y químicos más importante del Lejano Oriente. Es muy importante ya que acorta la ruta desde los países asiáticos al Golfo Pérsico, donde están localizadas las terminales el petróleo , GNL y fertilizantes y es la misma ruta en reversa que siguen los productos electrónicos, automóviles, células fotoeléctricas, chips, bienes industriales, textiles, tierras raras rumbo a Europa. Mas del 54 % del petróleo que importa China se origina en nueve países del Medio Oriente. Si se bloquea el Estrecho de Malaca la economía China y de otros países pueden estar sometidas a tensiones, ya que la única alternativa que le queda a China,Taiwan, Corea y Japón es la ruta del Ártico o por Siberia que están muy activas desde que se inició el conflicto de Ormuz.

Otra opción sería navegar por el Estrecho de Lambock, entre las Islas de Bali y Lambock en Indonesia por el Mar de Bali hacia el Índico. La ruta no es segura y es más larga ,siendo utilizada por los buques de gran tonelaje que no pueden pasar por Malaca. En Singapur hay importantes refinerías. China las tiene asociadas a Caltex-Singapore Refinig Co (SRC), donde procesa los crudos medianos y pesados agrios que provienen del Medio Oriente y los de Venezuela reequitetados o bajo sanciones, ahora en manos de los EEUU. Si bien China posee 1000 Mill bbl de petróleo en sus Reservas Estratégicas, después de usarlas, debe reponerlas y eso necesita de una logística de abastecimiento que no se interrumpa.

La coyuntura del mercado le ha permitido refinar crudo ruso Ural con alto contenido de azufre mejorando los rindes en las refinerías asiáticas, ahora que hay menos oferta de crudos del Medio Oriente por el cierre de Ormuz y cuya dinámica puede alterar los aprovisionamientos futuros desde las terminales del Golfo que están inoperables. La sanciones de los EE.UU. y de la UE contra Lukoil aislaron a las refinerías europeas del crudo ruso, resultando contraproducente pues aceleró una alianza energética rusa basada en la demanda de China, la India y Japón sin mayores riesgos. La ventaja de mezclar crudo Ural (31,5 API-1,5 S) con crudos siberianos permite igualar la calidad con los crudos del Medio Oriente y remplazar en mejores condiciones de seguridad, transporte y precio.

El precio es un factor determinante y tras la menor demanda india, que tiene que atender los compromisos con Arabia Saudita, atrae mas los pedidos de las refinerías chinas, ya que Rusia absorbe gran parte de la logística de seguros y transporte, asume el riesgo geopolítico y garantiza la estabilidad del precio y el suministro. El ESPO (Eastern Siberian Pacific Ocean) es una mezcla de la Siberia Central-Este que transporta el oleoducto Siberia Occidental-Pacífico cuyos volúmenes son cargados en el puerto de Kozimo, cerca de la frontera China, sin depender del Estrecho de Malaca. Las exportaciones EXPO de 950.000 bbl/d superan actualmente los volúmenes de Arabia Saudita según Kpler. ”La esperanza de exportación rusa habla chino”. Es un crudo que ha conquistado el mercado asiático con un Posting Price superior al Brent. No se descarta la posibilidad que otros países estén avanzando la idea de un peaje por Malaca contrario al modelo de puertos y rutas libres de Singapur, donde seguramente, de concretarse “la disconformidad China  se haría notar”.

Canal de Suez

El Canal de Suez, bajo control de Egipto, es la vía euroasiática más importante a Europa donde pasan el 15% del petróleo mundial y el 30 % de  contenedores, acortando en 8.900 km la distancia a Europa desde el Golfo Pérsico evitando circunnavegar el Africa.

Egipto fue un centro de influencia  muy importante de Inglaterra y Francia y  actualmente es de gran valor estratégico regional por la proximidad con los países del Mediterráneo. Si se interrumpen las exportaciones por Ormuz, parte del crudo Saudita puede ser evacuado desde sus yacimientos a través del oleoducto Trans Arabian Pipe Line evitando el Estrecho de Ormuz hacia la terminal de Yambú en el Mar Rojo, puerto petrolero, de contenedores y que posee una refinería.

La llegada de ese crudo a los mercados UE depende del Canal de Suez o del uso  alternativo del oleoducto SUMED que puede transportar hasta 2,4 Mill bbl/d  desde la terminal en el Mar Rojo conectado con Sedi Kerir  (Alejandría) en el Mediterráneo. Es una ruta alternativa para las exportaciones que provienen del Golfo Pérsico otorgando mayor seguridad y evitando bloqueos. Esto le ha hecho ganar importancia estratégica ante la crisis de Ormuz.

Por Suez navegan entre 18.000 a 20.000 buques por año. El Canal de Suez ya sufrió varios cierres desde su nacionalización debido a las guerras entre Egipto e Israel en 1967 y 1973. En 2021 un bloqueo del portacontenedores “Ever Given” paralizó el transito durante 6 días y afecto el tránsito de mercaderías por 9.500 Mill euros diarios, provocando un cuello de botella logístico global.

Paso de Bab al Mandeb

Bajo la presión bélica de los Huties, el ataque y secuestros de navíos por los Talibanes del Mar sumado a la inseguridad regional que impera de hace años en esa región y agravado por el aumento del costo de los seguros marítimos,   el comercio por el Estrecho de Bab al Mandeb ha disminuido un 37%.

Es  la vía de agua que comunica el Océano Indico con el Mediterráneo por el Mar Rojo cuando se navega rumbo a Suez. La posibilidad de utilizar VLCC y ULCC (Very y Ultra Large Crude Carrier) le ha permitido a las compañías de transporte evitar Bab al Mandeb eligiendo la ruta por el Cabo de Buena Esperanza bordeando el África. Es más larga y más cara pero resulta más segura. La distancia de 15.000 km desde el Golfo a Europa es casi el doble que navegar por Suez. El Estrecho de Bab al Mandeb, tambien conocido por Puerta de las Lágrimas o Puerta del Infierno por su peligrosidad es la entrada sur al Mar Rojo, situada en el Golfo de Adén cuya geografía africana comparten Yemen, Somalía, Djibouti y Eritrea  bordeando el Cuerno de África. La renuncia por parte de las navieras a navegar por Bab al Mandeb y el Mar Rojo, significó una perdida monetaria importante para Egipto cuya economía depende del tránsito de los navíos por el Canal de Suez.

Estrecho de Gibraltar

El Estrecho de Gibraltar es la ruta más importante de Occidente, donde el Mar Mediterráneo se une al Océano Atlántico. Es la ruta de entrada de los aprovisionamientos de GNL de los EE.UU. al Mediterráneo  y la salida del petróleo que exporta África con destino a las refinerías de los Países Bajos, Bélgica, Brasil, Portugal e Inglaterra. Próximo se encuentra la entrada del MedGaz , gasoducto submarino que une Argelia y España. Mas al este el gasoducto TransMed Enrico Mattei que interconecta Argelia con Túnez y el Mar Mediterráneo con Sicilia e Italia continental. Suministra el 36 % de sus importaciones.

Tras el cese operativo del gasoducto Magreb-Europa por Marruecos, Argelia redirigió ese flujo hacia hacia el TransMed. En 2021 Argelia no renovó el contrato, citando “practicas hostiles” por parte de Marruecos tras la ruptura de las relaciones diplomáticas. Marruecos perdió el derecho de paso y el suministro de gas argelino gratuito para sus centrales eléctricas, debiendo importar GNL de Rusia y el 95% de los combustibles para el consumo interno. El Estrecho de Gibraltar es también la ruta de salida del crudo y derivados ruso del Caspio y del Mar Negro y los cereales de Ucrania y Rusia. Es una zona geográfica con varios jugadores importantes: Inglaterra, España y Maruecos.

Gracias a su situación geográfica el puerto de Ceuta tiene un importante rol en el paso del estrecho y las comunicaciones con el Atlántico situada frente a la estratégica base británica de Gibraltar. Un lugar donde conviven diferentes culturas religiosas como la cristiana, la musulmana, la judía e hindú y región de alta presión migratoria desde el África cuyos equilibrios geopolíticos suelen ser precarios según los analistas. En el caso que el conflicto con Irán escale, el peso de Gibraltar y el mismo Mediterráneo, controlado por tres países de la OTAN, puede convertirse en un lugar de inspecciones de buques y de bloqueos, invocando cuestiones de “seguridad regional” llegando a afectar el comercio global de petróleo, combustibles, alimentos, cereales y fertilizantes. Si los EE.UU. “presionan a Irán en Ormuz, en un futuro no muy lejano, algunos países, esgrimiendo idénticos argumentos podrían condicionar el transporte y la libertad de paso por otros los puntos estratégicos vitales para el comercio.

Canal de Panamá

El Canal de Panamá es un activo estratégico para los EE.UU. quien ha manifestado su interés de recuperar el control de esa vía comercial  terminada de construir en 1914 y administrada hasta el 2000 por los EE.UU. El Tratado Torrijos-Carter ratificado por el Senado de los EE.UU. otorgaron a Panamá el control del Canal a partir del 1 de enero del 2000 cuando asumió la responsabilidad total de la operación y mantenimiento de esa vía oceánica.

Es una de las puertas principales de los contenedores de los EE.UU. y representa un 40 % de su comercio global. China controlaba los extremos comerciales de Panamá y la presión de los EE.UU. al gobierno panameño obligaron a los chinos de vender sus acciones. Hong Kong CK Hutchison Holdings acordó vender su participación del 90 % de Panamá Ports Co. que operaba los puertos en ambos extremos del Canal en 20.000 Mill U$S.

El control chino incluía las operaciones en los puertos de Balboa en el Pacifico y Cristóbal en el Atlántico. El actual sistema de subasta y derecho de paso se ha encuentra colapsado debido a que las compañías navieras buscan otra ruta alternativa a Ormuz para cumplir con los compromisos de transporte. El tiempo y los volúmenes perdidos en Ormuz son difíciles de recuperar y los desvíos de los cargamentos que debían navegar por el Atlántico, ahora lo intentan hacen por el Pacifico y viceversa, asumiendo tarifas y seguros más elevados para sus buques y debiendo desarrollar una nueva logística marítima. Japón ha inaugurado las importaciones de petróleo desde los EE.UU. Desde Texas, un carguero con 950.000 bbl ha atravesado el Canal de Panamá y descargado en Tokio para afrontar lo que representa un día de consumo. Una nueva ruta de abastecimiento está abierta. Tal vez sea una nueva oportunidad para China reflotar el proyecto de hace unos años de construir un nuevo canal interoceánico en Nicaragua a través de los lagos Cocibolca y Xolotán interconectando el Atlántico con Corinto en el Pacifico desafiando a Panamá.

Estrecho del Bósforo y Dardanelos

Bosforo-Dardanelos es el estrecho que comunica el Mar Negro con el Egeo y su enlace con el Mediterráneo. Es Turquía quien maneja los intereses regionales del transporte y comercio según lo estipulado en el Tratado de Montreaux  y otorga los derechos de  navegación a los países ribereños y no ribereños. El Acuerdo de Montreaux fue firmado en 1936 por diez países donde Inglaterra transfirió a Turquía la soberanía de los Estrechos del Bósforo y Dardanelos, regula el tránsito de buques de guerra de otros estados a través de los mismos y la entrada de buques de la Nato. Turquía recupero el pleno control que había perdido en 1918.

El paso de buques de los estados no ribereños está restringido. En tiempos de paz los buques mercantes  se benefician de la completa libertad de tránsito sin importar el pabellón ni la carga que lleven. La vulnerabilidad de Rusia en esa región es notable al no tener salida a otros mares calientes y ser un país cuyos principales puertos permanecen bloqueados durante el invierno. Es el apostadero natural de la flota rusa que le permite el acceso al Mediterráneo y siempre fue su punto débil desde hace siglos.

Es la ruta de sus petroleros desde los terminales y puertos en el Mar Negro.El cierre o limitaciones de ese paso sería un grave problema para Rusia y Ucrania ambos importantes exportadores de cereales. Hoy, la guerra con Ucrania lo ha convertido en un lugar estratégico donde la disputa comercial y militar se profundiza cada día. La pertenencia de Turquía a la Nato le permite tener la llave de la región, y negociar en forma independiente con todos los bandos beligerantes. Tiene el ejército más importante del Medio Oriente. Una actitud no amistosa de algunos de sus vecinos puede animar a Turquía a recurrir a la Nato, o a re-configurar nuevas alianzas regionales.

El petróleo de Mosul y Kirkuk de Irak ya se transportan por un oleoducto hacia la terminal de Ceyham en el Mediterráneo. El Director de la AIE ha propuesto recientemente la construcción de un nuevo oleoducto capaz de transportar crudo iraquí de los yacimientos de Bashra a la terminal turca de Cehyan reduciendo la dependencia del Estrecho de Ormuz y garantizando un mejor suministro de crudo a la UE, independizando al crudo iraquí de ser exportado por el terminal de  Basora en el Golfo Pérsico. Este oleoducto acompañaría los proyectos de Turquía de ampliar la red de oleoductos desde Ceyhan a los yacimientos de Kirkuk creando nuevas rutas de transporte alternativas y corredores energéticos más seguros hacia la UE, reflotando el IMEC Corredor Económico India-Oriente Medio-Europa que contaba con el apoyo de los EEUU.

Los Estrechos Daneses

Los Estrechos Daneses y la salida por el Mar Báltico es la ruta de los crudos y minerales rusos desde Primosk al mercado europeo, cuya ruta hacia el Océano Atlántico pasa por el Canal de la Mancha que está bajo mirada inglesa. Este país podría limitar su navegación. Los países ribereños que conforman un bloque hegemónico bajo el paraguas de la OTAN, ya han implementado acciones de seguridad marítima a los cargueros rusos, siendo interceptados sistemáticamente, en especial los de la Flota Fantasma. Dentro del escenario de la actual guerra híbrida en Ucrania, se han producido los atentados que dejó sin operar los gasoductos North Stream I y II.

También han sufrido cortes los cables submarinos de fibra óptica que transportan millones de datos por el Báltico, siendo este junto al Mar Rojo los más atacados. En este complicado contexto internacional aparece Rusia como un jugador importante desde el Mar Negro, el Mar Báltico y  Kozmino en Asia. El aumento del precio del crudo a más de 100 U$S/bbl, muy lejos de los 60 y 70 US$/bbl del inicio de la guerra de los EEUU e Israel contra Irán, le permite a Rusia embolsar US$ 670 Mill adicionales por semana, aprovechando el parcial relajamiento de las sanciones al petróleo y al gas, impuesto por los EE.UU. “para evitar el colapso energético en la UE”. Cada dólar de más que se paga, por el petróleo y el gas, fertilizantes, minerales y bienes industriales es uno menos para las deterioradas economías europeas que están en recesión y no crecen y uno más para sostener la industria de guerra de Rusia. En los EE.UU. aumentan los combustibles y en Occidente con Japón les falta  petróleo, subproductos y GNL. El pánico bursátil con el aumento de precios invaden los mercados, a la prima geopolítica del petróleo se le suma la especulativa y el riesgo de cierre del Estrecho de Ormuz ha complicado la logística y el transporte a escala mundial. Rusia demuestra que es un jugador todo terreno en un mundo de mares que se cierran. Su inmenso y rico territorio le permite abrir rutas terrestres que ningún bloqueo puede detener, sin que las prohibiciones impuestas puedan condicionar sus exportaciones ante las necesidades energéticas que el mundo le impuso y que ahora, las están haciendo caer.

La Ruta del Artico

La Ruta del Ártico, ya está activa. La Ruta “China-Europe Artic Express” que une los puertos de Shanghai y Zhouzan en China con Rotterdam, Hamburgo y Gdansk en Europa reduce en más de un tercio el tiempo de navegación entre el Canal de Suez y Europa, empleando 18 en comparación a los 28-30 días y además permite bajar los costos  de transporte en un 30% respecto a la ruta por Suez y un 50% evitando el Cabo de Buena Esperanza colaborando en reducir las emisiones de carbono.

En el 2024 una naviera china navegó la helada ruta marítima del norte NSR (Ruta Marítima del Norte) que une el Mar de Barents y el Estrecho de Bering recorriendo 5.600 km de la costa rusa. Era transitable solo en verano con apoyo de remolcadores rusos. Estratégica vía para el comercio Ruso-Chino. El apresurado deshielo está transformando al Ártico en uno de los epicentros de la geopolítica mundial abriendo nuevas  vías marítimas y la accesibilidad a los recursos naturales. Las grandes potencias están interesadas en la explotación del petróleo, el gas, los depósitos minerales metálicos como el Níquel, Cobalto, Cobre y Tierras Raras y los recursos pesqueros. China ha mostrado interés en la navegación, para integrar esa nueva ruta marítima a la Ruta Polar de la Seda dentro de la  Belt and Road Iniciative.

Ha intensificado la cooperación económica y las inversiones en Finlandia, Noruega, Islandia y Groenlandia, invirtiendo en minería, infraestructura, comprando viejas instalaciones militares de los EE.UU. y construyendo una flota de rompehielos con propulsión nuclear desarrollando nuevas alianzas con países de la región. Noruega ha situado al Ártico como prioridad de su política exterior incluye operaciones militares en el norte, Rusia ya tiene una estrategia ártica con una presencia militar de hace décadas con fuerzas especializadas y múltiples bases militares y ve a esta ruta el centro de exportación de petróleo y minerales con los puertos de Murmansk, Tiksi y Peevec.

Los EEUU han aumentado fuertemente su intención de anexarse Groenlandia siendo esta región un territorio autónomo de Dinamarca. El interés norteamericano viene de larga data, ya fue expuesta por el Pte. Truman en 1946 cuando quiso comprar a Groenlandia por US$ 100 millones. Argumentaba que quien controle el Ártico “controlaría las principales rutas marítimas”. A la explotación de los minerales, el gas y petróleo el premio mayor serían las reservas de Tierras Raras, mercado que actualmente controla mundialmente China, pudiendo romper su monopolio en el futuro.

* Ex Gerente Comercio Exterior YPF, Ex Director Instituto del Gas y Petroleo-UBA, Profesor de Comercio Internacional de Petroleo IGPUBA

Bibliografía

Ho Jiu Xi-China Daily, Asuntos Exterior Chino. “El bloqueo y despliegue militar son peligrosos e irresponsables”, Guo Jiankun, “China Continental principio una sola China” LiShangy.” Geopolítica Polar, Conquista de un continente que no existe. Andrea Rodriguez, OrdenMundial EOM. “Global Strategy, Augusto Conte de los Rios, “La Convención de Montreaux y la Guerra de Ucrania”, New Mundo, Offaslan Ozendem, “Rusia y Ucrania, como la Convención de Montreaux freno el paso de buques de guerra por el Bosforo”, Nicolas Verini, “El Nuevo Canal de Panamá”, Petrotecnia, Columbia University, Mohamed al Shabani, “Arriesgada Diplomacia de Teheran”, Columbia University, Columbia SIPA, Amos Hochslein, “Hasta donde se dirige la Guerra”, Financial Time, april 2026. “DQ hablan/c Rodolfo”, varios podcast. Source Kpler” ESPO Export by destination Countries”. “Oil Price”, Natacha Katona.com. “De Ormuz a Malaca, los pasos marítimos como arma geopolitica, Kerstein Knipp. DW 11/05/2026

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Vaca Muerta acelera y la infraestructura corre para alcanzarla

La última semana de julio de 2026 dejó una serie de definiciones que confirman un cambio de época para la industria energética argentina. El crecimiento de Vaca Muerta corrió los límites en materia de perforación, en la capacidad de transportar, procesar y exportar. La señal dominante es que el crecimiento del petróleo de Vaca Muerta ya exige respuestas simultáneas. En gas, el foco inmediato continúa siendo el equilibrio invernal y el precio entregado al sistema eléctrico. El 2026 se perfila como el año en que la infraestructura se convierte en el principal cuello de botella —y en la principal oportunidad— de la industria energética argentina.

Argentina LNG

La convocatoria a audiencia pública para la planta de separación de gas en Plaza Huincul constituye el avance más relevante de la semana en el frente gasífero.
La planta es una pieza crítica dentro del megaproyecto Argentina LNG, que busca monetizar el gas de Vaca Muerta mediante exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL).
La audiencia se realizará el 10 de septiembre a las 11:00 en el hotel Antú Malal, sobre la intersección de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17. Allí se expondrá el estudio de impacto ambiental asociado a la construcción de la planta, una instancia que acerca el proyecto a una etapa más ejecutiva y reduce uno de los cuellos de botella del desarrollo gasífero.
El proyecto, liderado por YPF, contempla una inversión de US$25.000 millones y avanza en paralelo en otros frentes: recientemente se adjudicó la licitación de ductos dedicados por unos US$3.000 millones, y se acordó la firma de Cartas de Intención con productores como Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa y Vista.
La señal dominante es que el foco del sector ya no es descubrir recursos, sino construir infraestructura.

Oldelval
amplía capacidad

La noticia operativa más importante de la semana fue la decisión de Oldelval de repotenciar sus estaciones de bombeo para incorporar hasta 200.000 barriles diarios adicionales al sistema. La inversión demandará US$25 millones y busca sostener el crecimiento de Vaca Muerta hasta la entrada en operación plena de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
El sistema alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada inaugurada en marzo de 2025, un techo operativo que amenazaba con frenar la producción.
La intervención de Oldelval funciona como un puente, pero no reemplaza a VMOS, que sigue siendo la obra estructural necesaria para la evacuación de crudo.
La medida impacta directamente a YPF, Vista, PAE, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y demás productores de crudo neuquino. La capacidad adicional elevará el transporte desde Vaca Muerta hasta unos 730.000 barriles día, aunque el margen sigue siendo ajustado.

RIGI de US$5.800
millones para
Bandurria Norte

El 21 de julio, Vista Energy solicitó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar el bloque Bandurria Norte, un activo de 26.500 acres que controla en su totalidad. El proyecto contempla perforar y completar 332 pozos nuevos para alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes por día, un volumen equivalente a casi un tercio de lo que hoy produce toda la compañía en el país.La inversión de US$5.800 millones representa una apuesta de escala por el shale oil y muestra que Vista busca convertir sus adquisiciones recientes en crecimiento productivo de largo plazo. El volumen comprometido incrementará la necesidad de infraestructura compartida —oleoductos, plantas, almacenamiento y servicios— y reforzará la competencia por equipos, arena, personal y capacidad de fractura.

Mediante la Resolución 166/2026, publicada el 22 de julio en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía aprobó un nuevo procedimiento para exportar hidrocarburos líquidos y derivados y creó un Registro Único de Operaciones.
El esquema reemplaza normas dispersas —algunas con más de treinta años— y elimina o simplifica pasos vinculados con la oferta previa en el mercado interno. La medida es probablemente la noticia regulatoria más importante de la semana.
Reduce la fricción administrativa y mejora la previsibilidad para productores, refinadores, traders y operadores de terminales.
Argentina está adaptando el marco regulatorio a un mercado con excedentes estructurales de crudo, en lugar de uno diseñado para proteger el abastecimiento ante la escasez. Resta esperar cómo funcionará en la práctica la garantía de abastecimiento interno y qué margen conservará el Gobierno para intervenir frente a faltantes o diferencias de precios.

Gas para generación: US$4,75/MMBtu en agosto

Una subasta solicitada por CAMMESA al Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) adjudicó alrededor de 27,9 millones de m³ diarios de gas interrumpible para centrales eléctricas durante la primera quincena de agosto.
El precio promedio ponderado en el Gran Buenos Aires fue de US$4,75 por MMBtu.
El dato ofrece una referencia concreta del valor marginal del gas en invierno y de la interacción entre productores de Vaca Muerta, comercializadores y generación térmica.
Aunque no tiene la escala estratégica de VMOS o de un gran proyecto RIGI, permite evaluar netbacks, transporte, sustitución de importaciones y disponibilidad del sistema durante el tramo final del invierno.

El ENReGE busca nuevo presidente
tras una renuncia sorpresiva

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, convocó a un Concurso Abierto de Antecedentes para designar al nuevo Presidente del Directorio del Ente Nacional Regulador Del Gas y La Electricidad (ENRGE), tras la intempestiva renuncia de Néstor Lamboglia.
Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.
Mediante la Resolución 185/2026, se aprobaron los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes.
Los postulantes tendrán diez días hábiles administrativos para presentar sus antecedentes.
Un Comité de Selección analizará las postulaciones, realizará entrevistas y elevará una propuesta de ternas a la Secretaría, que luego elevará al Ministro de Economía y al Poder Ejecutivo.
El ENRGE fue creado en julio de 2025 en el marco de la Ley de Bases, con el objetivo de unificar las funciones de los anteriores reguladores del gas y la electricidad. La selección de su presidente es clave para definir el rumbo regulatorio de los próximos años.

Vaca Muerta, consolidada

Más allá de las noticias puntuales, uno de los temas centrales de la semana fue la consolidación de Vaca Muerta como el principal motor de crecimiento de la economía argentina.
En mayo, Argentina batió su récord mensual de producción de petróleo, con Vaca Muerta representando el 69% de los volúmenes.
El petróleo crudo fue el producto más exportado de junio, con US$918 millones, superando a la agroindustria.
El desafío, advierten los analistas, pasa por transformar ese crecimiento en desarrollo más amplio y sostenerlo con infraestructura.
La semana dejó claro que el sector ya está dando respuestas en tres frentes simultáneos: más capacidad de transporte, inversiones masivas en nuevos desarrollos y reglas diseñadas para una industria exportadora.

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PUMA Pris suma nueva promoción junto a Mercado Pago

Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, continúa fortaleciendo su propuesta de valor con el lanzamiento de una nueva promoción en alianza con Mercado Pago, que se suma a los beneficios ya vigentes para sus clientes.
 
La nueva iniciativa comenzó el 01/08 y está dirigida a los nuevos clientes de Puma Pris: quienes realicen su primera transacción y paguen con Dinero en Cuenta de Mercado Pago, los sábados y domingos, recibirán un 10 % de reintegro y 150 Puntos Pris de regalo.

Esta nueva propuesta se suma a un esquema de beneficios que Puma Pris viene consolidando durante el año:
 
⦁ Miércoles Puma Pris: 10 % de descuento en la compra de Super, Premium e Ion Diesel pagando con la app en estaciones adheridas, con un tope de reintegro de hasta 50 litros por miércoles.

⦁ Bienvenida nuevos usuarios: quienes descarguen y se registren en la app Puma Pris y realicen su primera carga reciben 300 Puntos Pris de bienvenida, equivalentes a un voucher de $ 6.000 para su siguiente carga. Aplica en Súper con Cleantec, Premium con Cleantec Pro e Ion Diesel, y es acumulable con el descuento de los miércoles. Válida hasta el 31 de agosto de 2026.

⦁ Alianza con Personal Pay: 10 % de reintegro todos los sábados para quienes paguen sus cargas de combustibles Super, Premium e Ion Diesel desde la app Puma Pris con la tarjeta prepaga Personal Pay adherida como medio de pago. El beneficio tiene un tope de $ 4.000 por transacción, hasta dos operaciones por mes por usuario. La acreditación se realiza en la cuenta/billetera Personal Pay dentro de las 48 horas hábiles posteriores a la transacción. Válida hasta el 27 de agosto de 2026.

⦁ Visa AL2: beneficio exclusivo todos los días pagando con Tarjeta de Crédito Visa AL2 adherida como medio de pago en la app, con hasta 10 % de descuento según producto (Diesel, Ion Diesel, Super y Premium), no acumulable con otras promociones. Válido hasta el 31 de diciembre de 2026.
 
Además, los socios de Puma Pris suman puntos para canjear por descuentos que van desde los $ 3.000 hasta los $ 30.000.
 
Con estas iniciativas, Puma Pris consolida un esquema de beneficios sostenido a lo largo de la semana, combinando descuentos directos, acumulación de puntos canjeables y alianzas con actores clave del ecosistema de pagos y medios de pago digitales, reforzando su posicionamiento como una herramienta concreta de ahorro y fidelización para los consumidores argentinos.
 
Sobre Puma Energy

Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.

www.pumaenergyarg.com.ar

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Nuevos precios para los biocombustibles

La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 188/2026, en PESOS DOS MILLONES UN MIL SESENTA Y TRES ($ 2.001.063) 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 (Biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de agosto 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.

Asimismo, y mediante la Resolución 189/2026, Energía fijó en PESOS UN MIL SESENTA Y UNO CON OCHOCIENTOS SETENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.061,878) 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 27.640.

También fijó en PESOS NOVECIENTOS SETENTA Y TRES CON DOSCIENTOS CUARENTA Y CUATRO MILÉSIMAS ($ 973,244) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

Estos precios para el bioetanol regirán para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto 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.

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PCR amplió el PE Mataco–San Jorge en PBA . Totaliza 276,6 MW

Con una inversión de U$S 55 millones, PCR puso en marcha la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, ubicado en el partido de Tornquist, provincia de Buenos Aires. El proyecto incorporó seis nuevos aerogeneradores Vestas de 6,2 MW de potencia unitaria, que adicionan 37,2 MW al parque. De esta manera, Mataco–San Jorge alcanzó 276,6 MW de potencia, consolidándose como el complejo eólico de mayor capacidad instalada de la provincia de Buenos Aires.

La nueva etapa del proyecto obtuvo la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por lo que los nuevos aerogeneradores ya se encuentran inyectando energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incrementando la capacidad de generación renovable del complejo.

Con esta ampliación, el Parque Eólico Mataco–San Jorge incrementa su aporte a la transición energética del país: genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de cerca de 480.000 toneladas de CO₂ por año.

El Director de Energías Renovables de PCR, Ariel Costanzo, afirmó que “La incorporación de esta nueva capacidad refleja el compromiso sostenido de la empresa con el desarrollo de las energías renovables y con las inversiones de largo plazo que acompañan la transición energética del país”.

PCR opera actualmente cuatro complejos eólicos con una capacidad instalada total de 582 MW, entre los que se encuentra el primer parque híbrido (eólico-solar) de la Argentina. Asimismo, la compañía avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría en alianza con ArcelorMittal Acindar, que ampliará su capacidad de generación renovable en 185,6 MW.

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Santa Fe pide a Nación frenar el impacto tarifario eléctrico sobre el sector productivo provincial

El gobierno de Santa Fe pidió al Gobierno Nacional revisar los fuertes aumentos en los costos de energía que reciben usuarios vinculados a la producción en la provincia debido a la aplicación de una resolución de la Secretaría de Energía de la Nación, “que golpea severamente a las industrias y grandes comercios santafesinos”, se indicó.

“Ante la preocupación generalizada y los reiterados reclamos de distintos sectores productivos, que alertaron al Ministerio de Desarrollo Productivo sobre incrementos de hasta el 500 % en las facturas de energía, el Gobierno de Santa Fe inició gestiones ante el Gobierno nacional para impulsar medidas que atenúen el impacto de esos aumentos”.

Desde la Empresa Provincial de la Energía (EPE) explicaron que la suba extraordinaria no responde a una decisión de la Provincia, sino a la aplicación de la Resolución 976/23 de la Secretaría de Energía de la Nación, implementada por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa).

La normativa incorpora nuevos conceptos tarifarios, denominados “Cargo Estabilizado Grandes Usuarios de Distribución (GUDIs)” y “Ajuste Complementario de Potencia GUDIs”, cuyo costo es trasladado a las distribuidoras para su cobro a los usuarios alcanzados.

El ministro de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini, adelantó que en los próximos días mantendrá una audiencia con autoridades nacionales para plantear la situación y explorar alternativas que permitan amortiguar el impacto tarifario en un contexto de caída de la producción y retracción del consumo.

Alcance

El funcionario precisó que en Santa Fe el universo afectado alcanza a unas 340 industrias y cooperativas. “La preocupación está dada por el fuerte incremento de los costos operativos en un escenario de baja actividad económica. Estamos hablando de cuatro facturas consecutivas con aumentos crecientes que ponen en jaque a las industrias”, afirmó.

El Gobierno Provincial advirtió que los conceptos incorporados por la Resolución 976/23 registraron un incremento cercano al 500 % (491,9 %) en apenas un mes, al comparar las facturas correspondientes a abril y mayo de 2026. En algunos casos, los recargos adicionales superaron los 200 millones de pesos entre un período y otro.

En marzo -facturación recibida en mayo- el monto superó los 414 millones de pesos; en abril -factura de junio- ascendió a 1.271 millones; en mayo -factura de julio- trepó a 7.110 millones; mientras que para la factura de agosto se proyecta un total superior a los 14.300 millones de pesos. Según el Gobierno Provincial, este traslado lineal de costos elimina la previsibilidad financiera y deteriora la competitividad de las empresas santafesinas.

Desde la EPE remarcaron que Cammesa determina estos cargos y establece los montos que las distribuidoras -como EPE, EPEC o Enersa, entre otras de la Región Centro- deben incorporar en la facturación de los grandes usuarios. De este modo, el impacto se traslada como un cargo fijo o variable adicional dentro del cuadro tarifario correspondiente a industrias y grandes comercios.

Uno de los planteos que Puccini llevará a la Secretaría de Energía será que instruya a Cammesa para habilitar un mecanismo de diferimiento temporal de los saldos facturados durante los meses críticos -junio, julio y agosto-. La propuesta busca distribuir esos costos hacia los meses de primavera y verano, cuando los cargos previstos por la Resolución 976/23 disminuyen significativamente, con el objetivo de suavizar el impacto sobre la estructura de costos de las empresas.

Zonas Frías

Por otra parte, Puccini adelantó que otro de los temas que volverá a plantear ante el Gobierno nacional y legisladores nacionales será la modificación del régimen de Zonas Frías. Según explicó, la iniciativa no solo afecta a los usuarios residenciales de la provincia, sino también a los sectores productivos.

Además, cuestionó un apartado del proyecto que prevé la condonación de deudas a las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur. “Consideramos que esa medida perjudica a los santafesinos, porque nuestra provincia mantiene las cuentas al día con Cammesa y, sin embargo, no recibe ningún beneficio. No es el camino condonar a quienes no cumplen y aumentarles los costos a quienes están al día”, sostuvo el ministro.

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MEGA obtuvo la aprobación de su proyecto de inversión bajo el RIGI

Compañía Mega S.A., empresa líder del segmento de midstream de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina, informa que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de su proyecto de ampliación, consolidando una nueva etapa de crecimiento orientada a acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y a fortalecer la infraestructura energética nacional.

El proyecto, presentado el 18 de marzo de 2026 a través del VPU Compañía Mega S.A. – Sucursal Dedicada, corresponde a la ampliación de un proyecto preexistente dentro del sector Petróleo y Gas, subsector procesamiento, fraccionamiento, compresión y licuefacción. La iniciativa contempla una inversión total estimada de aproximadamente USD 360 millones.

“Esta aprobación constituye un paso estratégico para continuar desarrollando infraestructura esencial para el crecimiento energético de la Argentina. Nos permite ampliar capacidades críticas para el procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGLs), acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer nuestra contribución a la generación de divisas, el abastecimiento energético y el desarrollo industrial del país”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El cronograma de ejecución de las obras se extenderá hasta fines de 2028 y contempla hitos de avance progresivos entre 2026 y 2028. Las obras abarcarán instalaciones ubicadas en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo toda la cadena de valor de procesamiento y transporte de líquidos asociados al gas natural.

En Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones vinculadas al Slug Catcher, procesos de debottlenecking, la incorporación de un nuevo turbocompresor y un nuevo vessel de NGLs. Sobre el poliducto se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en General Roca (PS3) y La Adela (PS4). En tanto, en la planta fraccionadora de Bahía Blanca se incorporará almacenamiento de NGLs, adecuaciones eléctricas y mejoras en el sistema de vapor y condensado.

La ampliación permitirá incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a un incremento cercano al 27% de la capacidad actual de producción, generando una producción incremental anual estimada superior a 500.000 toneladas.

El perfil comercial de la iniciativa será marcadamente exportador. Se estima que aproximadamente el 80% de la producción incremental se destinará a los mercados internacionales, principalmente a través de exportaciones de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, fundamentalmente mediante el suministro de etano para la industria petroquímica argentina.

La ampliación de Compañía Mega consolida su rol de habilitador fundamental para el crecimiento de la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta. El proyecto permitirá incrementar la capacidad de separación y procesamiento de líquidos en origen y la monetización del gas natural para las empresas productoras de hidrocarburos.

Con esta inversión, Compañía Mega refuerza su posición como uno de los actores centrales del sistema energético argentino. Actualmente la Compañía procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera una infraestructura integrada que comprende separación, transporte, fraccionamiento y facilidades de almacenamiento y carga portuaria, conectando Vaca Muerta con el complejo petroquímico y exportador de Bahía Blanca.

Durante la etapa de construcción, el proyecto generará además un importante impacto económico y social, con picos estimados de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a actividades de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión, construcción y servicios especializados. Asimismo, prevé una participación destacada de proveedores locales en obras civiles, montajes electromecánicos, transporte y servicios industriales y profesionales.

La aprobación del proyecto bajo el RIGI se integra al plan integral de expansión que Compañía Mega viene desarrollando para consolidar la capacidad de procesamiento de líquidos asociados al gas natural, potenciar las exportaciones argentinas y acompañar el crecimiento sostenido de la producción energética del país.

Acerca de Compañía Mega S.A.

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGLs (líquidos del gas natural), entre ellos el etano, propano, butano y gasolina natural.

La compañía opera instalaciones estratégicas en Loma La Lata (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires), conectadas a través de un poliducto de aproximadamente 600 kilómetros. Procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina, es el principal exportador argentino de GLP y uno de los principales proveedores de etano para la industria petroquímica nacional.

Contacto de Prensa
Fabián Varela
Jefe de Relaciones Institucionales y Comunicaciones Externas
fabian.varela@ciamega.com
+54 9 11 3604-3817

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Las tarifas residenciales de la electricidad y del gas tendrán aumentos promedio de 1,8 % y de 3 % en agosto.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dio a conocer, a través de una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial, los cuadros tarifarios que se aplicarán en el mes de agosto para los usuarios de gas por redes, categorías Residenciales -con y sin subsidios-, y Clubes de Barrio y de Pueblo, y también para usuarios de electricidad domiciliaria en el AMBA (Edenor y Edesur).

En el caso de la Electricidad, la Secretaría de Energía indicó que el aumento promedio será de 1.8 por ciento (en AMBA,) ya que en el resto de las jurisdicciones provinciales depende del ente regulador local.

Asimismo, se indicó que respecto del suministro de Gas el incremento promedio será de 2,99 por ciento, a nivel nacional.

Al respecto, y a modo de ejemplo, cabe señalar que según los nuevos cuadros tarifarios para el Gas por redes en el AMBA, la actualización para un usuario Residencial R2.3 (consumo anual entre 801 a 1000 metros cúbicos) será en agosto de casi el 4 por ciento comparado con la tarifa de julio.

Cabe referir que la S.E. resolvió además prorrogar para agosto el 25 % extra de “bonificación” para usuarios parcialmente subsidiados (SEF) de gas natural y gas propano indiluido por redes; y mantener el “extra de bonificación” en electricidad de 16,59 por ciento. Los consumos que excedan el nivel base establecido para ambos servicios se facturarán con tarifa plena.

Los aumentos dispuestos por el ENReGE se detallaron en las resoluciones 337 a 375/2026 y se calculan en base a la aplicación consecutiva de la cuota mensual (en total son 31) surgida de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) del 2025, y la actualización también mensual por un índice que combina la variación del IPIM y del IPC del mes anterior.

En el caso del gas, también por la variación del precio en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) , lo que incluye el precios del gas producido en el país más el precio del GNL que se importa particularmente en el invierno.

Al respecto la S.E. dependiente del ministerio de Economía, definió también la aplicación del denominado Precio Anual Uniforme (PAU) (expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU) para “aplanar las facturas a lo largo del año”.

Asimismo, Economía dispuso recientemente, a través de la S.E. (Resolución 167) que “Durante la vigencia de la emergencia energética, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada ahora hasta el 31 de diciembre de 2027, las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) serán calculadas e incorporadas a las facturas cada dos meses, a partir de agosto.

Las DDA constituyen un mecanismo de ajuste en las tarifas de gas que compensa la brecha entre el precio estimado del gas y el costo real pagado (del gas natural local y del GNL importado) por las distribuidoras del servicio.

Para el caso de las distribuidoras de electricidad en el AMBA. se estableció para Edenor una actualización del Costo Propio de Distrbución (CPD) en agosto de 1,78 % y un Valor Agregado de Distribución medio (VAD) de $ 69,394. Para Edesur el CPD se incrementa en 1,71 %, y el VAD será de $ 63,540.

Para las Transportadoras de Electricidad en alta y media tensión, los valores horarios y valores mensuales por el equipamiento regulado se actualizan en el 1,35 %.

Las resoluciones oficializadas corresponden a las transportadoras Transcomahue, Transba, Transnoa, Distrocuyo, Transpa, EPEN, Yacylec, Transacue, Litsa, Limsa, Interandes, Enecor, Edersa, DPEC, y las distribuidoras Edenor y Edesur.

En el caso del gas comprenden resoluciones para las transportadoras, y distribuidoras TGN, TGS, Enarsa, Gas Link, Refinería del Norte, Transportadora Gas del Mercosur, Gasoducto Norandino, Compañía Entrerriana de Gas, Enel Generación Chile, Gas andes, Litoral Gas, Naturgy Ban, MetroGas, Distrbuidora Gas del Centro, Distrbuidora Gas Cuyana, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, y Camuzzi Gas del Sur.

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Prorrogan para agosto las “bonificaciones extraordinarias” a usuarios de gas y electricidad incluidos en el SEF

La Secretaría de Energía prorrogó para el mes de agosto la “bonificación adicional extraordinaria” del veinticinco por ciento (25 %), , sobre el consumo correspondiente, aplicable a los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, beneficiarios del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943/2025.

Ahora, mediante la resolución 187/2026 se prorroga la medida similar establecida para el mes de mayo de 2026 (Resolución S.E. 111/26), para los usuarios del gas comprendidos por el esquema de subsidio parcial del SEF.

Asimismo, la R-187 establece para el mes de agosto una “bonificación adicional extraordinaria” del 16,59 %, sobre el consumo base de Trescientos (300) kilovatios hora (kWh) mensuales de los usuarios de electricidad Residenciales, beneficiarios del Régimen de SEF. Lo que exceda al consumo base se facturará con la tarifa plena.

Las bonificaciones adicionales extraordinarias ahora dispuestas se adicionarán a la bonificación general prevista en el Decreto 943/25, en los términos del Artículo 8°.

Por el Artículo 7° del Decreto 943/25 se determinaron las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluído por redes, a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF.

Asimismo, también quedarán alcanzadas por la bonificaciónen las facturas 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.

En los considerandos de la R-187 se puntualiza que corresponde prorrogar para los usuarios beneficiarios del SEF de gas por redes (natural y propano indiluido), la bonificación adicional extraordinaria (25 %) para el mes de agosto “debido al incremento de la demanda estacional y a los mayores requerimientos de abastecimiento, incluyendo importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos, cuyos costos se encuentran expuestos a la volatilidad de los mercados internacionales”.

Y en el caso de la energía eléctrica, corresponde aplicar una bonificación adicional extraordinaria del 16,59 %, por el mes de agosto sobre el consumo base de los usuarios residenciales beneficiarios del SEF, con la intención de morigerar el impacto tarifario”.

“La medida se enmarca en los principios de gradualidad, razonabilidad y previsibilidad que orientan el proceso de reestructuración del régimen de subsidios energéticos, procurando evitar variaciones abruptas en los montos de facturación durante los meses de mayor consumo”, sostuvo Energía.

La R-187 instruye al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) a adoptar las medidas necesarias para la implementación de lo dispuesto, incluyendo su reflejo en los cuadros tarifarios y en los mecanismos de facturación correspondientes.

Lo dispuesto en esta resolución debe ser notificado por el organismo regulador a las Distribuidoras y/o Licenciatarias del servicio público de distribución de electricidad y de gas natural.

También, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) , a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, a los Entes Reguladores Provinciales, a la Cooperativa Eléctrica de Río Grande Limitada, y a la Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego, y a las empresas prestadoras del servicio de distribución de energía eléctrica, ya sean cooperativas, concesionarias u organismos dependientes de gobiernos provinciales.

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Ya está abierta la acreditación para la AOG Patagonia 2026

Del 19 al 22 de octubre de 2026, el Espacio DUAM de Neuquén volverá a reunir a los principales referentes de la industria del petróleo y el gas. Contará con cuatro auditorios, una Plaza de Máquinas que duplica la superficie de la edición anterior y seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo de productos a más de 17.000 visitantes proyectados.

El principal encuentro de la industria del petróleo y el gas de la región se prepara para recibir a profesionales, especialistas y referentes descacados del sector. Con una superficie de 17.000 m2 y el 100 % de los espacios comercializados, Argentina Oil & Gas Patagonia será un espacio de intercambio de conocimientos, actualización tecnológica y generación de oportunidades de negocio. Para participar, los visitantes pueden gestionar su acreditación en https://www.aogpatagonia.com.ar/acreditaciones/

Durante cuatro jornadas, más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones. Además, la exposición ofrecerá una amplia agenda de actividades. Entre ellas, uno de los momentos más esperados será el Encuentro con los CEOs, donde los referentes de las principales compañías del sector compartirán su visión sobre la actualidad de la industria, las perspectivas de crecimiento y los desafíos que marcarán la agenda energética en los próximos años.

En tanto, la 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas reunirá a estudiantes avanzados y jóvenes profesionales con referentes de la industria. Es una iniciativa que cada año cobra más relevancia ya que promueve el intercambio de experiencias y nuevas oportunidades profesionales. La agenda incluirá además la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la Industria de Oil & Gas, dedicada a abordar las mejores prácticas y los principales desafíos en materia de seguridad operacional, así como la Jornada de Procesamiento y Transporte de Gas, donde especialistas analizarán las tendencias, proyectos y avances vinculados a uno de los segmentos estratégicos para el desarrollo energético del país.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 es el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América latina.

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BAIC Argentina y Puma Energy sellan alianza estratégica

La automotriz BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron un acuerdo estratégico que combina la experiencia de ambas compañías para fortalecer su desarrollo conjunto en el país.

A través de este convenio, Puma Energy pasa a ser la marca recomendada en combustibles y lubricantes para toda la gama de vehículos comercializados por BAIC en el país. La compañía abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales del gigante chino en Argentina.

La incorporación de este nuevo socio comercial forma parte del compromiso de BAIC por seguir optimizando cada instancia de la experiencia de sus clientes. Así como el desarrollo de un vehículo exige altos estándares de ingeniería, su mantenimiento también requiere productos que respondan a esas mismas exigencias.

Con productos desarrollados para los estándares más exigentes del mercado automotor, Puma Energy acompaña el mantenimiento de cada vehículo BAIC con la calidad que su tecnología requiere.

El acuerdo también incluye a ARCFOX, la marca premium de vehículos eléctricos de BAIC. Para estos modelos, Puma Energy es la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y especialidades adaptados a las exigencias de la movilidad eléctrica. De esta manera, BAIC continúa ampliando una propuesta que no solo contempla el vehículo, sino también todo lo que garantiza su desempeño a lo largo del tiempo.

El Gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, Lucas Smart, destacó que “esta nueva alianza con el Grupo BAIC, un líder en el mercado internacional que está creciendo y conquistando a los argentinos, reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia”.

El Gerente de Posventa de BAIC Argentina, Roberto Ruesch, afirmó que “desde Posventa consideramos que esta alianza con Puma Energy representa un beneficio tanto para nuestra red de servicios oficiales como para nuestros clientes. Contar con combustibles, lubricantes y refrigerantes recomendados que cumplen con los estándares de BAIC nos permite acompañar el cuidado de cada vehículo con el respaldo que caracteriza a nuestra red de servicios oficiales”.

Con esta alianza, BAIC reafirma una visión que atraviesa cada una de sus decisiones: ofrecer una experiencia de marca respaldada por innovación, tecnología y socios estratégicos que compartan los más altos estándares de calidad a nivel mundial, se destacó.

BAIC Group es uno de los grupos automotrices más importantes de China y uno de los principales actores de la industria automotriz a nivel global.

Con más de seis décadas de trayectoria, la compañía integra el desarrollo, la ingeniería, la fabricación y la comercialización de un completo porfolio de vehículos, entre los cuales se destacan BAIC, ARCFOX y STELATO, combinando funcionalidades, confort, alta gama, diferentes motorizaciones y nuevas energías. Su presencia en más de ochenta países y regiones refleja una visión de movilidad impulsada por la innovación, el futuro de la tecnología y el compromiso con la evolución constante del sector, se indicó.

En Argentina, BAIC cuenta con una sólida presencia, siendo el BAIC BJ30 Hybrid el SUV entre las marcas chinas más vendido en 2025 y en lo que va de 2026, y activando la preventa de su característico BAIX X55 II en su versión híbrida. www.baic.com.ar // www.arcfox.com.ar

Acerca de Puma Energy cabe referir que es una compañía petrolera global integrada, de refinación, transporte, almacenamiento y distribución, que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio, y está presente en 80 aeropuertos.

En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, y los comercializa en más de 400 estaciones de servicio en todo el país.

A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana, y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva agraria de la Argentina. www.pumaenergyarg.com.ar

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AES Argentina lanza Obligaciones Negociables por hasta U$S 50 millones

AES Argentina anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta U$S 30 millones, ampliable hasta los U$S 50 millones.

El instrumento podrá licitarse el 4 de agosto, entre las 10:00 y las 16:00, a través de diferentes agentes colocadores, y la liquidación está prevista para el 6 de agosto, bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.

Las Obligaciones Negociables serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP, a un plazo de 24 meses. La emisión tendrá una tasa fija, que se determinará mediante licitación, y pagará intereses cada seis meses.

El capital se devolverá íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. La suscripción mínima será de U$S 100, quedando al alcance de todos los inversores.

Los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos, se describió.

AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 3 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía térmica, hidroeléctrica, y eólica, con 9 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

La emisión cuenta con una calificación AA- (FixScr) y se regirá por ley argentina. Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

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Energía convocó a concurso para designar nuevo presidente del ENRGE

La Secretaría de Energía convocó a Concurso Abierto de Antecedentes para la designación del Presidente del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E.

Mediante la Resolución 185/2026 la Secretaría a cargo de María Tettamanti aprobó los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes al concurso para el cargo de Presidente del Directorio del ENRGE, tras la renuncia a dicho cargo por parte de Néstor Lamboglia. Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.

En un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos desde la publicación de esta Resolución se conformará el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten al concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones ad honorem.

Los postulantes tendrán un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos a contar desde el día siguiente al de la última publicación realizada de la convocatoria (durante tres días hábiles) para presentar los antecedentes.

Vencido el plazo para la recepción de antecedentes, el Comité de Selección contará con un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos para el análisis de las postulaciones recibidas y la confección del listado de candidatos preseleccionados a ser entrevistados, debiendo notificarse debidamente a todos los postulantes. Durante el plazo señalado, el Comité de Selección podrá requerir a los postulantes la información adicional que considere pertinente, para su análisis.

El Comité de Selección contará con un plazo de CINCO (5) días hábiles administrativos, contados a partir de la fecha de notificación del listado de candidatos preseleccionados, para llevar a cabo las entrevistas personales y elevar a esta Secretaría una propuesta de ternas para cubrir el cargo, cuando el número de postulantes lo hiciere posible, la que deberá basarse en opinión fundada respecto de los antecedentes considerados.

Dentro del plazo de TRES (3) días hábiles administrativos de recibida la propuesta del Comité de Selección para la cobertura del cargo en cuestión, la Secretaría elevará al Ministro de Economía la terna respectiva con su recomendación del candidato a ocupar el cargo concursado, y los antecedentes del proceso de selección desarrollado, para su posterior elevación al Poder Ejecutivo Nacional.

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OLACDE destaca el rol de ALC como proveedor de hidrocarburos

América Latina y el Caribe (ALC) aumentó su producción de petróleo y de gas natural en marzo de este año, justo cuando las tensiones en Medio Oriente generan mayor incertidumbre respecto al abastecimiento global de hidrocarburos y la inestabilidad en los mercados internacionales.

De acuerdo con un informe mensual emitido por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), la capacidad productiva y el comercio intrarregional se consolidan como factores cruciales para asegurar la energía en la región frente a un entorno internacional volátil.

En marzo de 2026, la región alcanzó los 324 millones de barriles de petróleo y 22 mil millones de m³ de gas natural. Casi la mitad del gas importado ya es abastecido de forma intrarregional, fortaleciendo la seguridad de suministro frente a los riesgos globales.

La producción regional de petróleo de 324 millones de barriles (Mbbl), representa un incremento de 9 % comparado con marzo de 2025 y un aumento de 1,3 % respecto a febrero del mismo año.

Brasil, México y Venezuela concentraron juntos el 69 % del total producido: Brasil 41 % , México 17 % y Venezuela 11 %, con otros aportes clave: Guyana (9 %), Argentina (8 %), Colombia (7 %) y Ecuador 5 por ciento.

En el ámbito comercial, el 53 % del total de las importaciones petroleras realizadas por ALC fue resultado del comercio intrarregional. En contraste, solo un 12 % del valor total exportado se destinó a otros países latinoamericanos y caribeños, dirigiéndose la mayoría hacia mercados fuera de la región.

Gas natural: Avance ante la incertidumbre mundial

La producción regional de gas natural alcanzó los 22 mil millones de m³ en marzo, mostrando un crecimiento interanual de 5 % y un aumento similar respecto a febrero. Este crecimiento cobra relevancia ante ataques a infraestructuras energéticas y tensiones geopolíticas en áreas clave como el Estrecho de Ormuz.

En cuanto a la distribución de la producción de gas se desglosa de la siguiente manera: Argentina 23 % (Liderando el impulso gracias a los recursos no convencionales de Vaca Muerta), Trinidad y Tobago: 21 %, Brasil 15 %, Bolivia y México: 10 % cada uno. Otros productores destacados han sido Venezuela (9 %), Perú (7 %), Colombia (5 %) y Ecuador 1por ciento.

El informe destaca que, en este sector, la interdependencia es aún más marcada: el 49 % del valor total del gas importado provino directamente de productores dentro de América Latina y el Caribe, reduciendo dependencias externas e impulsando la seguridad en el abastecimiento local.

“Los resultados demuestran que el reto regional va más allá de aumentar la producción; implica mejorar las infraestructuras, fomentar intercambios comerciales e impulsar una integración efectiva que conecte los recursos disponibles a aquellos mercados que requieren estos suministros”, puntualizó la OLACDE.

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Creatividad financiera: la hoja de ruta para llevar el átomo a Wall Street

El nuevo informe de la World Nuclear Association no se limita a proponer mecanismos para financiar centrales nucleares. Plantea una transformación institucional destinada a integrar esta industria a los mercados globales de capital. Bajo un lenguaje técnico y financiero, también deja entrever una disputa por el control del negocio nuclear en un escenario marcado por la competencia entre Occidente, China y Rusia.

La World Nuclear Association (WNA) publicó esta semana un informe titulado Roadmap to Mainstream Finance, una nueva propuesta para facilitar el financiamiento de proyectos nucleares. Sin embargo, una lectura más detenida permite advertir que el documento persigue un objetivo bastante más ambicioso. No intenta únicamente resolver un problema de acceso al crédito: busca redefinir las reglas financieras e institucionales para asegurar inversiones en energía nuclear.

El cambio es radical. Durante décadas, el debate nuclear estuvo dominado por cuestiones técnicas: seguridad, operación de los reactores, gestión de residuos o aceptación social. La WNA desplaza esa discusión. El problema ya no sería tecnológico sino financiero. La prioridad consiste en transformar a la energía nuclear en un activo de infraestructura comparable con autopistas, puertos, gasoductos o redes eléctricas, capaz de atraer bancos, fondos de inversión, aseguradoras y fondos de pensión.

En esa lógica, la WNA ya no discute con quienes cuestionan la energía nuclear. Tampoco analiza las particularidades regulatorias de un país determinado. Su propósito es mucho más amplio: establecer un conjunto de condiciones institucionales, jurídicas y financieras que permitan incorporar la industria nuclear como objeto de inversión de los capitales internacionales, independientemente del grado de desarrollo alcanzado por cada Estado.

La hoja de ruta parte de un diagnóstico preciso. Según el documento, para alcanzar los objetivos de expansión de la capacidad nuclear hacia 2050 será necesario movilizar alrededor de seis billones de dólares estadounidenses (trillions en la nomenclatura anglosajona), elevando la inversión anual desde los aproximadamente US$ 75.000 millones actuales hasta cerca de US$ 250.000 millones.

Pero el informe sostiene que el principal obstáculo no es la magnitud del capital requerido.  La primera brecha aparece durante el desarrollo de los proyectos: licencias regulatorias, ingeniería, estudios ambientales, planificación y preparación del emplazamiento. Son inversiones que deben realizarse durante años sin generar ingresos capaces de respaldar esquemas tradicionales de project finance.

La segunda afecta a la cadena de suministro. Fabricantes de componentes, equipos especializados y servicios tecnológicos deben ampliar su capacidad industrial e invertir en infraestructura y capital de trabajo mucho antes de contar con contratos firmes.

Este último aspecto es de relevancia porque el informe alude reiteradamente a la necesidad de construir cadenas de suministro “competitivas”, aunque evita mencionar de manera explícita a los más competitivos de la industria: China y Rusia. Esa omisión no impide advertir que la reorganización propuesta también tiene una dimensión geopolítica.

La respuesta que ofrece la WNA consiste en modificar la manera en que los mercados evalúan el riesgo nuclear. En lugar de reclamar una expansión indefinida del financiamiento estatal, propone construir las condiciones para que el capital privado considere a las centrales nucleares como activos convencionales de infraestructura. En otras palabras, el objetivo no es únicamente conseguir más dinero. Es cambiar las reglas para que ese dinero pueda ingresar.

Toda la arquitectura del informe se organiza alrededor de esa premisa. La tecnología ocupa un segundo plano; la ingeniería financiera pasa al primero. Por eso, más que un documento destinado a ingenieros nucleares, Roadmap to Mainstream Finance puede leerse como un manual dirigido a ministerios, bancos multilaterales de desarrollo, reguladores financieros y a Wall Street.

Ese desplazamiento del eje de discusión constituye, probablemente, el aporte más importante del documento. Pero también invita a formular una pregunta inevitable: si la energía nuclear deja de presentarse como una política energética para convertirse en un activo financiero global, ¿quién definirá las reglas de ese nuevo mercado y quiénes serán sus principales beneficiarios?

Del reactor al activo financiero

La estrategia diseñada por la WNA se desarrolla en tres etapas. No se trata simplemente de un cronograma de financiamiento, sino de un proceso destinado a modificar la percepción del riesgo que hoy mantienen los mercados respecto de la energía nuclear.

La primera fase, denominada Capital Estratégico, corresponde a los proyectos First-of-a-Kind (FOAK), es decir, aquellos que inauguran una nueva tecnología o un nuevo diseño. En esta instancia, el protagonismo corresponde casi exclusivamente al Estado. Los proyectos dependen del financiamiento público, no existen mercados secundarios para esos activos y cada operación requiere estructuras financieras elaboradas prácticamente a medida.

La segunda etapa, Capital Catalítico, busca reducir progresivamente esa dependencia. Allí aparecen los bancos multilaterales de desarrollo (MDB), los mecanismos de garantía, los seguros especializados y una serie de instrumentos destinados a disminuir el riesgo percibido por los inversores privados. El Estado continúa desempeñando un papel central, aunque ya no como único financiador sino como facilitador de un mercado en formación.

La tercera etapa constituye el verdadero objetivo de la hoja de ruta. Bajo el concepto de finanzas tradicionales, la energía nuclear deja de ser considerada una actividad excepcional para convertirse en un activo convencional de infraestructura. En ese escenario deberían existir mercados secundarios líquidos, estructuras financieras estandarizadas y costos de financiamiento comparables con los de otras inversiones de largo plazo.

Lo archiconocido del planteo no reside únicamente en la secuencia. La WNA reconoce, implícitamente, que la confianza del sector financiero no se impone por decreto, se construye gradualmente, a partir de condiciones políticas interiores y exteriores estables de los estados, transparencia e información comparable. La industria nuclear deja así de reclamar un trato excepcional y aspira, precisamente, a dejar de ser una excepción.

¿Quién hace las reglas?

Uno de los aportes más originales del informe consiste en establecer una correspondencia directa entre los diecinueve temas de infraestructura definidos por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) y las categorías de riesgo utilizadas por bancos, fondos de inversión y aseguradoras para evaluar proyectos de infraestructura.

Los tradicionales requisitos técnicos dejan de presentarse únicamente como exigencias regulatorias para convertirse en variables económicas susceptibles de ser cuantificadas, comparadas y valorizadas por los mercados. La independencia del regulador, la solidez institucional, los procedimientos de licenciamiento o la responsabilidad civil dejan de ser exclusivamente cuestiones jurídicas para transformarse en indicadores capaces de modificar el costo del capital. En ese marco, el informe identifica tres condiciones que considera indispensables para atraer financiamiento comercial.

La primera consiste en establecer un régimen claro de responsabilidad civil nuclear, con límites de cobertura suficientemente definidos para que inversores y prestamistas conozcan de antemano cuál será su exposición patrimonial frente a un eventual accidente.

La segunda exige una autoridad regulatoria independiente, dotada de recursos suficientes y capaz de garantizar procedimientos transparentes y plazos previsibles durante el proceso de autorización y licenciamiento.

La tercera propone estructurar los proyectos mediante sociedades de propósito específico(Special Purpose Vehicles o SPV), de modo que la responsabilidad patrimonial permanezca acotada al propio proyecto y no se extienda automáticamente a los accionistas a través del levantamiento del velo societario.

Desde la óptica del derecho regulatorio, ninguna de estas condiciones resulta novedosa. Lo novedoso es la forma en que el informe las presenta: ya no como instrumentos destinados principalmente a proteger la seguridad pública, sino como requisitos indispensables para reducir incertidumbre financiera y abaratar el costo del financiamiento.

El Estado financiador

La redefinición del papel estatal constituye otro de los ejes centrales del documento.

Durante décadas, los programas nucleares dependieron de gobiernos capaces de absorber riesgos que el sector privado no estaba dispuesto a asumir. El informe reconoce que esa participación seguirá siendo indispensable durante las primeras etapas de desarrollo. Sin embargo, sostiene que ese modelo no puede convertirse en una condición permanente.

En la medida en que el mercado adquiera experiencia y los riesgos se vuelvan más previsibles, el Estado debería abandonar progresivamente su papel de garante de última instancia. Su función pasaría a consistir en crear un marco regulatorio estable, favorecer la estandarización institucional y participar, si así lo decide, como un inversor más dentro de condiciones comerciales.

Incluso en ese escenario, la WNA admite que persistirá una responsabilidad pública difícilmente transferible al mercado: la cobertura extraordinaria frente a accidentes nucleares de magnitud catastrófica. No porque los riesgos desaparezcan, sino porque los aseguradores son refractarios a las pérdidas de esa escala.

La propuesta refleja una transformación conceptual de gran alcance. El objetivo deja de ser que el Estado financie indefinidamente la expansión nuclear y pasa a ser la construcción de un mercado capaz de sostener esa expansión con recursos privados. Dicho de otro modo, el informe no pretende reemplazar al Estado por el mercado. Pretende utilizar al primero para hacer posible el funcionamiento del segundo.

Compra y venta de centrales

La integración de la energía nuclear a las finanzas convencionales no concluye con la obtención del crédito para construir una central. El informe incorpora un elemento poco frecuente en el debate nuclear: la necesidad de desarrollar mercados secundarios para activos ya operativos.

Hoy la compraventa de centrales nucleares constituye una excepción. Una vez terminada una planta, sus propietarios suelen conservarla durante toda su vida útil. Esa escasa liquidez dificulta la entrada de nuevos inversores institucionales y obliga a quienes desarrollan los proyectos a inmovilizar capital durante varias décadas.

La WNA propone modificar esa lógica. Su objetivo es que, una vez estabilizada la operación de una central, ésta pueda venderse a fondos de pensión, compañías de seguros, fondos soberanos u otros inversores de largo plazo, del mismo modo en que hoy se negocian aeropuertos, autopistas o redes de transmisión eléctrica.

La consecuencia económica es evidente. Los desarrolladores recuperarían parte de la inversión mediante la venta de activos maduros y podrían reutilizar esos recursos para financiar nuevos proyectos. El capital comenzaría a reciclarse de manera continua, reduciendo la necesidad de recurrir permanentemente al financiamiento estatal.

No se trata de un aspecto secundario. La existencia de un mercado líquido para centrales en operación constituye, según el propio informe, uno de los requisitos para que la energía nuclear termine de incorporarse a las finanzas tradicionales.

El debate adquiere una dimensión particular en la Argentina. Los reiterados intentos por avanzar en la privatización de las centrales nucleares han tropezado, entre otros factores, con restricciones derivadas de los contratos originales, los compromisos internacionales y las condiciones de transferencia tecnológica. La hoja de ruta de la WNA no aborda ese caso específico, pero ilustra hacia dónde pretende evolucionar el mercado internacional.

Justo es señalar que el “mercado” que aspira a construir la WNA tiene poco de mercado competitivo. La industria nuclear continúa siendo uno de los sectores con mayores barreras de entrada de la economía mundial: unos pocos proveedores concentran la oferta tecnológica, el número de compradores potenciales es limitado, la regulación estatal es determinante y la magnitud de las inversiones obliga a recurrir, en mayor o menor medida, al respaldo de los Estados y de los organismos multilaterales. Más que un espacio de competencia abierta, se trata de un oligopolio global cuya dinámica está condicionada por el poder financiero y la geopolítica.

El contexto internacional

El informe no fue publicado en un vacío político. Aparece en un momento en que varios acontecimientos internacionales modificaron la posición de la energía nuclear dentro del sistema financiero.

Uno de ellos fue el regreso del Banco Mundial al financiamiento de proyectos nucleares, después de décadas de restricciones, mediante la alianza suscripta con el Organismo Internacional de Energía Atómica. Otro fue la incorporación de la energía nuclear a la taxonomía verde de la Unión Europea, decisión que amplió las posibilidades de acceso a instrumentos de financiamiento sostenible.

A ello se suma la declaración adoptada durante la COP28, en la que treinta y ocho países manifestaron el objetivo de triplicar la capacidad nuclear instalada hacia 2050.

Para la WNA, estos hechos no constituyen simples señales políticas. Representan indicios de que el entorno regulatorio internacional comienza a ser más favorable para la inversión privada. En otras palabras, reducen incertidumbre y fortalecen la confianza de los mercados.

Sin embargo, también pueden leerse desde otra perspectiva. La reapertura del financiamiento multilateral, la homogeneización regulatoria y la construcción de estándares comunes coinciden con un momento en que la competencia tecnológica entre Occidente y el eje integrado por China y Rusia se ha intensificado en prácticamente todos los sectores estratégicos y la industria nuclear no es la excepción.

Lo que dice… y lo que se entrevé

En ningún momento Roadmap to Mainstream Finance plantea explícitamente una estrategia destinada a excluir a China o a Rusia del mercado nuclear internacional. Tampoco identifica a esos países como adversarios.

Esa ausencia resulta, precisamente, uno de los aspectos más interesantes del documento.

La insistencia en desarrollar cadenas de suministro “competitivas”, la promoción de estándares regulatorios comunes, la estandarización contractual y la búsqueda de nuevas fuentes occidentales de financiamiento aparecen formuladas como objetivos estrictamente económicos. Pero, observadas en conjunto, también contribuyen a fortalecer la posición de los proveedores occidentales frente a competidores que durante los últimos años ampliaron significativamente su presencia en Asia, África y América Latina.

La composición de la propia World Nuclear Association ayuda a comprender ese contexto. Entre sus miembros más influyentes figuran Westinghouse, Constellation, INPO, Uranium Energy Corp y grandes compañías tecnológicas estadounidenses como Google y Amazon, además de numerosos operadores y proveedores del sector. La organización representa aproximadamente el 95 % de la generación nuclear comercial fuera de Estados Unidos, lo que convierte sus documentos en algo más que simples recomendaciones técnicas.

¿El informe demuestra la existencia de una estrategia coordinada para desplazar a determinados competidores? Por supuesto que no. Pero los lectores inteligentes podrán concluir que la arquitectura institucional propuesta difícilmente sea neutral respecto de quiénes estarán en mejores condiciones de financiar, construir y operar las futuras centrales nucleares.

Mucho más que un documento financiero

La mayor virtud de Roadmap to Mainstream Finance consiste en haber identificado un problema que durante años permaneció relativamente oculto: la energía nuclear no enfrenta únicamente desafíos tecnológicos o regulatorios. También carece de una arquitectura financiera comparable con la de otras grandes infraestructuras.

Su respuesta consiste en construir esa arquitectura mediante reglas homogéneas, contratos estandarizados, mercados secundarios, nuevos instrumentos financieros y una redefinición gradual del papel del Estado.Pero esa propuesta también tiene consecuencias políticas.

Quien establece los estándares regulatorios, define las condiciones de acceso al financiamiento y organiza los mercados de capital termina ejerciendo una influencia decisiva sobre el desarrollo de la industria. Por eso, el informe puede leerse simultáneamente como un manual de ingeniería financiera y como una pieza de política económica internacional.

La discusión que plantea ya no se limita a la conveniencia de construir más centrales nucleares. La verdadera disputa gira en torno a quién proveerá la tecnología, quién aportará el capital, bajo qué normas se financiarán los proyectos y qué actores dominarán uno de los mercados energéticos más intensivos en inversión del siglo XXI.

Desde esa perspectiva, la hoja de ruta elaborada por la World Nuclear Association trasciende ampliamente el ámbito nuclear. Constituye una propuesta para integrar definitivamente esta industria al sistema financiero global y, al mismo tiempo, reflejará, prontamente, quienes son los Estados potencia, cuáles los pivotes y cuáles son los estados periféricos.

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ENReGE: Autorizan a Vicuña el acceso a la capacidad de transporte para la demanda de 260 MW del complejo minero Josemaría (San Juan)

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) rechazó las oposiciones planteadas por Entes provinciales, municipales, y varias empresas mineras, al Acceso a la Capacidad de Transporte Existente, para la demanda de 260 MW, utilizada para abastecer el complejo minero denominado Josemaría (fase 1), en San Juan, solicitada por Vicuña Argentina S.A.

Se trata de un gran yacimiento de cobre, oro y plata ubicado en la Cordillera, en el departamento sanjuanino de Iglesia, a más de 4.000 metros de altura. La inversión para su desarrollo y puesta en producción se estima en un piso de U$S 4.000 millones. Será operado por Vicuña (BHP y Lundin Mining), con una vida útil estimada entre 19 y 25 años.

Mediante la Resolución 330/2026, el ENReGE argumentó que “en virtud de la Ley Bases 27.742, y la Resolución SE 311/2025, debe garantizarse el acceso no discriminatorio a los nuevos usuarios como el peticionante Vicuña Argentina SA., que reviste el carácter de único solicitante de la ampliación del sistema de transporte con compromisos y metas concretas presentadas ante TRANSENER S.A., no existiendo en su guía de referencia ningún otro proyecto con fecha cierta para el próximo quinquenio”.

Tras un largo proceso de cuestionamientos técnicos, económicos y jurídicos, que incluyó una Audiencia Pública específica, el ENReGE desestimó argumentos planteados por el ENTE PROVINCIAL DE LA ELECTRICIDAD DE SAN JUAN, la SECRETARÍA DE ENERGÍA DE LA RIOJA, la MUNICIPALIDAD DE CALINGASTA, la MUNICIPALIDAD DE JÁCHAL, la MUNICIPALIDAD DE IGLESIA, MARIO ALBERTO HERRERO, GOLDEN MINING S.A., CASPOSO ARGENTINA LTD, BARRICK EXPLORACIONES ARGENTINAS S.A. y MINERA ARGENTINA DEL SOL S.R.L. y ANDES CORPORACIÓN MINERA S.A.

Entre otros puntos mencionados en la R-330, el Ente nacional señaló que “en cuanto a la denuncia que el Noventa por ciento (90 %) de prioridad de uso implica una privatización de infraestructura pública, cabe resaltar que la prioridad otorgada a Vicuña Argentina recae única y excluyentemente sobre la capacidad neta incremental que será generada, ejecutada y costeada por este inversor privado”.

En su parte resolutiva la norma ahora oficializada determinó “Autorizar el Acceso a la Capacidad de Transporte Existente para la demanda de 260 MW utilizada para abastecer el complejo minero Josemaría (fase 1), a conectarse en la futura Estación Transformadora (ET) Chaparro en barras de 220 kV”.

Asimismo, se dispuso “emitir el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCyNP) para la Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica presentada por la compañía TRANSENER S.A., a requerimiento de la empresa Vicuña Argentina S.A., para las obras consistentes en:

a) Provisión y montaje en la Estación Transformadora Nueva San Juan del campo 05 de 500 kV para la vinculación de la línea a la ET Rodeo (línea existente operada actualmente en 132 kV);
b) Construcción de la playa de 500 kV de la ET Rodeo en configuración interruptor y medio, con un banco de transformación con fase de reserva de 500/132/33 kV de 600 MVA y vinculación de la playa de 132 kV;
c) Desconexión de la línea Nueva San Juan – Rodeo de los campos de 132 kV en ambos extremos y su vinculación a sendos campos de 500 kV;
d) Construcción de la nueva LEAT de 500 kV entre las ET Rodeo – ET Chaparro de aproximadamente 167 km de longitud y;
e) Construcción de la Nueva ET Chaparro en tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), con configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra con barra de transferencia en 220 kV, banco de transformación con fase de reserva de 500/220 kV – 450 MVA y DOS (2) salidas de línea en 220 kV a la ET Josemaría.

En su artículo cuarto la R-330 ratificó “el otorgamiento de la prioridad de uso frente a terceros del 90 % de la capacidad de transporte remanente que, según los cálculos de la CAMMESA, alcanza al 71 % de la capacidad total de la línea Nueva San Juan – Rodeo, operando en 500 kV.

También se ratificó el otorgamiento de la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros solicitada sobre la nueva LEAT en 500 kV de aproximadamente 167 km de longitud entre las Estaciones Transformadoras (EETT) de Rodeo y Chaparro, a efectos de abastecer la demanda del proyecto por hasta el 90 % de la capacidad de transporte de la mencionada ampliación.

Asimismo, se ratificó el otorgamiento de la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de la nueva ET Chaparro 500/220 kV, 450 MVA, a efectos de abastecer la demanda del proyecto por hasta el 90 % de su capacidad de transporte.

El artículo 7 de la R-330 estableció que, “en relación con la construcción de la playa de 500 kV de la ET Rodeo, con transformador 500/132/33 kV – 600 MVA y ampliación en la playa de 132 kV, teniendo en cuenta el estado de carga del transformador mencionado no depende de forma apreciable de la demanda del proyecto, no se considera factible otorgar la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros solicitada por Vicuña Argentina S.A”.

La Resolución del ENReGE puntualizó que “la prioridad de uso de la capacidad de transporte frente a terceros otorgada en la resolución ENRE 79/2026 tendrá una duración de Veinticinco (25) años -vida útil del proyecto de demanda asociado-, a partir de la habilitación comercial de cada una de las obras mencionadas”.

De acuerdo con lo indicado en el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliaciones del Sistema de Transporte, la operación y mantenimiento de las nuevas ET Rodeo y ET Chaparro quedarán bajo la responsabilidad de TRANSENER S.A., ya que rige el criterio de único operador de la ET, extendiéndose su jurisdicción hasta los pórticos de salida de línea de 220 kV y 132 kV”.
La resolución establece Vicuña Argentina s.a. deberá, “para las obras incluidas en el CCyNP, en una nueva presentación, gestionar los planos de mensura y las modificaciones necesarias para la constitución de la Servidumbre Administrativa de Electroducto (SAE) e inscripción en el registro de la propiedad del inmueble correspondiente, a favor de TRANSENER S.A.”.

Argumentos en la R-330

Al respecto, se destaca que “la normativa eléctrica argentina establece el acceso abierto general, pero a partir de la Ley Bases y de dar seguridades a la inversión privada se han establecido figuras para limitar a los jugadores oportunistas llamados free riders”.

“Por lo tanto, en proyectos donde una demanda específica -en este caso, Vicuña Argentina S.A. para su proyecto Josemaría- es la que promueve y financia obras de infraestructura (líneas de extra alta tensión de 167 km y estaciones GIS de 500 kV), la prioridad de uso sobre la ampliación generada para su propia inversión resulta acertada y conducente, sin que ello implique una alteración del principio de “Acceso Abierto” (que no significa necesariamente libre y gratuito).” “El mismo se mantiene inalterable sobre la red existente y sobre el 10 % de la capacidad remanente”.

En los considerandos se expresa que “en función de lo expuesto (por quienes cuestionaron la medida) se concluye que las impugnaciones presentadas configuran una sumatoria de intereses cruzados que, amparados en proteccionismos normativos locales, derivarían en una socialización de los beneficios de la inversión privada postergando el desarrollo del SADI”.

“En este sentido corresponde resaltar el carácter federal del sistema de transporte en extra alta tensión y por distribución troncal, tal cual lo establece la Ley 24.065 (Marco regulatorio del sistema eléctrico), y ninguna normativa de jurisdicción provincial puede limitar u obstaculizar su aplicación”.

“La autoridad provincial no puede pretender la aplicación de normas locales al sistema de transporte en alta tensión del servicio eléctrico que excede a su jurisdicción, pues a ella no se le oculta que el MEM constituye un mercado integrado por la oferta y demanda de actores del mercado eléctrico en el que se registran operaciones de bienes y servicios originadas en cualquier punto de nuestro país -inclusive en el exterior- por lo que su regulación no puede sino corresponder a la jurisdicción federal”, sostuvo el ENReGE.

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Giorgieva con YPF en Loma Campana (VM)

La directora gerente del FMI, Kristalina Georgieva; el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrieron las instalaciones de YPF en Loma Campana, que aporta el 16 % del petróleo que produce Argentina en Vaca Muerta.

Durante la visita también recorrieron un equipo de perforación de última generación, donde mantuvieron contacto con empresas de servicios locales e internacionales que operan en la cuenca, entre ellas TSB y MARBAR, dedicadas a servicios petroleros, y SLB y DLS, especializadas en perforación y terminación. Además, Giorgieva dialogó con trabajadores que desarrollan tareas diariamente en Vaca Muerta.

Para Horacio Marín “fue un orgullo recibir a Kristalina Georgieva y a todo su equipo en Loma Campana, el yacimiento más importante de YPF. Su visita fue una oportunidad para mostrarle de primera mano la transformación que estamos impulsando en la compañía y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía”.

YPF lidera los proyectos estratégicos VMOS y Argentina LNG, que permitirán transformar a la Argentina en un exportador neto de energía y generar ingresos por exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares anuales adicionales a partir de 2030.

En paralelo, YPF impulsa el desarrollo de nuevas oportunidades de negocio. Esa estrategia incluye la expansión del offshore y el crecimiento de las energías renovables, segmento en el que la compañía se consolidó como el tercer productor de energía eléctrica del país, con 18 proyectos en operación y en construcción. y una capacidad instalada superior a los 3,8 GW.

“Recibimos a @KGeorgieva, @LuisCaputoAR y sus equipos en Loma Campana, donde les mostramos de primera mano la transformación energética del país y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía”. “Tuvimos una reunión muy productiva y recorrimos un equipo de perforación de última generación”, describió Marín en X.

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Nación y Mendoza convocaron a licitación para concesionar el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles

El Gobierno Nacional convocó, a través del DNU 667/2026, a una Licitación Pública Nacional e Internacional, en conjunto con la provincia de Mendoza, para otorgar la concesión de generación de energía eléctrica del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles (Complejos Nihuiles I, II, III y IV), y para la venta, por parte de la Provincia de Mendoza, del 100 % de las acciones de Hidroelectricidad Mendocina S.A.

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles comprende los diques “El Nihuil” y “Valle Grande” y las presas “Aisol” y “Tierras Blancas”, junto con sus obras complementarias; las Centrales Hidroeléctricas Nihuil I, II y III con sus respectivas estaciones transformadoras y las líneas de alta tensión de 132 KV y 13,2 KV que vinculan a las centrales entre sí, y con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Su infraestructura permite abastecer la demanda eléctrica del sur de la provincia de Mendoza, en especial de los departamentos de General Alvear y Malargüe, y el SADI.

La medida responde al vencimiento de las concesiones nacionales y provinciales del sistema, agravado por el aluvión de enero de 2025 que dejó fuera de servicio a las centrales Nihuil II y III.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía comunicó que fijará las pautas del proceso licitatorio junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, garantizando el cumplimiento de la Ley 15.336 (de Energía Eléctrica).

El procedimiento se desarrollará a través de la plataforma CONTRAT.AR, y una Comisión Evaluadora “ad hoc” —integrada en partes iguales por representantes del Estado Nacional y de la Provincia— llevará adelante la evaluación.

El decreto establece como condición esencial que la totalidad de los pagos y contraprestaciones derivados de la concesión nacional pertenecerán al Estado Nacional.

En los considerandos del DNU 667/2026 se hace referencia a modo de antecedente que, “mediante la Ley de la Provincia de Mendoza 9.486 se autorizó al Poder Ejecutivo provincial, por sí o a través de la Empresa Mendocina de Energía SAPEM, a constituir una Sociedad Anónima bajo el régimen de la Sección V de la Ley General de Sociedades 19.550, que se denominaría Hidroeléctrica Mendocina S.A., cuyo objeto sería generar energía hidroeléctrica a partir de los bienes que integran el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles, la cual se constituyó el 24 de julio de 2025”.

Por dicha norma provincial se otorgó en concesión a Hidroeléctrica Mendocina S.A. por el término de treinta 030) años el derecho de uso de los bienes del dominio público provincial que integran el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles y el uso especial de las aguas del Río Atuel.

A partir del 27 de julio de 2026, Hidroelectricidad Mendocina S.A. queda a cargo de la operación del sistema —como continuadora de Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. (HINISA) para los Complejos I, II y III, y de EMESA S.A.P.E.M. para Nihuil IV—, asegurando el abastecimiento normal en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta responsabilidad se extenderá como máximo hasta el 31 de diciembre de 2026 o hasta la adjudicación de la licitación, lo que ocurra primero.

La Secretaría de Energía será la Autoridad de Aplicación de la concesión, sin perjuicio de las competencias provinciales en materia de manejo de aguas, ambiente y seguridad de presas. La Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como veedor durante este período, sin interferir en la operación de la concesionaria.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, verificará el cumplimiento de las obligaciones emergentes del Contrato de Concesión que no estén asignadas a otros organismos.

El DNU 667 establece también que “en caso de declararse desierta o fracasada la Licitación Pública, la Secretaría de Energía de la Nación determinará, en conjunto con el Ministerio de Energía y Ambiente de la Provincia de Mendoza, cada jurisdicción en el marco de sus competencias, las acciones a seguir para dar cumplimiento a: (i) las disposiciones de la Ley 15.336 y de la Ley (Marco) 24.065; y (ii) las Leyes de la Provincia de Mendoza 6.497, 9.486, 9.630 y demás normas aplicables al funcionamiento del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, respectivamente.

El Gobierno Nacional remarcó que “continúa impulsando un proceso ordenado y competitivo para garantizar la continuidad del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, reafirmando su compromiso con el fortalecimiento de la matriz energética nacional y la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

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FMI: Giorgieva conocerá Vaca Muerta. Intensa agenda de respaldo al gobierno, y encuentro con empresarios

La Directora Gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, viajará el martes 28 a Neuquén junto con el ministro de Economía, Luis Caputo, y recorrerá instalaciones del yacimiento hidrocarburífero Loma Campana, en Vaca Muerta, donde será recibida por el presidente de YPF, Horacio Marín, en tanto es la compañía operadora del área junto con Chevron.

La puesta en producción de Loma Campana se inició en 2013, pocos meses después de que el 51 por ciento de las acciones de YPF volvieran a ser estatales. Hoy supera una producción diaria de 100 mil barriles de shale oil. Las compañías llevan realizadas inversiones por más 10 mil millones de dólares y en el área de casi 400 kilómetros cuadrados están activos más de 700 pozos productores.

El viaje sucederá a una intensa jornada desarrollada por Giorgieva en el país el lunes. Por la mañana se reunió en el ministerio de Economía con Caputo y funcionarios de su equipo, y con el presidente del Banco Central, Santiago Bausili. Luego participó de una conferencia de prensa junto a Caputo.

Más tarde, fue recibida en Casa Rosada por el presidente Javier Milei, y también participó de una reunión con miembros del gabinete de gobierno.

La visita de Georgieva al país por invitación de Milei implica un respaldo del FMI al programa económico del Gobierno, en vísperas de las elecciones del 2027. En conferencia de prensa, Georgieva sostuvo que el Gobierno debe afrontar los riesgos político tanto nacionales como internacionales, con el ancla fiscal y la consolidación de buffers (reservas para amortiguar eventuales sobresaltos).

En la noche, mantuvo una cena con empresarios del sector energético, tecnológico y del agro, en un encuentro organizado por el propio organismo internacional. El miércoles por la mañana Giorgieva partirá con rumbo a Uruguay.

En la conferencia de prensa que tuvo lugar en Economía, Caputo destacó que “hoy la relación de Argentina con el Fondo Monetario es excelente a todo nivel”. “Hemos tenido siempre una relación de respeto profesional y personal, de confianza, y de diálogo continuo con el Fondo”, apuntó.

Por su parte, Georgieva consideró que la situación económica de la Argentina se encuentra “en una posición mucho más sólida” y que este es el resultado de un “trabajo mucho más arduo del gobierno y de la perseverancia y del sacrificio del pueblo argentino”. La directora gerente del FMI afirmó que la Argentina “no necesita fondos adicionales”, elogió el fortalecimiento de las reservas, y defendió “la disciplina fiscal”.

La Directora Gerente del FMI remarcó “el progreso macroeconómico y de estabilidad financiera desde 2023”. “Todos los indicadores nos muestran una escena más saludable; desde la posición fiscal del país que es fuerte, el déficit primario que cambio a superávit primario, la inflación ha disminuido del 210 % a un aproximado del 30 % hoy en día”, agregó.

Sobre la acumulación de reservas, Georgieva manifestó estar tranquila ante la posición externa de la Argentina, por el trabajo realizado por el Banco Central. “Esto ha superado la meta del programa y anticipamos que va a fortalecer las reservas de acá en adelante. La confianza del mercado ha regresado”, destacó.

Giogieva añadió que “cuando hay estabilidad económica y financiera, el desempeño de la economía mejora”, y hoy hay “un crecimiento en terreno positivo”. Destacó las proyecciones de inversión que se están generando en el marco del RIGI: “Esto nos ha llevado a U$S 45.000 millones de inversión de aquí al futuro y se traduce a un dinamismo de la economía argentina”, señaló.

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Río Negro, la Ley 5860 y los límites a la competencia provincial

La escuela cínica de la antigua Grecia sostenía que la virtud debía fundarse en la coherencia entre el discurso y la conducta. Diógenes de Sinope desafiaba las convenciones sociales con la intención de desenmascarar las apariencias y denunciar la hipocresía del poder. Con el paso del tiempo, el término “cinismo” perdió aquel contenido filosófico para convertirse en sinónimo de una actitud que conoce las reglas, pero decide ignorarlas cuando resulta políticamente conveniente. En ocasiones, la actividad legislativa parece aproximarse más a esta acepción contemporánea que al ideal clásico: se sancionan normas cuyo impacto simbólico es indiscutible, aun cuando su eficacia jurídica resulte, desde su origen, altamente cuestionable. La reciente Ley N.º 5860 de la Provincia de Río Negro ofrece un caso que invita a reflexionar sobre esa tensión entre el rédito político inmediato y los límites constitucionales del ejercicio del poder legislativo.

Más allá del juicio político que cada lector pueda formular, el verdadero interrogante no reside en la finalidad de la norma —indudablemente inspirada en la protección de sectores vulnerables—, sino en si la Provincia podía válidamente legislar sobre una materia sometida a un régimen federal. Esa cuestión adquiere especial relevancia a partir de la reciente sanción de la Ley N.º 5860 de la Provincia de Río Negro.

Cabe recordar, que la Legislatura de la Provincia de Río Negro sancionó la norma en junio y la misma ordena suspender los cortes de los servicios públicos de luz, gas y agua hasta el 31 de diciembre de 2027 para usuarios en situación de vulnerabilidad que lo soliciten, y faculta a la Agencia de Recaudación Tributaria a imponer multas de $50.000 diarios a las empresas que incumplan.

La norma aprobada, establece en su artículo 1° la suspensión de los cortes o interrupciones del suministro domiciliario de gas natural, energía eléctrica y agua en todo el territorio de Río Negro hasta el 31 de diciembre de 2027, cualquiera sea la causa que los motive.

El artículo 2° delimita el universo de beneficiarios: quedan comprendidas las personas humanas usuarias de esos servicios que acrediten al menos uno de estos extremos: a) situación de vulnerabilidad social por razones económicas que demuestren fehacientemente incapacidad de pago; b) jubilados, pensionados y grupos familiares con ingresos por debajo de la canasta básica familiar publicada mensualmente por el INDEC; o c) jubilados, pensionados y grupos familiares que tengan a su cargo personas con discapacidad.

El artículo 3° acota el beneficio a la vivienda única familiar, con independencia de la titularidad del servicio –ya sea por propiedad, comodato, alquiler u otra forma de ocupación efectiva–, lo que excluye a inmuebles comerciales, industriales o segundas residencias.

Por su parte artículo 4° establece el mecanismo de acceso: las empresas prestadoras deben otorgar el beneficio al usuario que lo solicite mediante declaración jurada, sin que la norma exija una instancia previa de verificación por parte de la autoridad de aplicación, lo que ha sido señalado por la distribuidora como un punto crítico que podría facilitar usos indebidos y aumentar la morosidad.

La ley designa como autoridad de aplicación a la Agencia de Recaudación Tributaria de Río Negro, facultándola en su artículo 9° a imponer sanciones de $50.000 diarios a las empresas que nieguen el beneficio a los usuarios que cumplan con los requisitos. Hasta el momento, la Provincia no ha instrumentado el procedimiento para hacer efectivas esas multas, mientras Camuzzi sostiene que la normativa es inoponible por tratarse de un servicio público de jurisdicción nacional.

La Ley Provincial N.º 5860 resulta inoponible respecto del servicio público de distribución de gas natural porque pretende regular aspectos propios de una concesión federal cuya titularidad corresponde al Estado nacional. En virtud del principio de supremacía del derecho federal (art. 31 de la Constitución Nacional) y del marco regulatorio establecido por la Ley N.º 24.076, las condiciones de prestación, suspensión del suministro, cobrabilidad y demás obligaciones derivadas de la licencia de distribución son materia reservada a la jurisdicción nacional y al control del ENReGE. En consecuencia, una norma provincial no puede alterar unilateralmente el contenido de una licencia otorgada por el Estado nacional ni imponer obligaciones incompatibles con ese régimen, por lo que carece de eficacia jurídica frente al concesionario, sin perjuicio de su eventual validez respecto de servicios sometidos a jurisdicción provincial, como ocurre con la distribución de energía eléctrica.

Desde una perspectiva de teoría general del derecho, esta conclusión no responde únicamente a una cuestión de oportunidad política, sino a la propia estructura jerárquica del ordenamiento jurídico. La conocida pirámide normativa de Hans Kelsen representa esa idea: las normas inferiores sólo son válidas en la medida en que respeten las superiores. En el sistema argentino, esa jerarquía encuentra recepción positiva en el artículo 31 de la Constitución Nacional, que consagra el principio de supremacía constitucional y federal.

Por ello, una ley provincial no puede desplazar ni modificar un régimen jurídico establecido por una ley nacional dictada en ejercicio de competencias delegadas por las provincias a la Nación, como ocurre con el transporte y la distribución de gas regulados por la Ley N.º 24.076.

Es preciso hacer una distinción: en el caso de la electricidad, la provincia tiene herramientas legales y constitucionales para regular y sancionar a la distribuidora, porque el servicio se encuentra bajo su órbita. No ocurre lo mismo con el gas, que escapa a su control por expresa disposición de la ley nacional.

La pregunta que se impone es ¿la Provincia de Río Negro, al sancionar la Ley N° 5860, tuvo en cuenta los contratos de concesión que vinculan a las prestadoras con el poder concedente?

La posición de la prestadora

La distribuidora Camuzzi Gas del Sur —que presta servicio a unos 243.000 usuarios en la provincia— respondió que no acatará la norma. La empresa sostiene que el servicio está “concesionado por el Estado argentino”, por lo que “ninguna provincia tiene potestad ni está facultada para dictaminar en materia de cobrabilidad, cuadro tarifario ni ninguna otra característica que tiene que ver con nuestro servicio”.

La empresa sostuvo que la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha sostenido de manera reiterada que la regulación de la distribución de gas natural corresponde al ámbito federal, por tratarse de un servicio público nacional regido por la Ley N.º 24.076. En esa línea se inscriben precedentes como Gas Natural BAN S.A. c/ Municipalidad de Campana s/ acción meramente declarativa (CSJN, 12/08/2003) y Desarrollos Argentinos S.A. c/ Camuzzi Gas del Sur S.A. (Fallos 328:1248), en los que el Máximo Tribunal reafirmó la prevalencia del régimen federal sobre disposiciones locales que interfieran con las condiciones de prestación del servicio.

La empresa indicó también, que atiende casos particulares con planes de pago, pero “siempre por fuera del alcance de esta ley” —actualmente tiene 95 planes de pago vigentes, con una deuda total de $28 millones mayoritariamente ya saldada— y señaló que el nivel de incobrabilidad en Río Negro es del 0,15%. La diputada Magdalena Odarda (Vamos con Todos) denunció un caso puntual y pidió multar a la compañía por presuntos incumplimiento.

El servicio público de Transporte y Distribución

El proceso de privatización del gas en Argentina fue estructurado por el Estado nacional —en su rol de poder concedente— mediante un paquete normativo dictado en 1992, que estableció el nuevo marco regulatorio, declaró sujeta a privatización a la empresa estatal Gas del Estado y ejecutó la transferencia de sus activos al sector privado.

La piedra angular fue la Ley N° 24.076, que declaró al transporte y la distribución de gas como servicio público nacional y, en su artículo 4°, dispuso que debían ser realizados por personas jurídicas de derecho privado, allanando el camino para la privatización total de Gas del Estado. Esta ley fue reglamentada por el Decreto N° 1738/1992, que estableció que las habilitaciones para operar el servicio tendrían la forma de “licencia” —una concesión a largo plazo—, y complementada por el Decreto N° 2255/1992, que aprobó los modelos de licencia de transporte y distribución definiendo los derechos y obligaciones de las futuras empresas.

El proceso de venta se inició con el Decreto N° 1189/1992, que ordenó la constitución de las nuevas sociedades anónimas que se harían cargo del servicio, y la Resolución MEyOySP N° 874/1992, que llamó a Licitación Pública Internacional para la venta del 70% de las acciones de las nuevas compañías y aprobó los pliegos de bases y condiciones. La adjudicación se concretó mediante el Decreto N° 2458/1992, que otorgó formalmente la licencia a Transportadora de Gas del Sur S.A. y la transferencia de la infraestructura (gasoductos, plantas y demás activos) se efectivizó a través de la Resolución MEyOySP N° 1409/1992, que transfirió formalmente los activos y pasivos de Gas del Estado a la nueva empresa privada.

De este modo, el Estado nacional trasladó la prestación del servicio a concesionarios privados, bajo un marco regulatorio federal que tiene al ENARGAS como ente de control. Cabe recordar, sin embargo, que el servicio público sigue siendo titularidad del Estado nacional, quien puede prestarlo directamente o a través de un tercero. Ese esquema, con las modificaciones introducidas por leyes posteriores —como la N° 27.742—, continúa vigente hasta la actualidad.

¿Qué pasa con la ley provincial?

Esta es, sin duda, la pregunta más incómoda para la provincia. Desde una mirada analítica, la sanción de una norma que las autoridades saben (o deberían saber) que es inoponible responde a una lógica que combina gestión política, litigio estratégico y rentabilidad electoral, antes que a una genuina vocación de tutela efectiva de los derechos de los usuarios.

El asunto no es exclusivo de la provincia de Rio Negro, estas acciones producen una rentabilidad política de corto plazo (el “efecto ancla”). Para un legislador provincial, sancionar una ley que prohíbe los cortes de gas en pleno invierno es un acto de alto impacto mediático y emocional.

El ciudadano que lee el titular (“La provincia protege a los usuarios”) otorga un crédito político inmediato, aunque ese título no se cumpla. La norma funciona como un ancla simbólica: genera la ilusión de control sobre un servicio que, en realidad, escapa a la jurisdicción provincial. El costo político de no hacer nada ante la suba de tarifas es percibido como más alto que el costo de sancionar una ley que luego no se cumple, porque la primera opción no deja fotos para la campaña electoral.

Conflicto de poderes

El legisador provincial confunde deliberadamente al usuario porque lo coloca en el papel de rehén en medio de una puja federal. El ciudadano promedio no distingue entre competencias nacionales y provinciales; solo sabe que su gobernador le dijo que no le pueden cortar la luz y el gas. Cuando la empresa le reclama la deuda o le suspende el servicio, el usuario recurre a la Provincia, y la Provincia le responde que “la empresa está incumpliendo”. Eso genera frustración, pero también dirige la ira del usuario contra la empresa extranjera o el gobierno nacional, desviando la responsabilidad de la Provincia. Es una clásica estrategia de externalización del conflicto hacia otro nivel del Estado.

Litigio estratégico

Muchas veces, estas leyes no buscan ser cumplidas, sino ser judicializadas. La Provincia sabe que la empresa irá a la Justicia y que la provincia probablemente perderá, pero al presentar un amparo o una cautelar, se abre un espacio de negociación con el gobierno nacional. La ley se convierte en un reclamo político en formato normativo: “Miren, Nación, ustedes nos dejaron solos con las tarifas, así que nosotros legislamos; ahora ustedes resuelvan este embrollo o negocien más fondos para subsidios”. Es un mecanismo de presión para obtener mayores transferencias o competencias adicionales.

Un poco de cinismo institucional

El Poder Legislativo provincial cuenta con asesores jurídicos que conocen el alcance de la Ley N.º 24.076 y la consolidada jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación en materia de competencias federales sobre el servicio público de distribución de gas, particularmente los precedentes Gas Natural BAN S.A. c/ Municipalidad de Campana y Desarrollos Argentinos S.A. c/ Camuzzi Gas del Sur S.A., por lo que resulta razonable presumir que las limitaciones constitucionales de la norma eran conocidas durante su tratamiento legislativo. Está claro que prima el cálculo político sobre el rigor técnico. Vale mencionar que el nivel de incobrabilidad (0,15%) es tan bajo que pueden costear el costo reputacional de no acatar la norma provincial sin que ello les represente un quebranto económico significativo.

El rol de la Agencia de Recaudación

El hecho de que la autoridad de aplicación sea la Agencia de Recaudación Tributaria de Rio Negro y no, por ejemplo, el Ministerio de Desarrollo Social o Defensa del Consumidor, revela la fragilidad de la herramienta. La Agencia no tiene competencia técnica sobre energía ni sobre concesiones federales; su función es fiscal, no reguladora. Al imponer una multa diaria de $50.000, la Provincia crea una ficción coercitiva: es un monto ínfimo comparado con la facturación de Camuzzi, por lo que la empresa prefiere pagar las multas —si es que se llegan a aplicar— antes que someterse a un plan de pago que distorsione su flujo de caja y siente un precedente peligroso para otras provincias.

En rigor, esta ley no es una norma jurídica en sentido pleno, sino un instrumento de agitación política. Sancionar una norma que se sabe inválida (por invasión de competencias federales) es una mala práctica legislativa porque erosiona la confianza del ciudadano en la ley misma. El usuario termina creyendo que el Estado es ineficaz o que “las empresas le ganan al gobierno”, cuando, en realidad, el problema de fondo radica en que la Provincia intenta regular aspectos de un servicio público cuya regulación corresponde al Estado nacional conforme al régimen establecido por la Ley N.º 24.076 y la jurisprudencia de la Corte Suprema.

El verdadero perjudicado no es Camuzzi, sino el vecino de Cinco Saltos o de General Roca, que tiene una boleta impaga, cree que está protegido, y un día amanece con la llave de paso cerrada, sin entender por qué su gobernador no pudo defenderlo. Es, en definitiva, demagogia legislativa con consecuencias concretas en la vulnerabilidad ciudadana.

Equipo Jurídico de E&N

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Pampa solicitó a Economía la adhesión al RIGI para su proyecto de la planta de urea en Bahía Blanca

Con una inversión calculada en U$S 2.700 millones, Pampa Energía presentó al ministerio de Economía para su evaluación la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el proyecto de construcción en Bahía Blanca de la planta de urea granulada más grande de la región y una de las más grandes del mundo.

Pampa planea construir su planta en el Polo Industrial de Bahía Blanca, y el objetivo es que hacia fines de 2029 produzca 2,1 millones de toneladas anuales de urea con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones.

La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año.

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto demandará más de 3.500 empleos directos y una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región, se destacó.

El complejo se emplazará sobre 80 hectáreas dentro del área portuaria de Bahía Blanca, con conexión directa a los gasoductos de Vaca Muerta. Contará con una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga a camiones y buques para exportación.

Además, se construirá una planta de desalinización para abastecer de agua a la operación, junto con nueva infraestructura portuaria que contribuirá a incrementar el volumen de operaciones del puerto de Bahía Blanca.

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, y podrá exportar a la región y al mundo”.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE.

Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

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Ejecutivos petroleros aceleran la migración de contratos en Venezuela antes del cierre de julio

El Ministerio de Petróleo ratificó el 28 de julio como fecha límite para adecuar los acuerdos con PDVSA al nuevo marco legal sancionado en enero. Una veintena de operadoras, entre ellas Chevron, Repsol y Eni, negocia contrarreloj los términos de sus proyectos.

El gobierno venezolano confirmó que no moverá el calendario. Según cuatro fuentes cercanas a las negociaciones citadas por Reuters, el Ministerio de Petróleo comunicó a los socios de PDVSA que sostiene el 28 de julio como plazo para migrar los contratos de petróleo y gas al marco legal aprobado a fines de enero, lo que empujó a los ejecutivos a cerrar los términos en cuestión de días. La cartera había otorgado hasta seis meses para adecuar la totalidad de los acuerdos vigentes.

La migración alcanza a unas dos docenas de compañías extranjeras y locales. La lista incluye a la estadounidense Chevron, la española Repsol y la italiana Eni, la mayoría con más de un proyecto asociado o bajo contrato con la petrolera estatal. En los últimos días las tratativas se aceleraron con la llegada de ejecutivos a Caracas, luego de que dos terremotos sucesivos el mes pasado provocaran demoras y dejaran fuera de servicio al principal aeropuerto del país. Buena parte de las reuniones se desarrolla en hoteles de la capital, ya que PDVSA todavía no dispuso el regreso a su sede central, dañada por los sismos.

El nudo de las regalías

Lo más difícil de destrabar es la tasa ponderada de regalías que trajo el nuevo tributo hidrocarburífero. Ahí aparece la grieta: lo que calcula el gobierno no da lo mismo que lo que calculan varias empresas, según las fuentes. Todo esto se apoya en la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que la Asamblea Nacional votó el 29 de enero. Hacía casi medio siglo, desde la nacionalización de 1976, que el régimen no se tocaba con esta profundidad. ¿Qué cambió en concreto? El techo de regalías quedó en 30%, apareció un impuesto integrado a los hidrocarburos que no puede pasar del 15% y se barrió con la estructura tributaria multicapa que existía antes. Además, por primera vez las compañías privadas pueden operar yacimientos por cuenta propia bajo un modelo contractual nuevo.

La mayoría de las operadoras ya entregó la documentación inicial requerida, aunque persiste la incógnita sobre si algunos contratos y empresas mixtas terminarán revocados. El Ministerio evalúa permitir la presentación posterior de ciertos anexos, entre ellos los planes para que cada proyecto genere su propia electricidad, un requisito incorporado recientemente. Entre los socios de mayor peso, Chevron mostró avances en las últimas semanas con la aprobación de permisos clave, según los documentos publicados en la gaceta oficial.

Las firmas que ingresan por primera vez al país, en su mayoría exploradoras de riesgo y compañías poco conocidas como unidades de las estadounidenses Crossover Energy y Hunt Oil, no tienen un plazo específico para cerrar sus acuerdos definitivos. Los entendimientos preliminares que suscribieron desde comienzos de año no son vinculantes.

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Energía dispuso que las DDA se incorporen a las facturas del gas cada dos meses, a partir de agosto

La Secretaría de Energía determinó, a través de la Resolución 167/2026, que “Durante la vigencia de la emergencia energética”, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada sucesivamente, ahora hasta diciembre de 2027, que “las diferencias diarias acumuladas mensualmente, conforme las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD) de gas, serán calculadas e incorporadas con su signo en las facturas de los usuarios, cada DOS (2) meses.

Las DDA constituyen un mecanismo de ajuste en las tarifas de gas que compensa la brecha entre el precio estimado del gas y el costo real pagado (del gas natural local y del GNL importado) por las distribuidoras del servicio.

La R-167 ya oficializada establece que el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) aplicará lo dispuesto a partir de los cuadros tarifarios del mes de agosto próximo, “oportunidad en que se efectuará la determinación inicial de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), bajo el nuevo esquema.

El mecanismo de las DDA se basa en el artículo 38 de la Ley 24.076 (marco regulatorio), que establece que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El mecanismo de fondo del DDA no cambia, solo la frecuencia.

La reglamentación del Artículo 37 de la citada Ley, aprobada por el Decreto 1738/1992, dispone en su Inciso (5), que “las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitación”.

En los considerandos de la R-167 se puntualiza que en enero de este año la S.E. estableció mediante la Resolución 23 el Precio Anual Uniforme (PAU), a ser trasladado a los usuarios finales del gas en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar” 2023/2028 , para los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios a publicar por el ENARGAS.

Ahora, Energía dispuso entonces esta medida complementaria para “evitar que el pago a realizar por los usuarios se vea afectado por un doble efecto estacional: el aumento en las cantidades demandadas y la simultánea suba del precio del gas durante el invierno, en aras de una mayor previsibilidad para el usuario final”.

La S.E. señala además que “corresponde considerar el contexto internacional en el que se dan las adquisiciones adicionales de gas (GNL), por parte de las prestadoras del servicio de distribución, de manera de propiciar el sostenimiento de los flujos financieros necesarios para afrontar los compromisos propios de la prestación del servicio público y de las inversiones establecidas”.

En consecuencia, la Secretaría a cargo de María Tettamanti sostiene que “deviene necesario introducir adecuaciones en el mecanismo para la consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) previsto en la reglamentación de la Ley 24.076 durante la emergencia vigente, de manera de ajustar la periodicidad para su determinación, prevista en forma estacional, y adecuarla, transitoriamente, a un esquema que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de plazos más extensos”.

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Industria empata en junio, cae 0,7% en el semestre y suben tarifas y subsidios

El mes de junio dejó una fotografía dual de la economía argentina, en la que el estancamiento fabril se combina con un acelerado encarecimiento de los servicios energéticos para los hogares. Por un lado, el Índice de Producción Industrial (IPI) que elabora la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL) arrojó un nivel de actividad que calca exactamente el registro del mismo mes de 2025, aunque en el acumulado del primer semestre la industria presenta una merma del 0,7% frente a igual período del año anterior, encadenando cuatro trimestres consecutivos de retroceso interanual.

Por otro, el Reporte de Tarifas y Subsidios #40 del Observatorio del IIEP (UBA-CONICET) reveló que la canasta de servicios públicos del AMBA –con el foco puesto en la electricidad y el gas– escaló un 4,6% en julio respecto de junio, con aumentos del 12,5% en la factura eléctrica y del 5,2% en la de gas, empujados por el pico invernal y los nuevos ajustes tarifarios. En simultáneo, los subsidios energéticos acumulados crecieron un 30% en términos reales interanuales, evidenciando la tensión entre la contención social y el saneamiento fiscal.

Producción industrial

El desglose de la Tabla Nº1 del IPI-FIEL revela con precisión las múltiples aristas de la desaceleración. La comparación intermensual desestacionalizada exhibe un descenso del 1,7% entre mayo y junio —una contracción que disipa cualquier atisbo de euforia—, mientras que con estacionalidad la caída se modera al 1,0%. Al ampliar la mirada al segundo trimestre, el desplome frente al primer trimestre de 2026 (también en cifras desestacionalizadas) alcanza el 1,5%, lo que interrumpe bruscamente la incipiente recuperación que se había vislumbrado entre enero y marzo. En términos interanuales, el segundo trimestre de 2026 cede un 0,5% respecto al mismo lapso de 2025, y el primer semestre consolida así su balance negativo del 0,7%. 

El análisis por ramas de actividad en junio ofrece un verdadero relato de contrastes. En el polo más sombrío se sitúa, una vez más, la industria automotriz, que protagoniza un nuevo y pronunciado batacazo: los volúmenes de producción de automóviles se desploman, arrastrando consigo los envíos mayoristas de terminales a concesionarias, los patentamientos y las exportaciones. Aunque se detecta un repunte mensual en las ventas mayoristas de vehículos —quizás atribuible a una recomposición de inventarios en la cadena comercial—, el dato alentador queda matizado por el avance imparable de los modelos electrificados, que ganan participación en el mercado local.

El sector de alimentos y bebidas tuvo un alza en junio, impulsado por la faena porcina y un avance en la aviar, que logran compensa la caída de faena vacuna, mientras que la lechería mantiene su producción.

Energía

El escenario energético añade un factor de perturbación no menor sobre el entramado industrial. Durante junio, las deficiencias en la infraestructura de transporte de gas provocaron cortes de suministro en varios establecimientos industriales, aunque el fenómeno —acotado a pequeñas y medianas empresas en localizaciones específicas— no alcanzó a gravitar con magnitud sobre el agregado industrial. Sin embargo, la letra chica del problema es más profunda: los recientes cambios regulatorios han forzado a los grandes usuarios industriales a comprar gas directamente a los comercializadores, con precios significativamente mayores por el Gas Natural Licuado (GNL), lo que en algunos casos llevó a optar por interrumpir voluntariamente la producción para eludir ese costo disparado. Este punto constituye el primer eslabón de conexión con la realidad tarifaria que enfrentan también los hogares.

Industria

Al desgranar el desempeño acumulado del primer semestre por sectores, el liderazgo indiscutido corresponde a la refinación de petróleo, que exhibe un crecimiento del 9,4% y se constituye, paradójicamente, en el principal dique de contención ante la caída general de la actividad fabril. Le siguen las industrias metálicas básicas, con un avance del 5,5%, y la producción de alimentos y bebidas, con un alza del 2,7%. En el centro de la tabla, el sector de químicos y plásticos logra igualar el nivel del año pasado, mientras que los insumos textiles y la metalmecánica acumulan retrocesos que calcan la media negativa de la industria. Por debajo de ese umbral, las contracciones se vuelven más agudas: la producción de papel y celulosa cae un 2,3%; la de minerales no metálicos, un 3,6%; y los despachos de cigarrillos, un 5,2%. Pero el foco crítico vuelve a ser la automotriz, cuyo retroceso acumulado en el semestre alcanza el alarmante 18,6%, erigiéndose como el principal lastre de la contracción global. 

La perspectiva según tipos de bienes producidos aporta un matiz adicional al diagnóstico. En los primeros seis meses del año, y frente a igual período de 2025, los bienes de consumo no durable encabezan el ranking positivo con una expansión del 1,8%, seguidos por los bienes de uso intermedio, que mejoran un 1,1%. Su contribución resulta decisiva para atenuar el retroceso global. En cambio, en el terreno de las caídas más pronunciadas se ubican los bienes de capital, con una merma del 6,2%, y los bienes de consumo durable, que sufren un desplome del 8,1%, reflejando la reticencia inversora y el cauteloso humor de los hogares ante el horizonte económico. 

Un dato de especial sensibilidad es el de la producción desestacionalizada: en junio se contrajo un 1,7% respecto a mayo, borrando de un plumazo toda la mejora acumulada desde febrero. Este desempeño, sumado al ligero recorte del índice de difusión —que revela que en el segundo trimestre algo más del 60% de las ramas industriales registraron caídas interanuales—, debilita severamente las señales sobre la sostenibilidad de la fase de recuperación, poniendo en entredicho la solidez del frágil repunte que se había atisbado a principios de año. 

En el plano normativo, merece un apartado el reciente Decreto 566/2026, anunciado a inicios de julio, mediante el cual las autoridades disponen la eliminación y reducción progresiva de derechos de exportación para un conjunto de posiciones arancelarias del NCM vinculadas al sector industrial. El cronograma de desgravación fija su punto final en junio de 2027, con la derogación total de esos gravámenes, un movimiento que intenta inyectar competitividad a la producción local de cara a los mercados externos, aunque sus efectos aún están por madurar en las estadísticas fabriles.

Tarifas y subsidios

El impacto del invierno sobre los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se hizo sentir con particular crudeza en el mes de julio, cuando la canasta de servicios públicos –que engloba energía eléctrica, gas natural, transporte y agua– escaló un 4,6% respecto de junio, hasta alcanzar un desembolso mensual de $295.826 para un hogar promedio sin subsidios. Sin embargo, el foco de la tormenta tarifaria se concentró en los servicios energéticos: la factura de electricidad saltó un 12,5% intermensual y la de gas, un 5,2%, empujadas tanto por los ajustes regulatorios como por el pico estacional de consumo invernal.

El reporte del IIEP además evidencia un crecimiento real del 30% en los subsidios energéticos acumulados frente a igual período de 2025, en un contexto de fuerte dispersión tarifaria entre provincias y de una cobertura de costos que, pese a las bonificaciones, deja aún un 37% del costo eléctrico y un 43% del costo gasífero a cargo del Estado nacional.

Estacionalidad y los nuevos cuadros

El desglose mensual de la Tabla Nº1 del IIEP muestra que, mientras el componente de agua registró una baja del 4,6% por la reducción del coeficiente variable, la energía eléctrica se disparó con un alza del 12,5% y el gas natural con un 5,2%, muy por encima del 2,0% estimado para el IPC general del mes. En términos acumulados durante 2026, la electricidad ya acumula un incremento del 52,2%, mientras que el gas natural lidera con un abultado 182,4% –una cifra que refleja el arrastre de la quita progresiva de subsidios desde diciembre de 2023, cuando la canasta energética comenzó a despegarse de la inflación general.

Dos fuerzas confluyen en este comportamiento. Por un lado, la estacionalidad: julio es el mes de mayor demanda invernal, lo que eleva el consumo físico de kilovatios-hora y metros cúbicos de gas. Por otro, los ajustes tarifarios decididos por la Secretaría de Energía: en electricidad, el cargo fijo subió un 3% y el cargo variable un 5,7% para usuarios sin subsidios, mientras que en gas el cargo fijo aumentó un 2,8% y el variable un 3%.

El resultado es una factura eléctrica promedio para un hogar del AMBA sin subsidios (consumo de 265 kWh/mes) que en julio se ubica en torno a los $89.205 a nivel país, y una factura de gas natural por redes (consumo promedio estacional de 60,5 m³/mes) que asciende a $99.921 para los usuarios no bonificados. 

Sin embargo, el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), implementado a partir de abril y reforzado con bonificaciones extraordinarias en junio y julio, creó una brecha creciente entre los hogares con y sin subsidios. Para los usuarios que califican –aquellos con ingresos por debajo de ciertos umbrales y que no superan los topes de consumo–, la factura eléctrica final se reduce drásticamente: el Estado bonifica el 50% del precio mayorista de la energía más un adicional del 16,6% (establecido por Resolución 146/26), lo que deja una cobertura total del 66,6% sobre el costo de abastecimiento para el bloque subsidiado. En el caso del gas, la bonificación alcanza el 50% más un extra del 25% (Resoluciones 111/26, 121/26 y 146/26), totalizando un 75% de descuento sobre el precio PIST para los consumos dentro del umbral. Así, la factura promedio de gas para un usuario subsidiado en el AMBA se reduce a $65.365, y la de electricidad a $58.009, muy por debajo de los valores sin bonificación.

Cobertura del costo

A pesar de la progresiva desregulación tarifaria, el informe del IIEP muestra que los precios que pagan los usuarios residenciales aún no cubren la totalidad de los costos del sistema. Para la energía eléctrica, la cobertura promedio ponderada (considerando todos los niveles de segmentación) alcanza el 63% del costo del Mercado Eléctrico Mayorista; el restante 37% es absorbido por el Estado nacional vía transferencias a CAMMESA y otros fondos. En el gas natural, la cobertura es ligeramente inferior: el usuario residencial promedio abona el 57% del costo de abastecimiento, mientras que el 43% restante queda a cargo del fisco. 

La cobertura de costos había mostrado una tendencia creciente entre julio de 2025 y febrero de 2026, con un salto significativo tras la implementación del SEF, pero desde entonces ha entrado en una senda decreciente, en parte por las bonificaciones extraordinarias que se aplican justamente en los meses de mayor consumo invernal. Esta dinámica revela una tensión de fondo: el Estado busca contener el impacto social de las tarifas plenas mediante subsidios focalizados, pero al mismo tiempo esos subsidios implican un costo fiscal que, pese al superávit primario, sigue siendo relevante.

Aumento de los subsidios

Los s ubsidios energético tuvieron un crecimiento real del 30% con una fuerte concentración en CAMMESA. Los recursos destinados exclusivamente al sector energético acumulado a julio de 2026 alcanzaron los $3,65 billones en términos nominales (en moneda de julio de 2026), lo que representa un incremento nominal del 69% y un avance real del 30% respecto de igual período de 2025. Este impulso responde, en gran medida, al aumento estacional de la demanda y al encarecimiento del costo de la energía despachada en el pico invernal.

Dentro del desglose por partidas, la transferencia a CAMMESA –la más relevante del sector– creció un 114% nominal y un 62% real, reflejando el mayor costo de la energía eléctrica mayorista. En contraste, las partidas a ENARSA cayeron un 16% nominal y un 32% real, aunque este retroceso fue más que compensado por el Fondo Fiduciario para el consumo de GLP y gas por redes, que se expandió un 197% nominal y un 131% real, consolidando así una expansión generalizada del gasto en el segmento energético. Por su parte, el Plan Gas.Ar –que incluye compensaciones por bonificación en el precio del gas natural– registró una contracción del 64% nominal y 71% real, atenuando parcialmente el incremento global del sector. 

En términos acumulados, los subsidios nominales a energía y transporte sumaron $4,77 billones en el período enero-julio, pero al deflactar por inflación, el total real asciende a $5,1 billones. No obstante, el informe destaca que, en la serie de últimos doce meses corridos, los subsidios totales son un 59% inferiores a los observados en diciembre de 2023 y un 73% por debajo del pico de julio de 2022, lo que evidencia un proceso de ajuste estructural, aunque con altibajos estacionales.

Un dato adicional relevante es la contribución a la deuda flotante: en lo que va de 2026, el Estado nacional ha acumulado $996.019 millones en devengamientos no pagados, explicados enteramente por las transferencias a CAMMESA en el mes de julio, lo que sugiere que parte del gasto energético se está financiando con postergación de pagos.

Brecha territorial

El informe del IIEP, ofrece un minucioso recorrido por las disparidades provinciales en las tarifas energéticas, que persisten a pesar de los esfuerzos de unificación de precios mayoristas. Para un consumo eléctrico residencial de 265 kWh/mes sin subsidios, la factura promedio nacional se sitúa en $89.205, pero el desvío respecto de esa media muestra que Neuquén registra un sobrecosto del 76% (factura cercana a los $157.000), mientras que La Rioja se ubica un 38% por debajo del promedio, lo que arroja una brecha de 114 puntos porcentuales entre ambas jurisdicciones. 

En el caso del gas natural por redes, la factura promedio país para un usuario sin subsidios (con consumo ajustado por estacionalidad) es de $99.921, mientras que con subsidios baja a $65.365. La composición de la factura también varía: para los no subsidiados, el 53% corresponde al precio del gas, el 25% al Valor Agregado de Distribución (VAD) y el 22% a impuestos; para los subsidiados, el peso del gas se reduce al 42%, el VAD sube al 36% y los impuestos se mantienen en el 22%. 

Fuentes: Indicadores de Coyuntura – Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL), Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) – UBA/CONICET. Reporte Nº 40 – Julio 2026. Datos elaborados en base a cuadros tarifarios de ENRE, ENARGAS, Secretaría de Energía, CAMMESA, AVSA y BCRA.

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Cómo China capitaliza la crisis de Ormuz

La crisis del estrecho de Ormuz disparó los precios del petróleo y encendió las alarmas sobre la dependencia fósil. China, líder indiscutido en paneles solares, baterías y vehículos eléctricos, parecía tener todas las cartas para capitalizar el momento. Sin embargo, Pekín optó por recortar importaciones de crudo y moderar la subida, en lugar de forzar una demanda masiva de sus tecnologías limpias. La explicación, lejos de especulaciones geopolíticas, es una cuestión de peso: las exportaciones verdes apenas suponen el 6% de su gigantesca factura exterior (US$ 3,77 billones), y un petróleo caro resta poder adquisitivo a sus compradores de manufacturas. El resultado es una transición energética que avanza, pero al ritmo de los números, no de las urgencias: evolución, no revolución.

El cierre del estrecho de Ormuz produjo una suba abrupta del precio del petróleo y trajo a la realidad las pretensiones de transición energética de sectores ambientalistas particularmente europeos. Mientras algunos sectores interpretaron la crisis como una oportunidad para acelerar el abandono de los combustibles fósiles, el comportamiento de Trump y de China terminó desafiando buena parte de esas expectativas.

La interrupción del tránsito por uno de los principales corredores petroleros y gasíferos del mundo sigue presionando al alza el precio del crudo y del gas –y de algunos derivados como los fertilizantes- en un escenario que, paradójicamente, coincidía con uno de los objetivos históricos del presidente estadounidense Donald Trump: un petróleo más caro.

En un ejercicio de memoria contrafáctico, recordemos el embargo de 1973: sin cerrar Ormuz, cuadruplicó el crudo (US$3 a US$12), por lo que un bloqueo simultáneo de Ormuz y Bab el-Mandeb, en un mercado sin reservas, capacidad ociosa ni alternativas, habría infligido un shock muy superior. El barril podría haber escalado a US$40 o US$60 de la época —o más en picos de tensión—, equivalentes hoy a US$300-US$450. No es una proyección lineal, sino un escenario extremo: dada la rigidez de la demanda a corto plazo, la contracción de oferta desencadena alzas desproporcionadas.

Pero eso no sucede hoy, muchos observadores consideran que China, líder mundial en la producción de tecnologías limpias, podía aprovechar un contexto de crisis de precios para impulsar aún más las exportaciones de paneles solares, baterías y vehículos eléctricos. Pero, la respuesta de Pekín a la crisis fue otra.

En lugar de presionar sobre la demanda, redujo de manera significativa sus importaciones de combustibles fósiles en los meses posteriores al cierre del estrecho. Una decisión de política económica que sólo una economía planificada puede tomar. Esa decisión contribuyó a moderar la presión sobre los precios, que finalmente aumentaron mucho menos de lo que habían previsto los analistas occidentales.

La situación plantea un interrogante central: ¿por qué el principal productor mundial de tecnologías para la transición energética no buscó maximizar una coyuntura que podía favorecer la demanda de sus productos?

El investigador David Hart del Council of Foreing Relations, cuyo trabajo se centra en analizar las políticas destinadas a acelerar la innovación y la difusión de tecnologías y  energías limpias a escala global, considera que la explicación no pasa exclusivamente por factores políticos.

Entre las interpretaciones más difundidas aparecen la tradicional búsqueda de estabilidad por parte de China, el interés de proyectarse como un actor responsable dentro del escenario internacional, la posibilidad de generar un gesto de buena voluntad hacia la administración Trump con vistas a obtener beneficios futuros o, incluso, la paradójica hipótesis de que a Pekín no le resultaría inconveniente la continuidad del control republicano sobre el gobierno estadounidense.

No obstante, todas esas especulaciones deben analizarse a la luz de un dato económico determinante: la tecnología limpia representa solo una parte relativamente pequeña del enorme aparato exportador chino.

Durante 2025, China exportó paneles solares, vehículos eléctricos, baterías y turbinas eólicas por aproximadamente US$ 220.000 millones. Aunque se trata de una cifra impresionante, equivale apenas al 6% del total de sus exportaciones, que en ese período,  alcanzaron los US$ 3,77 billones.

La dimensión del comercio exterior chino ayuda a comprender su estrategia. El país es el principal socio comercial de más de 120 estados y vende al mundo una amplia variedad de productos industriales, desde electrónica y textiles hasta metales y productos químicos. En ese contexto, cada dólar adicional que esos mercados deben destinar a la compra de petróleo o gas natural licuado (GNL), es un dólar menos disponible para adquirir manufacturas chinas, cuyo volumen de negocios supera ampliamente al de las denominadas “tres nuevas industrias” —paneles solares, baterías y vehículos eléctricos— promovidas por el presidente Xi Jinping.

Medidas en dólares, las importaciones energéticas de China representan una carga importante, pero siguen siendo muy inferiores a los ingresos que obtiene por sus exportaciones. En 2025, el país destinó aproximadamente US$ 415.000 millones a la compra de petróleo, gas natural, carbón y derivados, mientras que sus exportaciones totales alcanzaron los US$ 3,77 billones.

En otras palabras, la factura energética que paga Pekín se estima en un 11% del valor de las ventas externas, lo que significa que por cada dólar gastado en importar energía, China generó cerca de nueve dólares en ingresos por exportaciones. Esa relación ayuda a explicar por qué Pekín prioriza preservar la demanda global de sus manufacturas antes que beneficiarse de un alza prolongada en los precios del petróleo.

Cuidar la demanda

Existe otro factor de peso en la economía china: un petróleo más caro tiende a desacelerar la economía mundial y aumenta el riesgo de una crisis económica internacional, con efectos directos sobre la demanda de exportaciones chinas.

En ese sentido, el último informe del Fondo Monetario Internacional, elaborado bajo el supuesto de que el estrecho de Ormuz reabriría hacia mediados de julio, proyectó un crecimiento económico global de apenas 3% para 2026. El organismo advirtió además que, si el estrecho permaneciera cerrado en un escenario de hostilidades persistentes, esa expansión podría reducirse hasta el 2%, con un impacto particularmente severo sobre las economías de los países más pobres.

La necesidad de preservar el dinamismo exportador también responde a la situación interna de China. Su economía atraviesa una marcada desaceleración y aún no consigue reactivar con fuerza el consumo doméstico, por lo que las ventas al exterior continúan siendo el principal motor del crecimiento. Paralelamente, la reducción de los precios internacionales del petróleo y del GNL también le permite abaratar las importaciones energéticas que todavía necesita.

En el mediano y largo plazo, sin embargo, la crisis podría acelerar la adopción de tecnologías limpias en numerosos países. La combinación de electricidad generada mediante fuentes renovables, sistemas de almacenamiento con baterías y vehículos eléctricos ofrece una alternativa capaz de reducir la dependencia de las importaciones de petróleo, una vulnerabilidad que la crisis del estrecho de Ormuz volvió a poner de manifiesto.

Además, estas tecnologías continúan reduciendo sus costos a medida que mejoran sus prestaciones, lo que incrementa su competitividad. Si bien muchos países podrían mostrarse incómodos frente a una mayor dependencia de los proveedores chinos, una eventual interrupción en el suministro de tecnologías limpias tendría consecuencias inmediatas considerablemente menores que una interrupción del abastecimiento de combustibles fósiles sobre la que todavía descansan sus sistemas energéticos.

En ese marco, la posibilidad de que las políticas impulsadas por Donald Trump terminen acelerando, aunque sea de manera indirecta, la transición hacia energías limpias no resulta descartable. Sin embargo, el proceso difícilmente se produzca de manera abrupta. La transformación del sistema energético mundial, concluye el análisis, avanza como una evolución gradual más que como una revolución.

ABA

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PCR concretó su primera emisión de O.N. : U$S 400 millones y tasa del 8,5 % anual

Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR), junto con su subsidiaria Luz de Tres Picos S.A., colocó exitosamente su primer bono internacional, correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase I, por un monto total de U$S 400 millones.

La emisión, denominada en dólares estadounidenses y bajo las leyes del Estado de Nueva York, tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés del 8,5% anual.

El monto inicial a emitir era de hasta U$S 350 millones, y fue ampliado hasta el monto finalmente emitido como resultado de la fuerte demanda de los inversores durante el proceso de colocación.

La colocación se realizó mediante el sistema de book-building y recibió una demanda cercana a U$S 1.000 millones, equivalente a casi 2.5 veces el monto finalmente emitido.

Esta transacción fortalece de manera determinante el perfil financiero de la compañía y reafirma su acceso a los mercados de capitales locales e internacionales para seguir acompañando su estrategia de crecimiento de largo plazo, se destacó.
La operación contó con una amplia participación de inversores internacionales, principalmente de Estados Unidos y Europa, y con un sólido acompañamiento de inversores locales.

Itaú BBA, BBVA y Santander actuaron como Global Coordinators y Joint Bookrunners, Balanz como Joint Bookrunner, Galicia Capital US, LLC como International Selling Agent y Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia como Agentes Colocadores Locales.

Los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la cancelación y precancelación de deuda financiera de PCR y Luz de Tres Picos, fortaleciendo la estructura financiera de ambas compañías, así como al desarrollo de proyectos de inversión en el sector energético.

El Director de Finanzas de PCR, Juan Giglio, afirmó que “El éxito de esta primera emisión internacional representa un reconocimiento a la solidez de nuestros negocios, la disciplina financiera que nos caracteriza y la relación de confianza que construimos de forma continua con bancos e inversores”.

“Acceder a los mercados internacionales de capitales es un gran hito para PCR, que le permitirá tener mayor visibilidad internacional y le brindará una mayor flexibilidad para seguir invirtiendo en proyectos estratégicos que impulsen el desarrollo energético e industrial de la Argentina, consolidando nuestro crecimiento de largo plazo”, añadió.

Durante los últimos años, PCR consolidó un proceso sostenido de expansión y diversificación de sus actividades. La compañía continúa fortaleciendo sus operaciones en petróleo y gas en la Argentina, Ecuador y Estados Unidos; desarrolla uno de los portafolios privados de energías renovables más importantes del país; y mantiene una posición relevante en la industria del cemento en la región de la Patagonia.

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 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 total neta de 21.000 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

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MEGSA-CAMMESA: 27,9 MMm3/d para la 1Q de agosto. PPP U$S 4,75 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 03/08/2026 al 16/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

El MEGSA recibió 28 ofertas por un volumen total de 27,9 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 por millón de BTU en el PIST, y U$S 4,75 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.

Los PPP en el PIST fueron de U$S 4,16 el MBTU desde el NOA; U$S 4,13 desde Neuquén; U$S 3,84 desde Chubut; y de U$S 3,83 desde Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Desde Chubut llegaron 4 ofertas por un total de 4 millones de M3/día; Desde Neuquén las ofertas fueron 12 y totalizaron 12,2 MMm3/d; Desde Santa Cruz llegaron 3 ofertas que totalizaron 2,5 MMm3/d; desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y el volumen ofrecido totalizó 8 millones de M3/día; y desde la Cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas que totalizaron 1,2 MMm3/día.

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Naturgy Argentina presentó su Informe de Sostenibilidad y el Plan al 2027

Naturgy Argentina presentó su Informe de Sostenibilidad 2025 y establece la hoja de ruta del Plan 2025-2027, alineado con el propósito de transformar el mundo a través de una energía segura y confiable. Fue elaborado bajo los estándares GRI y SASB, reafirmando el compromiso de la compañía con la transparencia y la rendición de cuentas.

En el informe integrado, la compañía da cuenta de la unificación de las operaciones de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan bajo una misma identidad, fortaleciendo una visión compartida para brindar servicio a 2,5 millones de usuarios en el país. Asimismo, este proceso contribuyó a consolidar su posicionamiento corporativo, ubicándose entre las empresas líderes del sector en los principales rankings de reputación y sostenibilidad.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó que “reportar implica mostrar avances, pero también reconocer los desafíos que aún tenemos por delante para seguir mejorando. Este informe refleja nuestro compromiso con una
gestión transparente, consistente y con una mirada a largo plazo”.

Verónica Argañaraz, Directora de Relaciones Institucionales, Comunicación y Sostenibilidad, señaló: “Detrás de cada indicador hay decisiones, procesos y equipos comprometidos en construir una operación cada vez más eficiente, responsable y preparada
para los desafíos del futuro”.

ESG y resultados

En materia ambiental, la compañía eliminó más de 21.600 fugas en sus redes de gas, continuó avanzando en la descarbonización de sus procesos operativos y promovió la adopción de la factura digital como una herramienta para reducir su huella de carbono.
En el plano social, destinó $ 98,9 millones a programas de valor compartido como Guardianes de la Energía, Energía del Sabor, Asociar Energías y Transformadores Naturgy, y fortaleció la diversidad dentro de la organización alcanzando un 32 % de mujeres en posiciones directivas, e impulsó el desarrollo de capacidades digitales de sus colaboradores a través de su Escuela de IA.

Por otro lado, en lo que respecta a la gobernanza, el 87,3 % de los colaboradores suscribieron la declaración de cumplimiento del Código Ético Corporativo y la compañía avanzó en la implementación de su Plan de Ciberseguridad 2025-2027, reforzando la resiliencia tecnológica de sus operaciones.

El Plan de Sostenibilidad 2025-2027 establece 20 metas prioritarias en materia ambiental, social y de gobernanza, que orientarán el crecimiento de Naturgy Argentina durante los próximos años y consolidarán una gestión alineada con los más altos estándares internacionales.

Acerca de Naturgy Argentina

Es una compañía multinacional del sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

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Naturgy (global): Ganó 1.215 MM de euros en el primer semestre 2026

La energética Naturgy obtuvo a nivel global en el primer semestre de 2026 un beneficio neto de 1.215 millones de euros (1.397 millones de dólares), un 6 % más que en el mismo periodo del año anterior, y elevó su Ebitda (rentabilidad operativa antes de intereses, impuestos, y amortizaciones) hasta los 2.975 millones de euros, un 5 % más que en el año anterior.

“La evolución del periodo se apoya en la fortaleza de un modelo de negocio integrado, la disciplina en la gestión operativa y financiera, y la capacidad del grupo para adaptarse a escenarios exigentes”, destacó la compañía, con actividades en la Argentina en distribución de gas natural y de electricidad por redes domiciliarias (Naturgy BAN, Naturgy NOA, Naturgy SJ).
Naturgy mantiene así una trayectoria de cumplimiento de sus compromisos con todos sus grupos de interés y avanza en la ejecución del Plan Estratégico 2025-2027 desde una posición de fortaleza, puntualizó.

El grupo Naturgy mejoró su perfil financiero durante el semestre. La deuda neta se situó en 11.745 millones de euros al cierre de junio, frente a los 12.317 millones registrados a cierre de 2025, apoyada en una fuerte generación de caja. La ratio deuda neta/Ebitda de los últimos doce meses fue de 2,2x, un nivel que otorga a la compañía una importante flexibilidad y capacidad financiera para acometer nuevas oportunidades de crecimiento, manteniendo la disciplina financiera y de asignación de capital, se describió.

Naturgy focalizó sus inversiones globales del periodo en redes de distribución y proyectos de generación renovable, los dos principales ejes de crecimiento contemplados en su Plan Estratégico 2025-2027, con criterios de rentabilidad, certidumbre de ejecución y aportación de valor a largo plazo.

En Renovables, la capacidad instalada alcanzó 8,4 GW, incluyendo baterías. La compañía cuenta con cerca de 1,3 GW adicionales en construcción, de los cuales está previsto que la mitad entre en operación antes del final del 2026, reforzando el crecimiento selectivo del grupo y su contribución a la transición energética.

Nueva etapa de crecimiento y mejora de perspectivas

La compañía encara ahora una nueva etapa de crecimiento con una elevada capacidad para inversiones que aporten valor de forma selectiva y sostenida, se indicó.

La evolución del primer semestre permite a Naturgy mejorar los objetivos previstos para 2026 dentro del Plan Estratégico 2025-2027: el Ebitda superará según las nuevas perspectivas los 5.500 millones de euros al cierre del ejercicio, un 4 % más, y el beneficio neto se situará por encima de los 2.100 millones, un 10 % más que en 2025. En cuanto a la deuda neta, se reducirá hasta los 13.000 millones, un 4 % menos.

Entre los hitos más relevantes del primer semestre destaca también la positiva evolución del free float, que ya supera el 46 %, el nivel más alto de la historia de la compañía.

“A la vista de los resultados conseguidos, el Consejo de Administración ha aprobado el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que se abonará el próximo 29 de julio. Esta retribución se enmarca en la política de remuneración al accionista comprometida en el Plan Estratégico 2025-2027, y siempre condicionada al mantenimiento del rating BBB, algo que no está en riesgo”, se anunció.

Francisco Reynés, presidente ejecutivo de Naturgy sostuvo que “Naturgy vuelve a demostrar la solidez de su modelo de negocio y su capacidad para cumplir sus compromisos incluso en un entorno muy exigente. La compañía afronta ahora una nueva etapa con un balance sólido, una nueva estructura accionarial, y una estrategia centrada en la disciplina financiera y la creación de valor sostenible. La evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo ante el que la compañía trabaja para garantizar su compromiso con la seguridad de suministro”, señaló.

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Energía simplificó el procedimiento de exportación de hidrocarburos líquidos y derivados

La Secretaría de Energía de la Nación aprobó, a través de la Resolución 166/2026, un nuevo Procedimiento de Exportación de Hidrocarburos Líquidos y sus Derivados, y creó el Registro de Operaciones de Exportación, consolidando en un único marco normativo las reglas que estaban dispersas en tres resoluciones distintas, algunas con más de 30 años de vigencia.

La medida, se indicó, “se enmarca en los principios de libre mercado establecidos por la Ley Bases (27.742) y el Decreto 70/2023, que reconocen a productores y comercializadores el derecho a exportar libremente los hidrocarburos que extraen, sujeto únicamente a la no objeción de la Secretaría de Energía por razones fundadas de abastecimiento interno”.

La S.E. describió que hasta ahora el exportador debía publicar previamente una oferta de venta del producto en el mercado interno, dirigida a toda la cadena comercial, antes de poder tramitar la autorización de exportación.

“Este mecanismo, vigente desde 2017 y extendido en 2023 a las exportaciones de petróleo crudo por oleoductos transfronterizos, generaba pasos burocráticos adicionales sin cumplir eficazmente su objetivo original de garantizar el abastecimiento doméstico”, se argumentó, señalando que “A esto se sumaba una resolución de 1994 que exigía a los exportadores información adicional ya reportada por otras vías, duplicando trámites”.

Con la nueva resolución se elimina el requisito de oferta previa obligatoria y se avanza hacia un esquema de notificación de exportación, con un plazo acotado de 30 días para que la Secretaría formule objeciones fundadas en motivos técnicos o económicos vinculados a la seguridad de suministro.

Vencido ese plazo, la exportación queda habilitada. Se crea además un Registro único de Operaciones de Exportación que ordena todas las notificaciones, objeciones y constancias de libre exportación, y se derogan las tres normas superpuestas que regían la materia, simplificando el marco a un solo procedimiento.

Los productos alcanzados incluyen petróleo crudo, gasolinas, gasoil, propano, butano y GLP, y la Secretaría podrá ajustar ese listado según las condiciones del mercado interno.

Energía remarcó que “el Gobierno Nacional continúa con la eliminación de trabas burocráticas y en la construcción de un marco regulatorio previsible y alineado a las reglas del libre mercado, que impulse la inversión, la competitividad del sector energético y la integración de la Argentina al comercio internacional, sin resignar las herramientas necesarias para garantizar el abastecimiento energético de todos los argentinos”.

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Ravier: Acerca de la exploración anglo-israelí en Malvinas

En una Conferencia de prensa realizada en Casa Rosada, el Vocero Presidencial, Adrián Ravier, respondió que “la República Argentina expresa su más enérgico rechazo a la pretendida decisión final de inversión anunciada por las ilegítimas licenciatarias Rockhopper Exploration, de origen británico, y Navitas Petroleum Development and Production Limited, de origen israelí, para el desarrollo del yacimiento Sea Lion, ubicado en la Cuenca Malvinas Norte, costa afuera de las Islas Malvinas, sin contar con los permisos de autoridad competente argentina”.

Ravier respondió leyendo el texto antes citado cuando fue preguntado por los periodistas acreditados “si el Gobierno tiene pensado tomar alguna medida respecto a la empresa israelí Navitas, que está empezando el que va a ser el principal proyecto de exploración de petróleo en las Islas Malvinas, en la Cuenca Norte, y si han hablado con el Gobierno israelí, dado que tiene incidencia sobre esta petrolera al establecer la política energética del país con marcos regulatorios, fiscales y normativos, y además otorgar las licencias de exploración”.

El Vocero del Presidente leyó también que “La Argentina recuerda que toda exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en las áreas sujetas a disputa de soberanía resulta contraria a lo dispuesto por la Resolución 2065 y concordantes de la Asamblea General de las Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización”.

“Dichos instrumentos reconocen la existencia de una disputa de soberanía entre la República Argentina y el Reino Unido e instan a ambos gobiernos a reanudar negociaciones a fin de alcanzar, a la mayor brevedad posible, una solución pacífica y definitiva a la controversia”, siguió leyendo Ravier.

No respondió si hubo contacto con el gobierno de israel para tratar este tema. Tampoco respondió acerca de si la Administración Milei tiene pensado tomar alguna medida al respecto.
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Vista Energy solicitó el RIGI para Bandurria Norte (VM). U$S 5.800 MM

Vista Energy anunció la presentación de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte, en Vaca Muerta, un proyecto que prevé una inversión de 5.800 millones de dólares.

Bandurria Norte tiene 26.500 acres y es operado por Vista, que tiene el 100 % de participación.

El proyecto contempla la perforación y completación de 332 nuevos pozos en Vaca Muerta, con el objetivo de alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

Además, prevé inversiones en infraestructura para el tratamiento y transporte de la producción de petróleo y gas, entre ellas una batería con capacidad para procesar alrededor de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, oleoductos y gasoductos, entre otras obras.

Con este paso, Vista busca desarrollar un bloque que actualmente no cuenta con pozos en producción y que, además, sería el primero fuera del hub operativo de la compañía.

El proyecto se enmarca en la estrategia de crecimiento de Vista, que consolidó su escala en Vaca Muerta, y se posicionó como el principal productor independiente de petróleo y máximo exportador de crudo del país.

Hasta el momento, la compañía invirtió aproximadamente 7.000 millones de dólares en la Argentina; produce más de 160.000 boe/d; y exporta más del 70 % de su producción de petróleo.

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Camuzzi presenta su séptimo Reporte de Sustentabilidad

La publicación resume los principales avances de la gestión 2025, un año marcado por la recuperación de la previsibilidad regulatoria, el fortalecimiento de la resiliencia operativa y la consolidación de una estrategia orientada al crecimiento sostenible y la planificación de largo plazo.

Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, publicó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, en el que presenta los principales resultados de su gestión 2025 en materia económica, social y ambiental. Elaborado bajo los Estándares GRI, incluyendo los indicadores específicos para el sector Oil & Gas y las métricas SASB, el documento contó con verificación externa independiente a cargo de Crowe.

El reporte refleja un año de transformación para la compañía. La recuperación de la previsibilidad regulatoria y la entrada en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) marcaron un punto de inflexión que permitió consolidar un modelo de gestión centrado en la resiliencia operativa, la prevención de riesgos y la planificación de largo plazo.

Entre los principales hitos alcanzados durante 2025 se destacan:

Expansión y desarrollo comercial

  • Camuzzi alcanzó 2.262.721 usuarios activos, garantizando el suministro continuo de gas natural en 370 localidades mediante una red que supera los 52.400 kilómetros de extensión y abastece al 45% del territorio nacional.
  • En el marco de la adecuación tarifaria, fortaleció sus procesos comerciales y, mediante herramientas tales como las notificaciones digitales y los planes de pago, alcanzó una tasa de rehabilitación del 92,9% de los suministros suspendidos por mora, y un récord en su tasa de cobrabilidad.

Fortalecimiento institucional y financiero

  • Camuzzi Gas Pampeana regresó al mercado local de capitales con una emisión de Obligaciones Negociables, destinada a acompañar el cumplimiento de su Plan de Inversiones.
  • Asimismo, tras superar satisfactoriamente la auditoría integral realizada por ENARGAS sobre sus 30 años de operación, el organismo recomendó la prórroga de su licencia por 20 años adicionales.

Operación e innovación

  • La compañía continuó avanzando en la repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, una inversión estratégica superior a $51.800 millones, que permitirá ampliar la capacidad de abastecimiento y habilitar nuevas factibilidades para la región.
  • En materia de innovación, profundizó su transformación digital: la Oficina Virtual superó los 12 millones de visitas y el nivel de digitalización comercial alcanzó el 98,04% de los clientes. Además, se alcanzaron más de 46 mil tramites gestionados a través de terminales de autogestión y se consiguió un 0% de time out en chat center.

Gobernanza y desarrollo de las personas

  • Cerró el ejercicio sin multas ni sanciones por incumplimientos regulatorios, ambientales o comerciales.
  • Asimismo, avanzó en el desarrollo de nuevas herramientas de debida diligencia para contratistas, reforzando la gestión de riesgos en su cadena de valor.
  • En relación con su capital humano, con 1.685 colaboradores, la distribuidora registró una rotación voluntaria muy baja de alrededor del 1%, alcanzó una tasa de retención del 100% tras licencias parentales y logró un 98,44% de activación en la plataforma colaborativa Workvivo.
  • Además, brindó más de 12.400 horas-persona de capacitación, principalmente en Seguridad y Medio Ambiente, consolidando una cultura preventiva que permitió cerrar el año sin fatalidades registradas.

Desempeño ambiental y compromiso comunitario

  • La compañía finalizó el proceso de construcción del Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, mediante la recopilación de fuentes de Alcance 1, 2 y 3 para calcular, ya a mediano plazo, su Huella de Carbono Corporativa.
  • En materia de inversión social, impulsó 25 iniciativas que beneficiaron de manera directa a más de 10.000 personas mediante programas de empleabilidad, promoción cultural, bienestar comunitario y prevención.
  • Asimismo, fortaleció su histórico acompañamiento a los cuerpos de Bomberos Voluntarios mediante la donación de recursos y la conformación, en Bahía Blanca, del primer equipo de Primeros Auxilios Emocionales orientado a brindar contención a rescatistas en situaciones críticas.

“El 2025 representó un punto de inflexión para Camuzzi. La recuperación de un escenario de mayor previsibilidad nos permitió fortalecer nuestra capacidad de planificación, impulsar inversiones estratégicas y seguir evolucionando hacia una gestión cada vez más resiliente, eficiente y sostenible. Este reporte refleja ese recorrido y nuestro compromiso permanente con la transparencia y la generación de valor para las comunidades donde estamos presentes”, afirmó Rodrigo Espinosa, director de Relaciones Institucionales de Camuzzi.

El séptimo Reporte de Sustentabilidad de la compañía puede descargarse en: https://www.camuzzigas.com/la-empresa/reporte-de-sustentabilidad/

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Economía aprobó el RIGI para el proyecto Rincón de Aranda (VM) de Pampa Energía

El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 1025/2026, la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), presentada por Pampa Energía para el “Proyecto Rincón de Aranda” RDA , de desarrollo integral del área de hidrocarburos así denominada, en Vaca Muerta, como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

Se trata de un proyecto enmarcado en el Sector “Petróleo y Gas”, Subsector “Explotación y Producción de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos Costa Adentro”, y el plan de inversión presentado por Pampa. El citado Proyecto se localiza en el departamento de Añelo, Neuquén.

La inversión total prevista en tres etapas de desarrollo será de U$S 4.521 millones, hasta el año 2041.

Apunta al desarrollo integral del área, cuyo objeto consiste en:
(i) la explotación de nuevos pozos hidrocarburíferos en el área RDA;
(ii) el desarrollo, operación y/o prestación del servicio de tratamiento, procesamiento, almacenamiento y transporte del petróleo, gas natural y agua extraídos por Pampa Energía S.A. y/o prestados a terceros, y la disposición final del agua incluyendo, la construcción y operación de plantas, oleoductos y gasoductos;
(iii) la exportación y/o comercialización de los hidrocarburos y sus derivados obtenidos de la explotación de los nuevos pozos a desarrollarse en el área RDA.

La R-1025 determina como fecha de adhesión al RIGI el 25 de junio de 2026, en los términos de la Ley 27.742 (Ley Bases).
Asimismo, se establece que “durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la resolución, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al veinte por ciento (20 %) del monto de inversión mínima, de conformidad con lo previsto en el anexo I al decreto 749/2024 y sus modificatorios.

También se indica que la fecha límite para el cumplimiento del monto inversión mínima correspondiente a la categoría PEELP (Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo) es el 1° de julio de 2031.

La R-1025 aprueba también el listado de mercaderías que el VPU podrá importar bajo la franquicia establecida en la ley 27.742.
Asimismo, se encomendó a la Secretaría de Energía, en su carácter de área con competencia específica en la materia, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias, respecto del proyecto presentado por Pampa Energía.

Economía dispuso comunicar a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una Clave Única de Identificación Tributaria (CUIT) especial para el VPU Pampa Energía- Sucursal Dedicada Proyecto RDA, “RIGI”, y la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros contemplados en la Ley 27.742.

En el mismo orden, Economía comunicará la aprobación al Banco Central (BCRA) a fin de que aplique a Pampa como titular del “Proyecto Rincón de Aranda”, los incentivos cambiarios previstos en la ley 27.742.

EL PROYECTO

La empresa detalló que el Proyecto se ejecutará en tres (3) etapas sucesivas, previendo que cada una de ellas supere individualmente el monto mínimo de inversión de mil millones de dólares estadounidenses (U$S 1.000.000.000) exigido por el decreto 749/2024 y sus modificatorios, para los proyectos PEELP.

La primera etapa del Proyecto se desarrollará entre el 8 de julio de 2024 y el 1° de julio de 2028, con una inversión proyectada de U$S 1.159.000.000) destinada al desarrollo de infraestructura y transporte (Planta Central de Procesamiento, oleoductos y gasoductos) y la perforación de cincuenta (50) pozos.

La segunda etapa tendrá lugar entre el 1° de julio de 2028 y el 1° de julio de 2031, previendo una inversión de U$S 1.107.000.000 para la perforación de setenta (70) pozos adicionales, fecha en la que se habrá cumplido el compromiso de inversión mínima de la categoría PEELP de dos mil millones de dólares estadounidenses (U$S 2.000.000.000).

La tercera etapa se ejecutará desde el 1° de julio de 2031 hasta el año 2041, con una inversión de U$S 2.255.000.000) para la perforación y terminación de los últimos ciento treinta y nueve (139) pozos para el desarrollo total del campo.

Pampa Energía declaró una inversión total en activos computables de cuatro mil quinientos veintiún millones de dólares estadounidenses (U$S 4.521.000.000) y estimó el 1° de julio de 2031 como fecha límite para alcanzar la inversión mínima obligatoria correspondiente a su categoría.

A su vez, Pampa declaró que el monto inicial a invertir en activos computables durante el primer y segundo año, contados desde la fecha de aprobación de la solicitud de adhesión al RIGI y del plan de inversión presentado, es de U$S 521.000.000, y U$S 578.000.000 respectivamente, totalizando entonces U$S 1.099.000.000, resultando superiores al veinte por ciento (20 %) del monto de inversión mínima de 2.000 millones de dólares exigido para los Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP).

La R-1025 señala que “el esquema de mediciones presentado resulta técnicamente consistente con metodologías de trazabilidad y segregación de la producción mediante la metodología de back allocation y el uso de medidores multifásicos, habitualmente utilizadas en desarrollos hidrocarburíferos integrados de características similares, permitiendo, en principio, identificar, segregar y auditar la producción atribuible al Proyecto”.

“La solicitante presentó el plan de desarrollo de proveedores, de acuerdo con lo previsto en el anexo deI decreto 749/2024”, se indicó.

También, que “Pampa Energía – Sucursal Dedicada Proyecto RDA prevé hacer uso de los beneficios cambiarios establecidos en el artículo 198 de la ley 27.742.

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El Mandeb, un nuevo foco de tensión que se suma al estrecho de Ormuz

Un eventual bloqueo del estrecho de Bab el-Mandeb por parte de los hutíes podría agravar la crisis en Oriente Medio, afectar el abastecimiento mundial de petróleo y profundizar las interrupciones en las cadenas globales de comercio.

Según un análisis del Council on Foreign Relations (CFR), mientras la atención internacional sigue centrada en la disputa entre Estados Unidos e Irán por el control del estrecho de Ormuz, otro corredor marítimo estratégico comienza a generar preocupación: el mar Rojo.

De acuerdo con un análisis el reciente anuncio de los rebeldes hutíes de imponer un bloqueo naval total contra Arabia Saudita reavivó los temores sobre una posible escalada en el estrecho de Bab el-Mandeb, uno de los principales pasos marítimos del comercio internacional.

El grupo insurgente, respaldado por Irán y con control sobre buena parte de la costa occidental de Yemen, no precisó el alcance del bloqueo, aunque su posición geográfica le permite influir sobre el tránsito por Bab el-Mandeb, puerta de acceso al mar Rojo desde el océano Índico. La medida se suma a la prohibición anunciada semanas antes contra embarcaciones israelíes o vinculadas a Israel.

Un corredor clave

El mar Rojo constituye una de las arterias comerciales más importantes del planeta. Según el CFR, entre el 12 % y el 15 % del comercio marítimo mundial —valorado en más de un billón de dólares anuales— atraviesa esta ruta, que conecta el Canal de Suez con el estrecho de Bab el-Mandeb y une el Mediterráneo con el Índico.

Además del intenso tráfico de mercancías, por esta vía circula alrededor del 30 % del comercio mundial de contenedores y millones de barriles diarios de petróleo y derivados. Datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), citados por el CFR, indican que durante el primer semestre de 2025 unos 4,2 millones de barriles diarios atravesaron Bab el-Mandeb, mientras que otros 4,9 millones circularon por el Canal de Suez y el oleoducto SUMED.

La importancia estratégica del mar Rojo también alcanza al mundo digital. Cerca del 90 % de los cables submarinos de fibra óptica que conectan Europa con Asia pasan por esta región, por lo que cualquier interrupción podría afectar servicios de internet y comunicaciones en varios continentes.

Un nuevo frente

Los especialistas del CFR advierten que el mar Rojo podría convertirse en un nuevo escenario de confrontación dentro del conflicto más amplio entre Irán, Estados Unidos e Israel.

Desde finales de 2023, los hutíes atacaron embarcaciones comerciales y militares en solidaridad con Hamás durante la guerra en Gaza. Aunque esos ataques disminuyeron tras el alto el fuego alcanzado entre Israel y Hamás a fines de 2025, la reciente amenaza contra Arabia Saudita eleva el riesgo de una interrupción del tráfico marítimo.

La protección de la libertad de navegación fue históricamente uno de los principales intereses estratégicos en Oriente Medio primero del Reino Unido primero y luego de los Estados Unidos. En ese contexto, considera que un eventual cierre simultáneo de los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb representaría un desafío sin precedentes para el comercio energético mundial.

Mercado petrolero

Arabia Saudita exporta entre 4 y 5 millones de barriles diarios de petróleo (MM/bdp) a través de terminales ubicadas sobre el mar Rojo por lo que un bloqueo efectivo del estrecho de Bab el-Mandeb por parte de los hutíes podría dificultar seriamente esas exportaciones.

El antecedente más cercano ocurrió entre 2023 y 2024, cuando los ataques hutíes redujeron el tránsito petrolero por la zona desde 9,3 hasta apenas 4,1 MM/bdp, obligando a numerosas navieras a modificar sus rutas. Si bien existen alternativas, como rodear África por el Cabo de Buena Esperanza, el CFR advierte que esos desvíos incrementan considerablemente los tiempos de navegación y los costos logísticos.

Riesgos

El conflicto involucra a varios actores regionales e internacionales. Los hutíes mantienen respaldo militar y logístico de Irán; Israel ha respondido con bombardeos sobre infraestructura en Yemen; mientras que Estados Unidos y varios aliados europeos desplegaron operaciones navales para proteger la navegación comercial en el mar Rojo.

El análisis del CFR también advierte que una escalada podría tener consecuencias más allá de Oriente Medio. La inestabilidad podría agravar las crisis políticas y de seguridad en el Cuerno de África y el noreste del continente, donde confluyen conflictos en Sudán, Somalia y las disputas por el acceso a puertos estratégicos.

Aunque un cierre total del estrecho de Bab el-Mandeb resulta complejo desde el punto de vista operativo, los especialistas consideran que una interrupción simultánea de este corredor y del estrecho de Ormuz comprometería rutas por las que circula cerca de una cuarta parte del petróleo transportado por vía marítima en el mundo, con impacto directo sobre los precios de la energía, las cadenas de suministro y la economía global.

¿Y el precio del petróleo?

Un cierre parcial del estrecho de Bab el-Mandeb probablemente incorporaría una nueva prima de riesgo geopolítico al mercado petrolero. Analistas del sector energético señalan que una interrupción limitada del tránsito marítimo elevaría principalmente los costos de transporte y los seguros para las embarcaciones, lo que podría traducirse en aumentos moderados del precio del crudo.

Según Reuters, en el escenario actual, con el Brent cotizando en torno a los US$ 85 por barril, una interrupción parcial y de corta duración podría impulsar subas de entre US$ 5 y 15 por barril, dependiendo de la magnitud del bloqueo y de la capacidad de las navieras para desviar sus rutas.

Sin embargo, si las restricciones en Bab el-Mandeb coincidieran con nuevas limitaciones en el estrecho de Ormuz, el mercado enfrentaría un escenario mucho más severo. Diversos analistas advierten que una disrupción simultánea de ambos corredores —por donde circula una parte sustancial del comercio mundial de hidrocarburos— podría llevar temporalmente al Brent por encima de los US$ 100 o incluso US$ 110 por barril. En hipótesis extremas de cierre prolongado de ambos pasos marítimos, algunas estimaciones mencionan valores cercanos a los US$ 200, aunque ese escenario es considerado de baja probabilidad y requeriría una interrupción sostenida de la oferta global.

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YPF realizará el “split” de sus acciones el 4 de agosto. Busca ampliar el acceso de inversores

La energética de mayoría accionaria estatal YPF informó que el 4 de agosto implementará el cambio de valor nominal (split) de sus acciones ordinarias registradas en la Caja de Valores S.A., en una relación de 10 acciones por cada acción existente.

Como resultado de esta operación, por cada acción de YPF que un accionista posea antes de la fecha de implementación del split recibirá nueve acciones adicionales, totalizando 10 acciones. En consecuencia, el valor nominal de cada acción pasará de AR $10 a AR $1.

La operación se realizará de manera automática, por lo que los accionistas no deberán realizar ningún trámite para recibir las nuevas acciones, comunicó la compañía.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó al respecto que “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.

Además, la compañía avanza en el desarrollo de una nueva funcionalidad que permitirá comprar acciones de YPF directamente a través de APP YPF, acercando el mercado de capitales a millones de usuarios de su ecosistema digital, se indicó.

Este cambio en el valor nominal reducirá el precio unitario de la acción en el mercado local facilitando el acceso a un universo más amplio de inversores y favoreciendo una mayor liquidez.

La medida no implica cambios en el patrimonio de los accionistas ni en los derechos asociados a sus tenencias, se destacó. La operación implicará pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de $ 10 valor nominal cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $ 1 cada una, según la nota presentada a la CNV. Cada acción mantendrá un voto.

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La nafta en EE.UU. vuelve a superar los US$4 mientras el barril se mantiene estable

El precio minorista del combustible cruzó un umbral sensible por la reanudación del conflicto entre Washington y Teherán, pero el crudo de referencia se sostiene lejos de los picos que auguraban los analistas.

Este lunes la nafta promedio en Estados Unidos volvió a perforar hacia arriba la barrera de los US$4 por galón, de acuerdo con la American Automobile Association. No ocurría desde mediados de junio. Este desacople también tiene lecturas directas para la ecuación exportadora de Vaca Muerta. Detrás del salto está el rebrote del enfrentamiento entre Washington y Teherán, que volvió a trabar el paso de crudo por el Estrecho de Ormuz, corredor por el que circula cerca de un quinto del petróleo que se comercia en el mundo.

¿Por qué sube el surtidor si el barril no acompaña con la misma intensidad? Ahí está el dato que conviene mirar de cerca. El Brent operó este lunes en torno a los US$88 por barril, tras haber trepado por encima de los US$90 durante la jornada. El nivel está muy por debajo del pico de US$126 que el propio Brent tocó a comienzos de año, cuando arrancó el conflicto, y todavía más lejos de las proyecciones de US$150 o US$200 que circulaban entonces.

Un mercado con oferta física holgada

La explicación del techo relativamente bajo del crudo pasa por el lado de la oferta. Arabia Saudita incrementó con fuerza sus despachos desde el puerto de Yanbu, sobre el Mar Rojo, compensando parte de los barriles que dejaron de salir por Ormuz. Los operadores describen un mercado con abundante disponibilidad física de petróleo, lo que amortigua la reacción del precio ante cada nueva escalada. A eso se suma un factor de demanda: China, el mayor importador del mundo, recortó sus compras de crudo hacia junio al menor nivel en casi una década.

¿Y qué explica que el minorista suba con esa fuerza? Los inventarios de nafta cuentan parte de la historia: cerraron la semana pasada en 210,5 millones de barriles, unos 1,5 millones por debajo de la media de los últimos cinco años. Pero hay un segundo frente. Ucrania viene golpeando la infraestructura de refinación rusa, y esa capacidad perdida ajustó todavía más la disponibilidad de producto terminado. El resultado es un margen de refinación que se despegó del precio del barril y empujó el minorista al alza.

La lectura argentina

Para el productor local, el nivel del Brent es la variable que ordena la ecuación. Con la referencia sostenida en torno a los US$88, la paridad de exportación mejora para el crudo Medanito de Vaca Muerta, cuyo diferencial se calcula sobre ese benchmark. Un precio internacional firme refuerza el atractivo de los proyectos no convencionales y la recaudación por regalías en las provincias productoras, siempre que el barril se mantenga en la franja alta.

La contracara es conocida: un crudo internacional elevado tensiona la discusión de precios internos de los combustibles y la fórmula de paridad que siguen las refinerías locales. El desacople entre barril y surtidor que hoy se observa en Estados Unidos es, en el fondo, la misma tensión que atraviesa cualquier mercado que exporta petróleo y a la vez abastece su demanda interna de naftas.

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Energía realizará consulta pública por el proyecto AMBA I

La Secretaría de Energía de la Nación convocó para el miércoles 22 de julio a una consulta pública para que ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del proyecto de transporte de electricidad en el área metropolitana de Buenos Aires, AMBA I, y conozcan las medidas de mitigación previstas.

El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los puntos de generación hacia los centros de consumo.

AMBA I se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía de financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El referido proyecto comprende:

  • Construcción de una nueva estación transformadora (E.T. Plomer).
  • Ampliación de la E.T. 25 de Mayo.
  • Adecuación de las estaciones transformadoras E.M. Atucha, E.T. Ezeiza, E.T. General Rodríguez, E.T. Mercedes, E.T. Luján, E.T. Zapalorto y E.T. Pantanosa.
  • Construcción de las líneas asociadas. La participación en la sesión de consulta pública será presencial. Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I y sus medidas de mitigación.
  • Consultas virtuales
    Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de esta web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.
  • La Sede para la realización de la consulta presencial será el Paseo Cultural “El Galpón”.
  • Dirección: Avellaneda 2441 (esquina Gral. Roca), Marcos Paz, Provincia de Buenos Aires.
  • Fecha y hora: 22 de julio de 2026, 11 horas.
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DLS Archer fortalece su liderazgo en Vaca Muerta con la incorporación de un nuevo equipo de perforación súper high spec

El nuevo equipo de perforación de última generación identificado como DLS-177 se suma a las operaciones con YPF y contribuye a la consolidación del plan de inversiones de la compañía en desarrollos no convencionales.

DLS Archer, líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales, anunció la incorporación del equipo de perforación Súper High Spec DLS-177 a su flota en Vaca Muerta. La nueva unidad operará para YPF y representa un nuevo hito en el plan estratégico de inversiones de la compañía.

El DLS-177 es un equipo de última generación que integra tecnología MPD – Managed Pressure Drilling.

De esta manera, DLS Archer continúa respondiendo de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.

La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.

 Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó:  

YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación.”

La llegada del equipo DLS-177 durante el primer trimestre de 2027, ratifica la visión de DLS Archer: invertir en tecnología, innovación y talento para construir un sector energético argentino cada día más competitivo.

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OLACDE: La generación eléctrica en ALC aumentó 4,5 % en abril. Fuerte aporte de Renovables

América Latina y el Caribe (ALC) sigue fortaleciendo una de las matrices eléctricas más limpias a nivel mundial, destacó un informe de la OLACDE.

En abril de 2026, la región produjo 164 TWh de electricidad, de los cuales el 67 % provino de fuentes renovables, dato que subraya el predominio estructural de las energías limpias a pesar de las fluctuaciones climáticas que afectaron la generación hidroeléctrica. En un año, la generación eléctrica regional registró un crecimiento de 4,5 por ciento.

El reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía describió que la hidroelectricidad se mantuvo como la principal fuente de generación con 44,6 % del total regional, seguida por el gas natural (23,2 %) y la energía eólica (12,2 %). En conjunto, estas tres tecnologías concentraron cerca del 80 % de la electricidad producida en ALC durante abril último.

A pesar de que la producción hidroeléctrica experimentó una disminución de 9,4 TWh respecto a la de abril de 2025, esta caída fue compensada por incrementos en generación eólica (+5,1 TWh), gas natural (+4,6 TWh) y bioenergía (+3,3 TWh). Se destaca la capacidad del sistema para adaptarse a condiciones climáticas cambiantes y una creciente diversificación tecnológica, señaló el informe.

El índice de renovabilidad también confirma el liderazgo energético de la región. Nueve de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional del 67 %: Paraguay (100 %), Uruguay (97 %), Costa Rica (92 %), Ecuador (92 %), Brasil (88 %), Colombia (87 %), Venezuela (86 %), Belice (76 %) y Perú (68 %).

La OLACDE señaló que “estos indicadores reflejan que la integración sostenida de tecnologías renovables, junto con fuentes complementarias como el gas natural, refuerza tanto la seguridad del suministro eléctrico como mejora su capacidad para enfrentar variaciones climáticas, uno de los principales retos para los sistemas eléctricos en esta región”.

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Energía extendió a marzo 2027 la transición para resolver el futuro de la hidroeléctrica Ullum

La Secretaría de Energía estableció una nueva prórroga, esta vez hasta el 18 de marzo de 2027, del período de transición contemplado en el Contrato de Concesión para la Generación Hidráulica de Electricidad de la Central Hidroeléctrica Ullum, en San Juan, con vencimiento original en marzo último, y que había sido extendido hasta el 18 de julio.

A través de la Resolución 162/2026, Energía dispuso la prórroga “a fin de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en el Río, debiendo la Concesionaria continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato, salvo que, con anterioridad, se disponga la reversión de los bienes objeto de la concesión a la Provincia de San Juan”. En tal Caso, el período de transición finalizará en la fecha que se determine a tal efecto, debiendo notificarse a la Concesionaria con una antelación mínima de 45 días corridos.

Cabe referir como antecedente que el Estado Nacional y la Provincia de San Juan suscribieron una Acta Acuerdo, en agosto de 1994, para la privatización de la actividad de generación de energía eléctrica, vinculada al Complejo Hidroeléctrico Ullum y la Central Térmica Sarmiento; en concordancia con los lineamientos de la Ley 24.065 (marco regulatorio eléctrico).

Entonces, en marzo de 1996 se adjudicó el 98 % del paquete accionario de HIDROTÉRMICA SAN JUAN S.A., en acciones Clase “A” y “B” a INVERSORA AES DIAMANTE S.A.

La concesión original de la Central de 45 MW (equipada con una turbina Kaplan de eje vertical), que estaba en manos de Hidrotérmica San Juan S.A. (controlada primero por AES y hoy por Energía Provincial Sociedad del Estado-EPSE-), venció en marzo.

La Central Quebrada de Ullúm está ubicada sobre el Río San Juan, aproximadamente a 20 Km de la Capital de la Provincia. El aprovechamiento hidroeléctrico se logra por un cierre principal sobre el cauce del Río San Juan, realizado mediante una Presa de materiales sueltos sobre la margen derecha y sobre la izquierda por medio de un vertedero libre. En este último sector se constituyen la Aducción, la Tubería de presión interna, la Casa de Máquina y la estación transformadora con líneas de 132 kV.

En su momento, la concesionaria suscribió dos contratos, por un lado la concesión por el derecho a la generación de energía eléctrica y su comercialización en el MEM otorgado por el Estado Nacional, y por otra parte la concesión por el derecho de uso hidroenergético de las aguas del Río San Juan y otros bienes del dominio provincial otorgado por la Provincia de San Juan, ambos por el término de treinta (30) años.

Este plazo contractual delimita el período durante el cual la concesionaria ejerce la operación y explotación del aprovechamiento hidroeléctrico, habilitando a su término la revisión del régimen aplicable.

El Contrato establece que el dominio y la posesión de los Equipos de la Concesionaria (Bienes Propios) se transferirán de pleno derecho a la Provincia de San Juan sin que ésta deba abonar a la Concesionaria precio o contraprestación de ninguna índole. La transferencia operará a las CERO (0) horas del día siguiente al vencimiento del plazo de la concesión.

Asimismo, el Contrato prevé un período de transición de hasta DOCE (12) meses posteriores al vencimiento del plazo de concesión, destinado a asegurar la continuidad operativa del complejo hidroeléctrico, permitir una transferencia ordenada y eficiente de los activos, y el mantenimiento del despacho de energía eléctrica hacia el sistema interconectado, evitando situaciones de riesgo o discontinuidad en el servicio público.

La S.E. y/o el ex Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ahora ENReGE), podrán designar un veedor en representación del Estado Nacional durante el plazo de transición del Contrato de Concesión.

Ahora se estableció que la Subsecretaría de Energía Eléctrica debe continuar en el ejercicio de las funciones de veedor de la central Ullum, y se invitó a la Provincia de San Juan a designar un representante para que colabore con la Subsecretaría durante el período de transición establecido.

Durante este período, la Subsecretaría de Energía Eléctrica supervisará el proceso, y Nación junto con San Juan deberán resolver el esquema definitivo de administración futura del Complejo Hidroeléctrico. EPSE, o una nueva concesión privada.

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Baja a Fox Petrol del Registro de Comercializadores de Gas

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dispuso la baja de Fox Petrol S.A. del Registro de Comercializadores de Gas Natural, luego de que la propia empresa solicitara su desvinculación y acreditara el cumplimiento de los requisitos previstos en la normativa vigente.

La decisión fue adoptada mediante la Resolución RESFC-2026-271, en la que el organismo verificó que la firma no registraba deudas por la Tasa de Fiscalización y Control, obligaciones informativas pendientes, multas firmes impagas ni operaciones recientes de compra o venta de gas que impidieran su salida del registro.

La resolución aclara que la baja no libera a la empresa de las responsabilidades derivadas de eventuales incumplimientos cometidos durante el período en que actuó como comercializadora de gas natural.

Asimismo, el ENReGE instruyó notificar la medida a las transportistas de gas para que tomen conocimiento de que Fox Petrol deja de estar habilitada para operar como comercializadora dentro de los sistemas de despacho diario de gas.

De acuerdo con la información societaria pública más reciente disponible, Fox Petrol S.A. está controlada por César Gastón Castillo y Ladislao Castillo, quienes participan a través de las sociedades Kalpa Group S.A. y Sinchicuna S.A..

En cuanto a la actividad de la empresa, Fox Petrol opera en el sector de hidrocarburos y ha estado inscripta ante el regulador como comercializadora de gas natural y también como sujeto almacenador, además de desarrollar actividades vinculadas a la industria petrolera.

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El Gobierno licitará la exploración del área offshore CAN200. Interés de Challeger Energy Group

El gobierno nacional decidió activar, a través de la Secretaría de Energía del ministerio de Economía, un llamado a Concurso Público Internacional para la adjudicación de un permiso de exploración para la búsqueda de hidrocarburos en el área offshore CAN_200, sobre la base de la manifestación de interés formulada por la empresa Challenger Energy Group PLC, en el marco de lo dispuesto por la Ley de Hidrocarburos 17.319 y sus modificatorias.

Al respecto, Javier Milei firmó el Decreto 590/2026, publicado en el Boletín Oficial, y entonces la S.E. deberá concretar las acciones necesarias para la realización del Concurso Público, incluyendo, la aprobación del Pliego de Bases y Condiciones.
El Poder Ejecutivo delegó en la S.E. el otorgamiento del permiso de exploración y, eventualmente, de la concesión de explotación que obtenga el o los titulares de dicho permiso, en el marco del Concurso Público Internacional convocado.

Challenger Energy, anteriormente Bahamas Petroleum, es una empresa de petróleo y gas que cotiza en la Bolsa de Londres, dedicada a la exploración, evaluación, desarrollo y producción. La cartera de la empresa incluye activos y licencias en Trinidad y Tobago y Surinam, y en Las Bahamas y Uruguay.

La convocatoria se origina en una manifestación de interés presentada el 14 de febrero de 2025 por la empresa británica Challenger Energy Group PLC, que propuso explorar el área y aportó información sobre el proyecto, sus antecedentes y su capacidad técnica.

El área CAN-200 (Cuenca Argentina Norte) es una zona de exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino. Se encuentra a unos 350 km de la costa de la Provincia de Buenos Aires, en una zona de aguas profundas. Está situada más al norte de los bloques de exploración frente a Mar del Plata y muy cerca del límite marítimo entre Argentina y Uruguay. Abarca una superficie aproximada de 5.000 kilómetros cuadrados.

El D-590 establece que “El o los concesionarios de explotación que hubieran obtenido dicha concesión de explotación en los términos de la Ley 17.319 y sus modificatorias abonarán regalías sobre la producción de la concesión de explotación, valorizada conforme a la normativa aplicable” por parte de Energía.

Un Anexo del Decreto describe que el adjudicatario del permiso tendrá para la Exploración dos período de 4 años y posibilidad de prórroga por otros 5 años (13 3n total) . Deberá ejecutar 120 Unidades de Trabajo.

El Decreto puntualiza en su Artículo Cuarto que “se autoriza la inclusión en el permiso de exploración que se otorgue, y en la concesión de explotación que obtenga el o los titulares de dicho permiso, de cláusulas que establezcan la prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales con sede en un Estado que sea parte en la Convención sobre el Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958)”.

Y en este orden el Decreto puntualiza que “La prórroga de jurisdicción que se autoriza no implicará renuncia alguna de la República Argentina con relación a la inmunidad de ejecución de los bienes que se detallan:

a. cualquier reserva del Banco Central de la República Argentina;
b. cualquier bien perteneciente al dominio público localizado en el territorio de la República Argentina, incluyendo los comprendidos por los artículos 234 y 235 del Código Civil y Comercial de la Nación;
c. cualquier bien localizado dentro o fuera del territorio argentino que preste un servicio público esencial;
d. cualquier bien (sea en la forma de efectivo, depósitos bancarios, valores, obligaciones de terceros o cualquier otro medio de pago) de la República Argentina, sus agencias gubernamentales y otras entidades gubernamentales relacionadas con la ejecución del presupuesto, dentro del alcance de los artículos 165 al 170 de la Ley N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto;
e. cualquier bien alcanzado por los privilegios e inmunidades de la Convención de Viena sobre Relaciones Diplomáticas de 1961 y de la Convención de Viena sobre Relaciones Consulares, de 1963, incluyendo, pero no limitándose a bienes, establecimientos y cuentas de las misiones argentinas;
f. cualquier bien utilizado por una misión diplomática, gubernamental o consular de la República Argentina;
g. impuestos y/o regalías adeudados a la República Argentina y los derechos de la República Argentina para recaudar impuestos y/o regalías;
h. cualquier bien de carácter militar o bajo el control de una autoridad militar o agencia de defensa de la República Argentina;
i. cualquier bien que forme parte de la herencia cultural de la República Argentina; y
j. los bienes protegidos por cualquier ley de inmunidad soberana que resulte aplicable”.

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La incertidumbre vuelve a determinar el precio del crudo

Los mercados internacionales del petróleo volvieron a cerrar en alza este miércoles y acumularon cuatro jornadas consecutivas de ganancias, impulsados por el recrudecimiento del conflicto entre Estados Unidos e Irán y el temor a nuevas interrupciones en los envíos de crudo desde el estrecho de Ormuz.

El barril de Brent, referencia para Europa, se mantuvo por encima de los US$85 tras avanzar cerca de un 0,8%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), referencia en Estados Unidos, superó nuevamente los US$80. Desde el viernes pasado, ambas referencias acumulan una suba cercana al 12%, reflejando la rápida incorporación de una prima de riesgo geopolítico.

Fuente: Reuter e ICE

El detonante fue la suspensión del alto el fuego entre Washington y Teherán y el cierre virtual del estrecho de Ormuz. En los últimos días, el tránsito de petroleros se redujo drásticamente tras la reanudación del bloqueo naval estadounidense, alimentando la incertidumbre sobre la continuidad de las exportaciones.

En este contexto, Irán endureció su postura al advertir que las exportaciones regionales de crudo y gas, podrían verse afectadas más allá del estrecho. En un comunicado difundido por la agencia estatal IRNA, sostuvo que “las exportaciones regionales de energía se comparten entre todos o se les niegan a todos”, una declaración interpretada por el mercado como la posibilidad de ampliar las represalias contra las rutas de abastecimiento.

Las preocupaciones ya no se limitan a Ormuz. Analistas advierten que el estrecho de Bab el-Mandeb, que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Adén, podría convertirse en un nuevo foco de tensión. Los rebeldes hutíes de Yemen, aliados de Irán, han amenazado con bloquear ese corredor si Arabia Saudí mantiene sus operaciones militares, lo que pondría en riesgo una de las principales vías de exportación de crudo saudí desde la terminal de Yanbu, en el Mar Rojo.

Factor seguridad

Con dos de los principales corredores hidrocarburíferos del planeta bajo amenaza, el mercado volvió a concentrarse en la seguridad del suministro. Este cambio de enfoque modificó rápidamente la narrativa que predominó durante gran parte del año: el temor a un exceso de oferta quedó desplazado por el riesgo de que una parte significativa del petróleo producido no pueda llegar a los consumidores.

Los operadores recuerdan que el mercado petrolero no responde únicamente al equilibrio entre producción y demanda, sino también a la percepción sobre la continuidad del abastecimiento.

En ese escenario, disponer de capacidad ociosa de producción, como ocurre en algunos países de la OPEP, no garantiza que ese petróleo pueda compensar de inmediato una interrupción causada por un conflicto militar o por el cierre de rutas estratégicas. La oferta potencial no siempre equivale a oferta disponible.

Los fundamentos del mercado, además, continúan mostrando señales contradictorias. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volvió a recortar su previsión de crecimiento de la demanda mundial para 2026, mientras que las importaciones de crudo de China registran una marcada caída interanual, reflejo de una economía menos dinámica.

Sin embargo, esos indicadores quedaron temporalmente relegados. En períodos de elevada incertidumbre, los inversores suelen priorizar el riesgo de interrupción del suministro por encima de las variables tradicionales de oferta y demanda.

La lógica del mercado cambió en pocos días. Si hasta hace poco predominaba la idea de que existía suficiente petróleo para abastecer al mundo y que los precios tendían a moderarse, ahora la preocupación pasa por la capacidad efectiva de ese crudo para llegar a destino. Aunque la producción global siga siendo elevada, la posibilidad de interrupciones en las principales rutas marítimas basta para sostener las cotizaciones.

Mientras persista la incertidumbre en Medio Oriente y continúe la amenaza sobre los corredores estratégicos de exportación, todo indica que la geopolítica seguirá imponiéndose sobre los fundamentos tradicionales como el principal factor que determinará la evolución del precio internacional del petróleo.

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Gabriela Aguilar presidira la Camara de Comercio Argentina-Texas

La Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) anunció de manera oficial la renovación de sus autoridades de conducción. Gabriela Aguilar asumirá la presidencia de la institución para el período 2026-2027, encabezando un Comité Ejecutivo integrado por profesionales y directivos de primer nivel con base en nodos neurálgicos como Buenos Aires, Houston, Austin, Dallas y la Patagonia.

La designación de la nueva mesa ejecutiva marca el inicio de una etapa orientada a consolidar a la ATCC como el principal catalizador de negocios entre la República Argentina y el Estado de Texas, se indicó.

Con una economía texana consolidada como una de las más pujantes a nivel global y un mercado argentino que busca expandir sus sectores exportadores e infraestructura, la Cámara buscará robustecer los canales de diálogo técnico, regulatorio y comercial que beneficien a ambos ecosistemas empresariales, destacó la entidad empresaria.

Bajo la conducción de Aguilar, el Comité Ejecutivo implementará una agenda plurianual que pondrá especial foco en la transición y el desarrollo energético, buscando profundizar las alianzas operativas e industriales entre Vaca Muerta y la Cuenca Pérmica (Permian Basin).

Asimismo, se promoverá la innovación tecnológica y la economía del conocimiento para fomentar un puente directo entre los centros tecnológicos en expansión de Austin y el talento calificado del sector de software en Argentina. Como tercer pilar fundamental, la gestión buscará una mayor integración en el sector de la salud (healthcare), con la meta de maximizar la cooperación con el ecosistema médico de Texas y potenciar las inversiones regionales en biotecnología e infraestructura médica.

La nueva estructura de gobernanza de la institución queda conformada de la siguiente manera:
Comité Ejecutivo electo:
● Presidente: Gabriela Aguilar
● Presidente Electo: Pablo Sosa (Austin)
● Último Presidente: Ariel Masut
● Vicepresidente: Ariel Bosio
● VicePresidente: Juan Pablo Di Pietro (Buenos Aires & Healthcare)
● VicePresidente: Roberto Aguirre
● Tesorero: Mariano Hasperue (Patagonia)
● Secretario: Esteban Sanchez

El plan de acción inmediato incluirá misiones comerciales recíprocas, foros de inversión, rondas de negocios y mesas redondas sectoriales con decisores clave de los ámbitos público y privado en ambos territorios.

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YPF Luz abastecerá a Mundo Marino para cubrir su consumo energético

Mundo Marino eligió a YPF Luz como socio energético para cubrir la demanda eléctrica de su parque temático ubicado en San Clemente del Tuyú.

A través de este acuerdo, cubre el 80 % de su consumo y consolida su compromiso por hacer más sustentable y eficiente sus operaciones. La energía proviene del Parque Solar El Quemado, que se inauguró recientemente, cuenta con 305 MW de capacidad instalada y representa el 11 % de la potencia solar del país.

El contrato tiene una duración total de 5 años y permite abastecer un total de 2.400 MWh de energía renovable por año, equivalente al consumo de aproximadamente 700 hogares argentinos por año.

La presidenta de la Fundación Mundo Marino, Andrea Cabrera, explicó que “La protección de la biodiversidad y el cuidado de los ecosistemas son parte esencial de nuestra razón de ser. Por eso, incorporar energías renovables es una decisión natural, coherente con el compromiso que asumimos día a día. Este acuerdo nos permite elevar nuestros estándares ambientales y seguir aportando a la construcción de un futuro más sostenible”.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, sostuvo al respecto que “estamos felices de acompañar a Mundo Marino en este nuevo paso. Este acuerdo refleja cómo cada vez más empresas en Argentina eligen incorporar energía renovable en sus operaciones. Desde YPF Luz, continuamos impulsando soluciones energéticas a medida que permiten a nuestros clientes contar con un suministro confiable y eficiente para potenciar su crecimiento”.

La iniciativa refuerza la estrategia de Mundo Marino por seguir fortaleciendo su gestión ambiental. Por su parte, YPF Luz continúa posicionándose como un socio estratégico para grandes y medianos usuarios que buscan soluciones energéticas confiables, previsibles y sustentables.

La compañía abastece actualmente a más de 100 industrias a través de diferentes contratos de abastecimiento, acompañando el crecimiento de la matriz energética Argentina.

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MetroGAS volverá a distribuir dividendos y consolida su proceso de transformación

Por primera vez desde 2001, MetroGAS distribuirá dividendos entre sus accionistas. La decisión marca un hito en la historia reciente de la compañía y representa un nuevo paso en su proceso de consolidación como una empresa más sustentable a largo plazo.

El pago se concreta luego de que la Asamblea de Accionistas resolviera reservar las utilidades del ejercicio 2025 para una eventual futura distribución, una vez consolidadas las condiciones financieras de la compañía. Así, el reparto de dividendos constituye la culminación de un proceso sostenido de fortalecimiento económico y administración responsable de los recursos, destacó la Compañía.

Durante los últimos años, MetroGAS modernizó procesos, incorporó nuevas tecnologías, impulsó la digitalización de la atención, fortaleció la seguridad y la confiabilidad de su operación y puso al cliente en el centro de su gestión.

Al mismo tiempo, consolidó un modelo de excelencia basado en la mejora continua, la eficiencia operativa y el desarrollo sostenible, con el objetivo de construir una organización cada vez más sólida, de cara a los nuevos desafíos.

Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, destacó que “hace algunos años nos propusimos transformar a MetroGAS en una compañía más eficiente, más ágil y preparada para el futuro. Hoy ese trabajo tiene una evidencia concreta: podemos seguir ejecutando uno de los planes de inversión más importantes de los últimos años y, al mismo tiempo, volver a distribuir dividendos. Es una señal de la solidez que alcanzó la compañía y del compromiso de todas las personas que hicieron posible esta transformación”.

Entre 2023 y 2025 la compañía duplicó prácticamente su ganancia bruta, cuadruplicó su capacidad para generar resultados operativos y redujo su nivel de endeudamiento financiero y comercial a un tercio del que tenía tres años atrás. Al mismo tiempo, fortaleció su posición financiera y sostuvo un ambicioso plan de inversiones para modernizar la infraestructura, reforzar la seguridad de la red y mejorar la experiencia de sus más de 2,5 millones de clientes.

El paquete accionario de Metrogas es controlado mayoritariamente por YPF, que posee de forma indirecta el 70 % del capital social. El resto de las acciones se distribuyen entre Integra Gas Distribution (9,23 %), el fondo de inversión de la ANSES y el floating (flotante) que cotiza en la Bolsa.

Cabe señalar que YPF encaró el proceso de venta de su participación accionaria en la compañía distribuidora de gas por redes domiciliarias en el AMBA.

Se espera que cinco interesados, ya técnica y patrimonialmente calificados, formulen sus ofertas económicas en un plazo que se extendió hasta el jueves 23 de julio. YPF dispondrá de varias semanas para el análisis y la definición del adjudicatario.

Las empresas en condiciones de ofertar son MSU Energy (Manuel Santos Uribelarrea); Adina (José Luis Manzano); Grupo Pierri (Telecentro), Litoral Gas ( Tibsa Inversora-Tecpetrol ); Y Central Puerto-EcoGas.

La directora de Administración y Finanzas de MetroGAS, Andrea Svoboda, señaló que “la distribución de dividendos es consecuencia de nuestro fortalecimiento financiero. Hoy contamos con una estructura económica que nos permite generar valor para nuestros accionistas manteniendo intacto nuestro compromiso de inversión, crecimiento y desarrollo de la compañía”.

La transformación de MetroGAS también fue reconocida externamente. En 2025 la compañía obtuvo el Premio Nacional a la Calidad, la máxima distinción del país en modelos de gestión, luego de un recorrido de más de cuatro años de mejora continua que previamente había sido validado con tres Certificaciones Oro en Mejores Prácticas de Gestión Integral.

El reconocimiento consolidó un proceso que hoy encuentra una nueva expresión en la fortaleza financiera alcanzada por la compañía. “Nuestro desafío es seguir fortaleciendo una compañía cada vez más segura, eficiente, innovadora y sostenible, capaz de generar valor para nuestros accionistas, brindar un mejor servicio a nuestros clientes y acompañar el desarrollo de las comunidades donde operamos”, concluyó Mazzucchelli.

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El precio del GNL spot en Asia sube 9,8% por la escalada en Ormuz

La referencia para entregas en agosto en el noreste asiático alcanzó los US$ 18,00/MMBtu, su valor más alto en un mes. El recrudecimiento del conflicto entre Estados Unidos e Irán elevó la prima de riesgo sobre los cargamentos provenientes del Golfo, mientras Europa enfrenta el desafío de completar sus reservas antes del invierno.

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia registraron su tercera suba semanal consecutiva y alcanzaron el nivel más alto del último mes, en un mercado que volvió a incorporar una fuerte prima geopolítica tras la nueva escalada militar en el estrecho de Ormuz.

Según el relevamiento semanal de Reuters, el precio promedio del GNL para entrega en agosto en el noreste de Asia se ubicó en US$ 18,00 por MMBtu, frente a los US$ 16,40/MMBtu de la semana anterior, lo que representa un incremento semanal de 9,8%.

La recuperación de los precios responde principalmente al deterioro de la seguridad marítima en el Golfo Pérsico, luego de nuevos ataques contra embarcaciones comerciales y de la intensificación de las acciones militares entre Estados Unidos e Irán. El mercado comenzó a descontar un mayor riesgo sobre la continuidad de los flujos energéticos provenientes de Medio Oriente, particularmente desde Qatar, principal exportador mundial de GNL, cuyos cargamentos dependen exclusivamente del tránsito por el estrecho de Ormuz.

Ormuz vuelve a convertirse en el principal factor de riesgo

El estrecho de Ormuz canaliza alrededor de una quinta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y una porción significativa del comercio global de GNL, por lo que cualquier interrupción tiene impacto inmediato sobre las expectativas de oferta.

De acuerdo con analistas de Kpler, los ataques contra buques comerciales, los daños sufridos por el metanero qatarí Al Rekayyat y la posterior respuesta militar estadounidense elevaron sensiblemente la prima de riesgo incorporada en los precios del GNL. Aunque algunos buques continuaron transitando la zona durante los últimos días, el mercado mantiene una elevada percepción de riesgo respecto de nuevas interrupciones.

Las últimas señales del mercado marítimo refuerzan esa cautela. Datos recientes muestran una fuerte reducción del tránsito de buques metaneros por Ormuz desde el fin de semana, reflejando el deterioro de las condiciones de seguridad para la navegación.

China sostiene la demanda, mientras Japón y Corea moderan las compras

El componente geopolítico coincidió con un repunte estacional de la demanda asiática.

China continúa reponiendo inventarios para afrontar el pico de consumo eléctrico del verano boreal, impulsado por las altas temperaturas y una mayor utilización de centrales térmicas a gas. Sin embargo, el avance de los precios encontró un límite en los elevados niveles de almacenamiento existentes en Japón y la cautela de Corea del Sur en el mercado spot.

Además, numerosos compradores asiáticos ya aseguraron buena parte de sus necesidades para agosto y septiembre, reduciendo la presión inmediata por competir con Europa por cargamentos adicionales. En paralelo, las importaciones asiáticas de GNL muestran una recuperación durante julio, impulsadas principalmente por China, que vuelve a incrementar significativamente sus compras tras la caída registrada durante el segundo trimestre.

Europa mantiene la presión para asegurar el abastecimiento invernal

Mientras Asia incorpora una prima geopolítica, Europa enfrenta un desafío diferente: completar sus reservas antes del invierno.

Las evaluaciones para cargamentos entregados en agosto en el noroeste europeo permanecen en torno de US$ 16,6/MMBtu, apenas por debajo de la referencia del hub TTF, reflejando un mercado que continúa altamente competitivo.

Los analistas advierten que una eventual interrupción prolongada del suministro desde Oriente Medio coincidiría con el inicio de la temporada de mantenimiento de la infraestructura gasífera de Noruega, principal proveedor europeo por gasoducto.

En ese contexto, Europa podría verse obligada a sostener precios suficientemente elevados para atraer cargamentos del Atlántico y evitar que sean desviados hacia Asia.

Las reservas europeas se ubican actualmente alrededor del 51% de su capacidad, un nivel que todavía genera preocupación entre operadores por el ritmo de reposición previo al invierno boreal.

Mercado de fletes: el Atlántico se fortalece

Las tensiones geopolíticas también comenzaron a reflejarse en el mercado de transporte marítimo.

Las tarifas para buques metaneros en la cuenca atlántica aumentaron hasta US$ 97.500 diarios, mientras que en el Pacífico retrocedieron hasta US$ 70.250 por día, evidenciando diferencias en la disponibilidad de embarcaciones y en las oportunidades de arbitraje entre Estados Unidos, Europa y Asia.

Actualmente, el arbitraje favorece el envío de cargamentos estadounidenses hacia Europa cuando las exportaciones deben rodear África por el cabo de Buena Esperanza, debido al mayor costo logístico asociado con esa ruta. En cambio, los embarques que pueden utilizar el Canal de Panamá mantienen una mayor competitividad para abastecer al noreste asiático.

Impacto potencial para la Argentina

Para el mercado argentino, la suba del GNL constituye una señal relevante en momentos en que el país continúa dependiendo parcialmente de importaciones durante el invierno para complementar la oferta doméstica.

Aunque el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión de la infraestructura de transporte redujeron significativamente la necesidad de importar gas respecto de años anteriores, los movimientos del mercado spot internacional siguen siendo una referencia para la valuación de cargamentos y para las estrategias comerciales de abastecimiento.

Si las tensiones en Ormuz persisten o derivan en interrupciones efectivas del tránsito marítimo, el mercado global de GNL podría enfrentar una nueva etapa de mayor volatilidad, con consecuencias tanto sobre los precios internacionales como sobre la competencia entre Asia y Europa por los cargamentos disponibles. La evolución del conflicto en Medio Oriente continuará siendo, en las próximas semanas, el principal determinante del equilibrio del mercado mundial de gas natural licuado.

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Se prorrogó por Decreto la emergencia energética hasta el final del mandato Milei

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2027 la emergencia del sector energético en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y dio cuenta de tal decisión, fijada mediante el Decreto 585/2026, a la Comisión Bicameral permanente del Congreso de la Nación.

Se trata de la tercera prórroga similar (D-1023/2024, D-370/2025) de la emergencia del sector energético nacional declarada por la Administración Milei con el Decreto 55/2023.

Cabe referir como antecedente que mediante el Decreto 49/26 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2027.

En los considerandos de esta nueva prórroga se toman como referencia las leyes 15.336/60 de Energía Eléctrica y 24.065/91 de nuevo marco regulatorio sectorial. Ambas reconocen a la Secretaría de Energía de la Nación su carácter de autoridad de aplicación.

La Ley 24.065 estableció objetivos para la política nacional en materia de electricidad: (i) proteger los derechos de los usuarios; (ii) promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo; (iii) promover la operación, confiabilidad, libre acceso, no discriminación y uso de los servicios de electricidad; (iv) regular el transporte y la distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas y razonables; (v) incentivar el abastecimiento, y uso eficiente de la electricidad fijando tarifas apropiadas; y (vi) alentar inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.

Asimismo, en los considerandos del D-585/26 se puntualizó que mediante el Decreto 450/25 se fijó un período de transición de veinticuatro (24) meses, el que vencerá el 7 de julio de 2027, para la adecuación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resulte necesaria, conforme las modificaciones que se introdujeron al Marco Regulatorio Eléctrico, sobre todo con relación al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y con particular incidencia en el sector de generación de energía eléctrica.

LA DESCONCENTRACION

El D-450/25 dispuso que durante el período de transición la Secretaría de Energía deberá dictar las normas necesarias para: (i) procurar la desconcentración (vertical-horizontal-Inter-sectorial) y promover un mercado de competencia de hidrocarburos en orden a la libre contratación del combustible por los productores eléctricos; (ii) asegurar las medidas de garantía tendientes a regularizar la cobranza de los contratos con los distribuidores de energía eléctrica; (iii) establecer criterios de remuneración de la generación térmica que permitan a las empresas una mayor eficiencia en la adquisición de gas natural (GN), gas natural licuado (GNL), gas oil (GO) y fuel oil.

También, (iv) establecer los mecanismos de transferencia a la Demanda de los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM, de los distintos contratos de compraventa de energía eléctrica suscriptos con CAMMESA en representación de la Demanda del MEM; (v) establecer el mecanismo de transferencia a la Oferta del MEM de los contratos de compraventa de combustible suscriptos por CAMMESA; y (vi) revisar las normas que integran “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y Cálculo de Precios en el MEM”, dictadas durante la emergencia a efectos de definir su derogación o establecer su plazo o máximo de vigencia durante el período de transición.

Se describe además que, durante los años 2024 y 2026, se adoptaron medidas orientadas a recomponer la sostenibilidad del MEM, mejorar la cadena de pagos, adecuar los precios estacionales, reducir subsidios generalizados, fortalecer la seguridad de abastecimiento, y avanzar en la normalización progresiva del mercado.

“Sin embargo, tales avances se encuentran en etapa de implementación y requieren la continuidad de las políticas que se vienen instrumentando para evitar disrupciones regulatorias, operativas o financieras que puedan comprometer la prestación regular, segura y eficiente del servicio eléctrico”, señala el D-585, ahora oficializado.

DEL GAS A LA ELECTRICIDAD

“Por otra parte, se debe tener presente la incidencia directa que presenta la Reconfiguración del Sistema de Transporte de Gas Natural sobre el funcionamiento del MEM”, añade.

Y se destaca que la referida reconfiguración impacta en forma directa sobre el funcionamiento del MEM, toda vez que el gas natural constituye un insumo crítico para la generación térmica de energía eléctrica y, por ende, para la seguridad de abastecimiento, la confiabilidad del despacho, la sustitución de combustibles líquidos y la formación de costos de generación.

“Resulta necesario asegurar una adecuada coordinación regulatoria y operativa entre ambos sectores durante el período de transición y normalización del sistema energético nacional”, se remarcó.

Durante 2025 se observó una disminución del uso del gas oil y fuel oil, el consumo de gas natural alcanzó aproximadamente 42,3 Mm3/día, con un incremento interanual del 1,5 por ciento.

El incremento del consumo de gas natural destinado a generación eléctrica, aun en un contexto de menor utilización de gas oil y fuel oil, evidencia la estrecha interrelación operativa y económica que existe entre los sectores eléctrico y gasífero, toda vez que la disponibilidad física, contractual y de transporte del gas natural incide directamente en el despacho del MEM, en los costos variables de generación, en la sustitución de combustibles líquidos y, en definitiva, en el costo de abastecimiento de la demanda eléctrica, sostiene el Decreto.

En este orden el D-585 hace rederencia a la Resolución de la S.E. 66/26 que instruyó A ENARSA y a CAMMESA para la rescisión del Contrato de Transporte Firme sobre el Gasoducto Francisco Pascasio Moreno (Ex GPNK). Tal rescisión ocurrió en abril último.

Se señala al respecto que “la referida rescisión trae aparejada la adecuación de la programación y el despacho del MEM a las nuevas condiciones de disponibilidad efectiva de gas natural y de capacidad de transporte, razón por la cual CAMMESA habrá de considerar tales variables, junto con los costos de generación y las restricciones operativas aplicables, a fin de preservar el despacho económico, la seguridad del abastecimiento y la confiabilidad del sistema eléctrico”.

“La coordinación entre las medidas en materia de transporte y distribución de gas natural y aquellas necesarias para la normalización del MEM hace imperativo equiparar los plazos de vigencia de ambas declaraciones de emergencia, en virtud de la interdependencia operativa y económica entre los sistemas de energía eléctrica y gas natural”, se puntualizó.

La contratación y la asignación del gas natural inciden directamente sobre la seguridad de abastecimiento, la formación de costos de generación, la operación económica del despacho y la sustitución de combustibles líquidos, explica el nuevo decreto.

LA CONTINGENCIA

En lo considerandos del decreto que estableció una nueva prórroga de la emergencia eléctrica se hace referencia además a que, mediante la Resolución de la S.E. 294/24 se estableció un “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía del período señalado.

Comprende acciones propias de esa Secretaría en generación, transporte y distribución de energía eléctrica, cuya continuidad debe mantenerse coordinando abastecimiento de combustibles, gestión operativa, seguimiento de redes y medidas focalizadas en nodos críticos de los sistemas sometidos a una elevada carga de demanda.

Mediante la Resolución 50/26 se realizó la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)”, con el fin de celebrar Acuerdos de Almacenamiento por el Servicio de potencia y reservas operativas y de corto plazo para el MEM, con CAMMESA.

Los Acuerdos de Almacenamiento (por 700 Mw) fueron adjudicados mediante la Resolución S.E. 155/26, y tienen por propósito contribuir en el abastecimiento en ciertos nodos críticos y en ciertas regiones que requieren la incorporación de oferta de abasto que mejore las condiciones de operación de esas áreas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) confiable, flexible y de módulos adecuados para la red, hasta tanto se desarrollen las ampliaciones de transporte en Alta Tensión.

TRANSPORTE

Que, en materia de transporte de energía eléctrica, el D-585 reseña que mediante la Resolución del Ministerio de Economía 715/2025 se declaró de carácter prioritario la ejecución de determinadas obras, que deben ser llevadas a cabo en los términos de la Ley 17.520 (Concesión de Obra Pública).

En dicho contexto, se explica que “la precisión de los aspectos normativos para llevar a cabo las obras de ampliación del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca” se encuentra en proceso de ejecución, de acuerdo con lo establecido en la Resolución S.E. 311/25”.

Tales obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico requieren plazos de estructuración, financiamiento, licitación, adjudicación, construcción, habilitación comercial y puesta en servicio que exceden el corto plazo, se admitió.

El nuevo Decreto refiere además que mediante el D-234/25 se disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, constituido en 1999. Y se estableció que los contratos en curso de ejecución celebrados por el mencionado fondo, vinculados a la ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión serán continuados, por la S.E. (Subsecretaría de Energía Eléctrica).

LAS TARIFAS Y LOS SUBSIDIOS

En los considerando del D-585 se sostiene que “el Sector Energético ha atravesado a lo largo de su historia crisis económicas, financieras y sociales profundas, donde se fijaron tarifas que no reflejaron los costos reales de distribución y transporte, lo que derivó en un profundo deterioro del sistema eléctrico federal, por lo que resulta imperioso continuar con el camino de regularización, proponiendo medidas de carácter excepcional y extraordinarias”.

Y agrega que “el régimen de emergencia permitió sostener un marco excepcional orientado a atender situaciones críticas en materia de abastecimiento, transporte, distribución, operación del despacho, disponibilidad de combustibles y financiamiento del sistema eléctrico”.

Asimismo, en el nuevo decreto se hace referencia a que el Estado Nacionl debe cumplir con lo establecido por la Corte Suprema de Justicia de la Nación en su fallo de 2016, cuando hizo lugar a un amparo colectivo presentado por el CEPIS contra el entonces Ministerio de Energía y Minería, conforme el cual “el Estado debe velar por la continuidad, universalidad y accesibilidad de los servicios públicos, ponderando la realidad económico-social de los usuarios afectados por las decisiones tarifarias, con especial atención a los sectores más vulnerables y evitando el perjuicio social derivado de la exclusión de dichos servicios esenciales, como consecuencia de una tarifa que detraiga de manera irrazonable una proporción excesiva de los ingresos del grupo familiar a considerar”.

En este orden, se advierte que “conforme surge de la información técnica disponible del MEM, durante el mes de mayo de 2026 el Precio Estacional (PEST) con bonificaciones aplicable a los usuarios residenciales subsidiados representó aproximadamente el 24 % del precio de referencia correspondiente a dicha demanda, evidenciando la subsistencia de una brecha económica relevante que debe ser atendida en forma gradual, previsible y focalizada, en absoluta coordinación con el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) creado por Decreto 943/25, a fin de avanzar hacia la sostenibilidad económica-financiera del sistema eléctrico y reducir progresivamente la dependencia de aportes extraordinarios del Tesoro Nacional”.

“La implementación del régimen de SEF exige coordinar la determinación de los Precios Estacionales, la identificación de beneficiarios, la facturación de las distribuidoras, la aplicación de bonificaciones, la reducción de subsidios generalizados y el mantenimiento de adecuados niveles de cobrabilidad, razón por la cual la continuidad de la emergencia resulta necesaria para evitar impactos abruptos o inconsistencias durante la transición”, puntualiza el Decreto 585.

ACERCA DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y LA DISPONIBILIDAD

De un informe técnico del área citado en el decreto surge que, durante el año 2025, frente al máximo de demanda de potencia de 30.257 MW registrado en febrero de 2025, el margen disponible fue reducido, en torno a un 4,4 % , nivel que resulta insuficiente para garantizar adecuados márgenes de reserva operativa frente a contingencias, afectando las condiciones de seguridad de abastecimiento y confiabilidad del sistema.

Dicho margen operativo reducido exige mantener mecanismos transitorios de confiabilidad, disponibilidad de generación, reservas operativas, almacenamiento, gestión de demanda, coordinación de combustibles y administración del despacho, especialmente frente a eventos climáticos extremos, picos estacionales de demanda, indisponibilidades no programadas o restricciones de transporte, se añade.

Y se describe que “el parque generador eléctrico argentino, pese a las medidas tomadas por la presente gestión, presenta un alto grado de envejecimiento, con ineficiencias operativas asociadas”.

“El sistema de transporte enfrenta limitaciones estructurales severas, opera con márgenes de seguridad reducidos y las principales estaciones transformadoras registran niveles de carga superiores al 90 %; más del 60 % de las fallas en el sector distribución se producen en alimentadores de más de 25 años de antigüedad, circunstancia que evidencia el deterioro de parte de la infraestructura eléctrica y la necesidad de continuar adoptando medidas excepcionales destinadas a preservar la calidad y continuidad del servicio”.

Asimismo, el decreto describe que durante el año 2025 las ampliaciones del Sistema de Transporte en términos de longitud de líneas y capacidad de transformación fueron de 154 km y 1580 MVA. “Dichas ampliaciones resultan nimias ante la magnitud de las necesidades estructurales del sector eléctrico”.

“Dicha insuficiencia en la expansión del sistema de transporte se verifica asimismo en los elevados niveles de carga registrados en las principales estaciones transformadoras del SADI, las cuales presentan niveles de utilización superiores al 90 %, lo que reduce los márgenes operativos y de seguridad del sistema y evidencia la persistencia de restricciones estructurales que justifican la continuidad de la emergencia”.

El gobierno sostiene que “la mejora parcial de determinadas variables sectoriales no permite considerar superadas las causas que dieron origen a la emergencia, en tanto subsisten riesgos técnicos, operativos, económicos, financieros y regulatorios que, considerados en forma conjunta, pueden comprometer la continuidad, regularidad, seguridad, calidad y sostenibilidad del servicio eléctrico bajo jurisdicción federal.

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El auge de los centros de datos en toda América podría derivar en una crisis de energía, según Wärtsilä

Wärtsilä advierte que el auge de los centros de datos en las Américas podría enfrentarse pronto a una grave crisis de energía, y que la industria avanza demasiado rápido como para darse cuenta de ello

Un nuevo y trascendental análisis sobre el consumo energético de los centros de datos en las Américas identifica la “rapidez con la que se agota la energía” como el riesgo clave para la infraestructura en la era de la inteligencia artificial

Las Américas se encuentran en una carrera por construir los centros de datos que impulsarán la próxima ola de IA. Pero hay un problema: los sistemas de energía necesarios para operarlos no pueden seguir el ritmo al que se están construyendo. Ese desajuste se está convirtiendo en uno de los mayores riesgos ocultos para el crecimiento de la infraestructura de IA en toda la región.

Las decisiones que se tomen hoy en materia de energía determinarán qué proyectos de centros de datos seguirán siendo competitivos en 2030 y más allá. A medida que la demanda de IA supera la expansión de la red eléctrica, se vuelve esencial una planificación energética flexible y resiliente.

Wärtsilä, proveedor de sistemas de energía flexibles para los sectores de la energía y los centros de datos, advierte que esta brecha – a la que denomina “speed to powerless” – corre el riesgo de convertirse en un freno significativo para el crecimiento de la infraestructura de IA en todo el continente americano, a medida que convergen las colas de interconexión, las restricciones de transmisión, los plazos de entrega de los equipos y los retrasos en la obtención de permisos.

Risto Paldanius, vicepresidente de Wärtsilä para las Américas, afirma: “La carrera por construir centros de datos en las Américas es extraordinaria en cuanto a su ritmo y escala. Pero el suministro de energía no está dando abasto. Las listas de espera para las interconexiones se extienden por años, la capacidad de transmisión se está saturando en los corredores donde se concentran los centros de datos, y los plazos de entrega de los equipos están posponiendo las entregas hasta 2030 y más allá. El riesgo no es que el mercado se desacelere, sino que crezca más rápido de lo que se le puede abastecer de manera confiable. A esto lo llamamos speed to powerless, y la evidencia sugiere que estas presiones podrían convertirse en una restricción grave”.

La evidencia

La advertencia está respaldada por un nuevo análisis, Beyond the Grid: Building the Power System for AI in the Americas (Más allá de la red: Construyendo el sistema de energía para la IA en las Américas), que examina las restricciones de suministro eléctrico para los centros de datos en Estados Unidos, Brasil, México, Chile y Argentina, a partir de datos del Lawrence Berkeley National Laboratory, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y los organismos nacionales de planificación energética de las Américas.

La magnitud del desafío es considerable y no se limita a un solo mercado de la región. En Estados Unidos, aproximadamente 2.600 GW de capacidad de generación y almacenamiento estaban a la espera de conexión a la red eléctrica al cierre de 2025, una cola que genera una importante incertidumbre en los plazos para los desarrolladores que dependen de una conexión convencional a la red. En México y en algunas regiones de Estados Unidos, la escasez de agua reduce aún más las opciones de tecnologías de generación viables, ya que los requisitos de refrigeración de las turbinas de gas aeroderivadas implican una elevada demanda de agua en zonas donde este recurso ya se encuentra bajo presión.

Una nueva arquitectura energética

El análisis de Wärtsilä señala un cambio fundamental en la forma en que debe planificarse y suministrarse la energía para los centros de datos. La compañía sostiene que las limitaciones de la infraestructura eléctrica tradicional llevarán cada vez más a los desarrolladores a adoptar lo que denomina macrorredes (macro-grids): sistemas total o parcialmente aislados que requieren una carga máxima instalada superior a 100 MW en el propio sitio, como el siguiente paso lógico en la evolución de las microrredes.

Estos sistemas conservan el potencial de conectarse a la red eléctrica con el tiempo, lo que los posiciona como un puente hacia una futura integración con la red, en lugar de constituir un sustituto permanente de esta.

La investigación de la compañía incluye una comparación del costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) a 20 años entre sistemas de motores de combustión interna reciprocantes (RICE) y turbinas de gas aeroderivadas. De acuerdo con los supuestos considerados en el análisis, los motores de combustión interna reciprocantes presentan una ventaja del 6 % en el costo nivelado de la electricidad, con un costo aproximado de US$ 65,9/MWh frente a US$ 70,2/MWh. Esto representa un ahorro anual de US$ 37 millones para un centro de datos de 1 GW¹, impulsado principalmente por su mayor eficiencia térmica y su redundancia modular.

La investigación también destaca las ventajas operativas de la tecnología RICE en regiones con altas temperaturas y escasez de agua. A diferencia de las turbinas de gas aeroderivadas, que pueden reducir su capacidad de generación hasta en un 27 % cuando operan en condiciones de alta temperatura ambiente, los motores reciprocantes mantienen su potencia nominal completa en un rango de temperaturas de -45 °C a 45 °C, con un consumo prácticamente nulo de agua de proceso para la generación de electricidad.

Risto añade: “No se trata de una elección binaria entre la generación de energía en sitio y la red eléctrica. Los centros de datos más resilientes combinarán la generación modular en sitio mediante motores de combustión interna reciprocantes (RICE) con flexibilidad, incorporando el suministro de la red cuando esté disponible, contratos de energía limpia y una planificación a largo plazo para una futura interconexión. Las empresas que adopten desde ahora este enfoque híbrido serán las que sigan operando de manera eficiente en 2035. En cambio, quienes no planifiquen esta transición corren el riesgo de quedarse sin energía precisamente en el momento en que el mercado espere que cumplan con sus compromisos.”

Se trata de un cambio de paradigma: pasar de asegurar energía rápidamente a garantizar un suministro energético duradero, diseñado para mantenerse eficiente, resiliente y comercialmente viable durante décadas, y no solo para poner en marcha un centro de datos el día de su inauguración.

Una perspectiva regional

El análisis de Wärtsilä examina cada mercado de forma individual. En México, el desfase entre los cronogramas de construcción de los centros de datos y la expansión de la red eléctrica está impulsando el interés por modelos de autoconsumo, especialmente en polos con estrés hídrico, como Querétaro. En Brasil, la expansión planificada de la red de transmisión implica que la capacidad de suministro hacia los corredores donde se desarrollan centros de datos podría demorarse varios años. A esto se suma el propuesto régimen tributario Redata, actualmente en revisión por el Senado, que está influyendo directamente en la selección de tecnologías. En Estados Unidos, los principales obstáculos son los retrasos en la interconexión a la red, la congestión de la transmisión local y las dificultades en los procesos de permisos, particularmente en las regiones de PJM y ERCOT, mientras que también se prevé un fuerte crecimiento en California, Arizona y el noroeste del Pacífico.

En toda la región de las Américas, Wärtsilä sostiene que los centros de datos deben considerarse infraestructura estratégica de largo plazo, y no proyectos energéticos concebidos para resolver necesidades inmediatas. Con las decisiones adecuadas en materia de suministro eléctrico desde hoy, la región podrá conectar nuevas instalaciones con mayor rapidez, operarlas de forma más confiable y desarrollar la infraestructura resiliente, eficiente y comercialmente viable necesaria para liderar la carrera mundial por la inteligencia artificial.

El white paper Beyond the Grid: Building the Power System for AI in the Americas (Más allá de la red: Construyendo el sistema de energía para la IA en las Américas) está disponible para descarga aqui https://wartsi.ly/4f9e5a2

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El auge de los centros de datos en toda América podría derivar en una crisis de energía, según Wärtsilä

Wärtsilä advierte que el auge de los centros de datos en las Américas podría enfrentarse pronto a una grave crisis de energía, y que la industria avanza demasiado rápido como para darse cuenta de ello

Un nuevo y trascendental análisis sobre el consumo energético de los centros de datos en las Américas identifica la “rapidez con la que se agota la energía” como el riesgo clave para la infraestructura en la era de la inteligencia artificial

Las Américas se encuentran en una carrera por construir los centros de datos que impulsarán la próxima ola de IA. Pero hay un problema: los sistemas de energía necesarios para operarlos no pueden seguir el ritmo al que se están construyendo. Ese desajuste se está convirtiendo en uno de los mayores riesgos ocultos para el crecimiento de la infraestructura de IA en toda la región.

Las decisiones que se tomen hoy en materia de energía determinarán qué proyectos de centros de datos seguirán siendo competitivos en 2030 y más allá. A medida que la demanda de IA supera la expansión de la red eléctrica, se vuelve esencial una planificación energética flexible y resiliente.

Wärtsilä, proveedor de sistemas de energía flexibles para los sectores de la energía y los centros de datos, advierte que esta brecha – a la que denomina “speed to powerless” – corre el riesgo de convertirse en un freno significativo para el crecimiento de la infraestructura de IA en todo el continente americano, a medida que convergen las colas de interconexión, las restricciones de transmisión, los plazos de entrega de los equipos y los retrasos en la obtención de permisos.

Risto Paldanius, vicepresidente de Wärtsilä para las Américas, afirma: “La carrera por construir centros de datos en las Américas es extraordinaria en cuanto a su ritmo y escala. Pero el suministro de energía no está dando abasto. Las listas de espera para las interconexiones se extienden por años, la capacidad de transmisión se está saturando en los corredores donde se concentran los centros de datos, y los plazos de entrega de los equipos están posponiendo las entregas hasta 2030 y más allá. El riesgo no es que el mercado se desacelere, sino que crezca más rápido de lo que se le puede abastecer de manera confiable. A esto lo llamamos speed to powerless, y la evidencia sugiere que estas presiones podrían convertirse en una restricción grave”.

La evidencia

La advertencia está respaldada por un nuevo análisis, Beyond the Grid: Building the Power System for AI in the Americas (Más allá de la red: Construyendo el sistema de energía para la IA en las Américas), que examina las restricciones de suministro eléctrico para los centros de datos en Estados Unidos, Brasil, México, Chile y Argentina, a partir de datos del Lawrence Berkeley National Laboratory, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y los organismos nacionales de planificación energética de las Américas.

La magnitud del desafío es considerable y no se limita a un solo mercado de la región. En Estados Unidos, aproximadamente 2.600 GW de capacidad de generación y almacenamiento estaban a la espera de conexión a la red eléctrica al cierre de 2025, una cola que genera una importante incertidumbre en los plazos para los desarrolladores que dependen de una conexión convencional a la red. En México y en algunas regiones de Estados Unidos, la escasez de agua reduce aún más las opciones de tecnologías de generación viables, ya que los requisitos de refrigeración de las turbinas de gas aeroderivadas implican una elevada demanda de agua en zonas donde este recurso ya se encuentra bajo presión.

Una nueva arquitectura energética

El análisis de Wärtsilä señala un cambio fundamental en la forma en que debe planificarse y suministrarse la energía para los centros de datos. La compañía sostiene que las limitaciones de la infraestructura eléctrica tradicional llevarán cada vez más a los desarrolladores a adoptar lo que denomina macrorredes (macro-grids): sistemas total o parcialmente aislados que requieren una carga máxima instalada superior a 100 MW en el propio sitio, como el siguiente paso lógico en la evolución de las microrredes.

Estos sistemas conservan el potencial de conectarse a la red eléctrica con el tiempo, lo que los posiciona como un puente hacia una futura integración con la red, en lugar de constituir un sustituto permanente de esta.

La investigación de la compañía incluye una comparación del costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) a 20 años entre sistemas de motores de combustión interna reciprocantes (RICE) y turbinas de gas aeroderivadas. De acuerdo con los supuestos considerados en el análisis, los motores de combustión interna reciprocantes presentan una ventaja del 6 % en el costo nivelado de la electricidad, con un costo aproximado de US$ 65,9/MWh frente a US$ 70,2/MWh. Esto representa un ahorro anual de US$ 37 millones para un centro de datos de 1 GW¹, impulsado principalmente por su mayor eficiencia térmica y su redundancia modular.

La investigación también destaca las ventajas operativas de la tecnología RICE en regiones con altas temperaturas y escasez de agua. A diferencia de las turbinas de gas aeroderivadas, que pueden reducir su capacidad de generación hasta en un 27 % cuando operan en condiciones de alta temperatura ambiente, los motores reciprocantes mantienen su potencia nominal completa en un rango de temperaturas de -45 °C a 45 °C, con un consumo prácticamente nulo de agua de proceso para la generación de electricidad.

Risto añade: “No se trata de una elección binaria entre la generación de energía en sitio y la red eléctrica. Los centros de datos más resilientes combinarán la generación modular en sitio mediante motores de combustión interna reciprocantes (RICE) con flexibilidad, incorporando el suministro de la red cuando esté disponible, contratos de energía limpia y una planificación a largo plazo para una futura interconexión. Las empresas que adopten desde ahora este enfoque híbrido serán las que sigan operando de manera eficiente en 2035. En cambio, quienes no planifiquen esta transición corren el riesgo de quedarse sin energía precisamente en el momento en que el mercado espere que cumplan con sus compromisos.”

Se trata de un cambio de paradigma: pasar de asegurar energía rápidamente a garantizar un suministro energético duradero, diseñado para mantenerse eficiente, resiliente y comercialmente viable durante décadas, y no solo para poner en marcha un centro de datos el día de su inauguración.

Una perspectiva regional

El análisis de Wärtsilä examina cada mercado de forma individual. En México, el desfase entre los cronogramas de construcción de los centros de datos y la expansión de la red eléctrica está impulsando el interés por modelos de autoconsumo, especialmente en polos con estrés hídrico, como Querétaro. En Brasil, la expansión planificada de la red de transmisión implica que la capacidad de suministro hacia los corredores donde se desarrollan centros de datos podría demorarse varios años. A esto se suma el propuesto régimen tributario Redata, actualmente en revisión por el Senado, que está influyendo directamente en la selección de tecnologías. En Estados Unidos, los principales obstáculos son los retrasos en la interconexión a la red, la congestión de la transmisión local y las dificultades en los procesos de permisos, particularmente en las regiones de PJM y ERCOT, mientras que también se prevé un fuerte crecimiento en California, Arizona y el noroeste del Pacífico.

En toda la región de las Américas, Wärtsilä sostiene que los centros de datos deben considerarse infraestructura estratégica de largo plazo, y no proyectos energéticos concebidos para resolver necesidades inmediatas. Con las decisiones adecuadas en materia de suministro eléctrico desde hoy, la región podrá conectar nuevas instalaciones con mayor rapidez, operarlas de forma más confiable y desarrollar la infraestructura resiliente, eficiente y comercialmente viable necesaria para liderar la carrera mundial por la inteligencia artificial.

El white paper Beyond the Grid: Building the Power System for AI in the Americas (Más allá de la red: Construyendo el sistema de energía para la IA en las Américas) está disponible para descarga aqui https://wartsi.ly/4f9e5a2

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Gobierno bonaerense anunció la 2da Ronda de Negocios de Energía y Minería

El Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la provincia de Buenos Aires organizará el próximo jueves 5 de noviembre una nueva edición de la Ronda de Negocios de Energía y Minería – Petróleo | Gas | Electricidad | Minería en el Centro Cultural Pasaje Dardo Rocha de La Plata, en articulación con el Gobierno Municipal y la Subsecretaría de Energía de la Provincia.

Tras la experiencia de la primera edición en 2025, que contó con la participación del gobernador Axel Kicillof y reunió a más de 200 pymes y 45 empresas compradoras nacionales e internacionales, la Provincia impulsa una nueva jornada orientada a fortalecer la integración productiva y ampliar los vínculos comerciales entre los distintos actores de las cadenas de valor energéticas y mineras.

En esta segunda edición, el encuentro volverá a reunir a grandes empresas de los sectores de petróleo, gas, electricidad y minería con pymes bonaerenses proveedoras de bienes y servicios, con el objetivo de fortalecer la integración productiva, impulsar el desarrollo de proveedores locales y generar nuevas oportunidades de negocios en sectores estratégicos para el desarrollo nacional.

La iniciativa, forma parte de las políticas que la Provincia lleva adelante para promover el agregado de valor, la articulación territorial y el fortalecimiento industrial bonaerense, favoreciendo una mayor participación del entramado pyme en cadenas de valor estratégicas.

En las próximas semanas comenzará la etapa de convocatoria e inscripción de empresas compradoras nacionales e internacionales de los sectores participantes. Finalizada esa instancia, se abrirá la inscripción para pymes bonaerenses interesadas en ofrecer bienes y servicios vinculados a estas cadenas productivas.

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Argentina LNG: Pumpco-Bonatti-Contreras ganó la licitación de ductos dedicados

La constructora en Oil y Gas estadounidense Pumpco, asociada con su similar italiana Bonatti, y con la argentina Contreras Hermanos en la ingeniería, resultaron adjudicatarias del proyecto de tendido del gasoducto de 48 pulgadas de diámetro y 527 kilómetros de extensión que transportará gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) desde Meseta Buena Esperanza hasta Sierra Grande (Río Negro) para su conversión en GNL en dos barcos procesadores, con el objetivo de exportación.

La capacidad de procesamiento sumada de los dos barcos es de 12 millones de toneladas anuales y se prevé que el primer barco comenzará a estar operativo en el año 2029.

El proyecto licitado también comprende el tendido de un poliducto paralelo de 24 pulgadas de diámetro que transportará los líquidos asociados al gas. Estas construcciones demandarían una inversión del orden de los U$S 3.000 millones.

Se trata de un proyecto comprendido por el Argentina LNG, encarado por YPF en asociación con ENI (Italia) y XRG, del grupo Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) , compañía estatal de petróleo y gas de los Emiratos Árabes Unidos.

YPF no publicó el resultado de la compulsa en esta importante licitación que tuvo también por oferentes a la UTE Techint-SACDE. Luego, sí hubo confirmación de fuentes del consorcio ganador.

Pumpco se adjudicó entonces su primera obra en Argentina. Es subsidiaria de MasTec, grupo que también se desarrolló en Telecomunicaciones, controlado por el empresario cubano-estadounidense Jorge Mas.

El inicio de estas obras de infraestructura está sujeto a la Decisión Final de Inversión (FID) que YPF y ENI proyectan concretar hacia finales de este año o comienzos del 2027, de manera de tener cubierta la financiación.

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OLACDE: En ALC la inflación energética i.a. se triplicó en mayo 2026

La tregua inflacionaria que vivía el sector energético de América Latina y el Caribe (ALC) llegó a su fin. Tras tocar en febrero de 2026 su nivel más bajo del periodo analizado —cercano a cero—, la inflación energética regional se aceleró de forma sostenida a partir de marzo, impulsada por las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente y el Estrecho de Ormuz, describió el Reporte de Inflación Energética elaborado por la OLACDE.

Tales tensiones se desataron a finales de febrero cuando EE.UU e Israel reanudaron bombardeos sobre Irán y este país respondió cerrando la navegación de buques cargueros de petróleo y de GNL por Ormuz. La situación tiende a agravarse debido al fracaso que registran las negociaciones en procura de un acuerdo de paz.

El Reporte de la OLCDE detalló que “la inflación energética interanual de la región saltó al 2.12 % en marzo, avanzó al 4.52 % en abril y escaló hasta el 6.41 % en mayo de 2026. La cifra de mayo triplica el registro reportado apenas dos meses antes”.

Por el contrario, el índice de precios total en ALC mostró un desempeño más estable, registrando variaciones moderadas durante los últimos meses (cerrando en 4.13 % en mayo). Esta brecha refleja que el índice general absorbe mejor los impactos gracias a una canasta amplia de bienes y servicios, mientras que el sector energético asimila de forma directa el conflicto en curso, se destacó.

El reporte de la OLACDE es elaboración propia, a partir de la información de los Institutos de Estadística y Bancos Centrales de los Países Miembros de Organización regional.

Precios de combustibles

La escalada internacional mantiene bajo presión los costos de importación, refinación, transporte y comercialización en la región. Como consecuencia, los precios al consumidor final continúan por encima de los niveles previos al conflicto en el Medio Oriente:

Gasolina: El precio promedio permanece 16 % por encima de su nivel de referencia, mostrando mayor rigidez a la baja.
Diésel: Registra una diferencia de 13 % al alza, a pesar de experimentar una ligera corrección parcial en las semanas recientes.

OLACDE destacó que “las presiones sobre los precios internos persisten, incluso cuando los mercados globales de crudo comenzaban a suavizarse. La transmisión hacia los surtidores no ha sido inmediata, ni uniforme, debido a factores como inventarios adquiridos a costos anteriores, aplicación de impuestos, subsidios y mecanismos nacionales de estabilización de precios”.

Acceda al reporte completo aquí: https://www.olade.org/publicaciones/juio-2026reporte-n-26/

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El precio del crudo sube más de 5% tras el fin de la tregua entre Estados Unidos e Irán

El precio internacional del petróleo registró este miércoles un fuerte salto superior al 5% luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, diera por terminado el memorando de entendimiento alcanzado con Irán y descartara retomar las negociaciones con Teherán. La escalada de tensión en Oriente Medio volvió a encender las alarmas sobre una posible interrupción del suministro mundial de crudo, mientras los inversores abandonaron los activos de mayor riesgo.

La reacción del mercado se produjo después de que Trump afirmara que el acuerdo de alto el fuego firmado el pasado 17 de junio “se acabó” y calificara al régimen iraní de estar dirigido por “locos”. Sus declaraciones llegaron tras una nueva oleada de ataques estadounidenses contra objetivos iraníes y la respuesta de Teherán contra instalaciones militares norteamericanas en el Golfo.

Las declaraciones de Trump también evidenciaron un nuevo giro en su discurso sobre Irán. En las últimas semanas, el mandatario había asegurado en reiteradas ocasiones que existían avances hacia un acuerdo e incluso sostuvo que Teherán había aceptado las bases de un entendimiento. Sin embargo, tras el fracaso de las negociaciones en Qatar y la reanudación de los ataques militares, dio por terminada la tregua, afirmó que ya no quiere negociar con el régimen iraní. El cambio de tono refuerza la incertidumbre sobre el rumbo de la política estadounidense hacia Irán y alimentó la preocupación de los mercados por una mayor escalada del conflicto.

El acuerdo provisional, negociado con la mediación de Pakistán, había establecido una tregua de 60 días para avanzar hacia una solución permanente. Sin embargo, las conversaciones indirectas celebradas en Qatar finalizaron la semana pasada sin avances significativos, mientras el recrudecimiento de las operaciones militares terminó por desmoronar el proceso diplomático.

En este contexto, los futuros del crudo Brent subían más de un 5%, hasta ubicarse en torno a los US$78 por barril, mientras que el WTI avanzaba hasta los US$74,76. Aunque ambos valores permanecen por debajo de los máximos superiores a US$120 registrados durante el punto más crítico del conflicto, el repunte representa la mayor suba diaria desde finales de mayo y reavivó las preocupaciones por un nuevo impulso inflacionario a nivel global.

Los mercados financieros también reflejaron el aumento de la incertidumbre. Las bolsas internacionales operaban con fuertes bajas y los rendimientos de los bonos soberanos aumentaban ante la expectativa de que un petróleo más caro complique el proceso de desaceleración de la inflación. En Estados Unidos, el rendimiento del bono del Tesoro a diez años alcanzó el 4,56%, su nivel más alto en un mes, mientras que en Europa los bonos alemanes e italianos también registraron importantes subas en sus tasas.

La preocupación de los operadores se concentra especialmente en el estrecho de Ormuz, corredor estratégico por donde transita cerca de una quinta parte del petróleo comercializado en el mundo. Durante las últimas horas, tres embarcaciones fueron atacadas frente a la costa de Omán, dos de ellas vinculadas al transporte de productos energéticos: un buque metanero catarí con bandera de las Islas Marshall y un petrolero saudí de gran porte. Si bien no se reportaron víctimas, los incidentes elevaron significativamente la percepción de riesgo para la navegación en la zona.

El Centro Conjunto de Información Marítima elevó el nivel de amenaza para el estrecho de Ormuz a “grave”, mientras que el organismo británico UK Maritime Trade Operations (UKMTO) advirtió que el entorno continúa siendo altamente peligroso y recomendó extremar las medidas de seguridad para todas las embarcaciones que transiten por la región.

Los datos de seguimiento marítimo muestran que algunos buques petroleros continúan atravesando el estrecho, incluido un superpetrolero fletado por ExxonMobil con una carga de dos millones de barriles de crudo. Sin embargo, otras embarcaciones decidieron detenerse o modificar su ruta a la espera de una mejora en las condiciones de seguridad, reflejando la creciente incertidumbre entre armadores y operadores.

La tensión se produce además en un momento particularmente sensible para el mercado energético. Las reservas de la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos se encuentran en su nivel más bajo desde 1983, lo que reduce la capacidad de respuesta ante eventuales interrupciones del suministro y aumenta la sensibilidad de los precios frente a cualquier escalada militar en Oriente Medio.

Con el colapso de la tregua entre Washington y Teherán y el recrudecimiento de los enfrentamientos en el Golfo, los mercados vuelven a poner el foco en el riesgo de una interrupción del tránsito por el estrecho de Ormuz, un escenario que podría provocar nuevas alzas del petróleo y una mayor volatilidad en los mercados financieros internacionales.

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Ravier: el Súper RIGI para Meitner, y la nueva doctrina nuclear

El vocero presidencial, Adrian Ravier, destacó la necesidad de aprobación parlamentaria del denominado Súper RIGI, un Régimen de Incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios más amplio que el RIGI, destinado a proyectos de inversión privada cuyo monto mínimo sea de U$S 1.000 millones.

En la segunda conferencia de prensa que realizó en la Casa Rosada, ratificó que es intención del Gobierno aprobar la aplicación de los beneficios del Súper RIGI en el proyecto presentado la semana pasada al ministro de Economía por la empresa de origen estadounidense Meitner Energy, para la construcción de un reactor modular nuclear en el predio de Atucha (provincia de Buenos Aires), que aloja a la centrales nucleares Atucha I y II.

Ravier sostuvo en la conferencia que “estamos frente a un primer Súper RIGI, y creo que realmente es una revolución lo que les voy a contar para el sector nuclear”. “Esta va a ser la inversión más grande en la historia del sector. Meitner Energy invertirá 1.200 millones de dólares en la construcción de un reactor modular nuclear de 300 MW”.

“En caso de aprobarse el proyecto de ley, sería el primer Súper RIGI. Se trata de la primera versión comercial de este reactor, el primer reactor nuclear financiado 100 % con capitales privados. El proyecto prevé la creación de 2.000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación, por lo que generará una expansión del sector nuclear como nunca antes”, exageró.

El Vocero presidencial señaló que “esta inversión es resultado de la modernización del sector nuclear y el trabajo conjunto de las autoridades del Gobierno”.

Hizo referencia (muy breve) al desarrollo de nuclear de la Argentina (que se activó durante el primer gobierno de Juan Perón) como política de Estado. “Si vemos la parte histórica en la Argentina, el carácter histórico de los avances: solo en tres gobiernos anteriores se construyeron centrales nucleares en Argentina, con Perón, Onganía y Kirchner”.

“Esta central será la cuarta que se construye en el país y, a diferencia de las anteriores, será la primera financiada exclusivamente con capitales privados”, remarcó.

“Este hito histórico ocurrirá bajo el gobierno de Milei”, arriesgó, y enfatizó que “esto significa más seguridad energética a un costo nulo para el Estado”, como si el Súper Rigi fuera gratis.

La nueva doctrina nuclear

Ravier hizo hincapié en lo que denominó como “una nueva doctrina del sector nuclear”. “Este Gobierno viene a inaugurar un nuevo capítulo en la historia nuclear argentina”.

Describió que “Durante años, el Estado formó buenos cuadros técnicos nucleares, pero llevó adelante proyectos mal administrados, conducidos íntegramente por el sector público, que no tenían en cuenta la viabilidad económica ni las proyecciones comerciales”.” Eso redundó en un sector con capital humano de calidad, pero mal pago y con retornos para la sociedad subóptimos”.

Ravier afirmó que “bajo el Presidente Milei, el Estado ahora conduce, regula y define prioridades, mientras que el sector privado invierte. La inclusión de capitales privados permite aprovechar el máximo de capital humano y a lo largo de los próximos años jerarquizará los salarios del sector y generará mejores resultados para la sociedad”.

El vocero de Javier Milei aseveró que “No hay vaciamiento del sector como acusan algunos kirchneristas. La última semana se vencieron contratos temporales en la Comisión Nacional de Energía Atómica de personal contratado en 2023 porque era personal que, por sus características, ya no era necesario para las tareas del organismo”.

Ravier sostuvo que “el sector nuclear es más grande que el Estado, y debe estar al servicio de la sociedad. La inversión de Meitner muestra que el sector crecerá y pagará mejores salarios gracias a la reducción de la participación estatal y el ingreso de capitales ” privados”.

El funcionario se refirió al uranio en la Argentina y su destino. “En la Argentina hay 35.000 toneladas de uranio identificadas. Se estima que hay entre 100.000 y 200.000 toneladas más sin identificar en nuestro territorio. Hoy el valor de mercado para exportación es 170.000 dólares la tonelada, o sea, meramente en recursos naturales podríamos contar con 40.000 millones en exportaciones, sin contar las cadenas de valor adyacentes”.

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ALMA-SADI: Energía adjudicó 700 MW de almacenamiento en baterías para reforzar el sistema eléctrico y reducir cortes

El Gobierno Nacional formalizó la adjudicación de la licitación “Alma SADI” mediante la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, completando así el proceso de incorporación de centrales de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) en nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Se adjudicaron 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos de 5 empresas a lo largo de 7 regiones del país: PBA, NOA, NEA Chaco-Formosa, NEA Misiones-Corrientes, Litoral Entre Ríos, Litoral Santa Fe y Pampa. La inversión estimada para esta primera etapa es de U$S 700 millones, describió Energía.

Las empresas adjudicatarias son GENNEIA (7 proyectos), DQD Energy (8 proyectos), 360 Energy Solar (3 proyectos), ALUAR (1 proyecto) e INTERMEPRO (1 proyecto).

La adjudicación es el resultado de un proceso licitatorio de amplia respuesta del sector privado. El 27 de mayo 37 empresas nacionales e internacionales presentaron 235 ofertas técnicas por 8.338 MW — más de 11 veces el objetivo de 700 MW —, lo que evidenció el fuerte interés del mercado nacional e internacional por invertir en infraestructura energética en la Argentina.

Luego de la evaluación técnica y la apertura de los sobres con las ofertas económicas, realizada el 24 de junio, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) elaboró el Informe de Preadjudicación que sirvió de base para la resolución 155/2026.

La distribución geográfica de los proyectos adjudicados refleja el carácter federal de la iniciativa, con presencia en las regiones con mayor demanda y mayores necesidades de refuerzo del sistema: PBA (185 MW), NOA (150 MW), NEA Chaco-Formosa (161,5 MW), NEA Misiones-Corrientes (50 MW), Litoral Entre Ríos (50 MW), Litoral Santa Fe (36 MW) y Pampa (68 MW), se detalló.

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 eléctrico para usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Esta adjudicación se apoya en el antecedente del “Alma-GBA”, la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina, en la que el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40 % el objetivo inicial de 500 MW, con una inversión estimada en U$S 540 millones. Actualmente se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha.

“Alma SADI” es una medida contemplada en el plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, eliminar los cuellos de botella que durante dos décadas provocaron cortes e interrupciones, y lograr que los usuarios cuenten con un servicio cada vez más confiable y de mayor calidad, destacó la S.E.

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Pablo Sampallo, nuevo Gerente Comercial y de Desarrollo de Negocios de Milicic S.A.

Pablo Sampallo asume la Gerencia Comercial y de Desarrollo de Negocios de Milicic S.A. a partir de este mes. Con una trayectoria destacada en la industria automotriz y minera liderará la estrategia comercial de la compañía en un momento clave para las operaciones de Milicic. Sampallo reemplaza en el cargo a Gustavo Mas.

La incorporación de Sampallo se da en el marco del plan de desarrollo de capacidades y fortalecimiento de la propuesta de valor de Milicic S.A. Desde su nuevo rol, será responsable de liderar la estrategia comercial de Milicic en los diferentes segmentos de mercado, afianzar la expansión regional y generar nuevas oportunidades de negocio, con foco en modelos colaborativos, alianzas estratégicas y la relación con actores destacados de los entornos en los que operamos.

“Estamos convencidos de la visión estratégica que aportará Pablo en su nuevo rol. Su conocimiento del sector minero, experiencia en la gestión de cadena de suministros y visión integral sobre nuestros segmentos estratégicos serán claves para abordar los desafíos futuros que asumimos para nuestro desarrollo en Argentina y la región”, destaca María de los Ángeles Milicic, Gerente General de Milicic S.A.

Sampallo es un ejecutivo con más de 30 años de experiencia en el liderazgo de la gestión de Cadena de Suministros, Compras Globales y Logística con una sólida trayectoria en Ventas, Marketing, Postventa y Distribución. Desarrolló gran parte de su carrera en General Motors, con responsabilidades gerenciales y de dirección en Argentina, Brasil, Chile, Ecuador y Medio Oriente. Más recientemente, lideró la estrategia de Supply Chain en Cerro Negro (Newmont Mining), donde supo combinar una mirada comercial con una gestión operativa de excelencia y el desarrollo de proveedores locales.

Comenzó sus primeros pasos profesionales en Boehringer Mannheim y SKF. Es Licenciado en Organización de la Producción por la Universidad Argentina de la Empresa (UADE). Cuenta con una maestría en Administración de Empresas por la Universidad Austral y una especialización en Gestión de Proyectos por UADE.

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Alianza Mastercard – YPF para expandir el ecosistema de pagos en la Argentina

Mastercard e YPF Digital anunciaron una alianza estratégica a largo plazo para integrar nuevas capacidades de pago y beneficios en APP YPF. El primer paso será el lanzamiento de una tarjeta prepaga Mastercard, que estará disponible para los usuarios hacia fines de este año.

La tarjeta prepaga Mastercard YPF ofrecerá a los usuarios la posibilidad de realizar compras tanto en comercios físicos como virtuales de la red global de Mastercard y acceder a múltiples beneficios. De esta manera, APP YPF ampliará su alcance más allá de las estaciones de servicio e incorporará una nueva solución de pago pensada para el día a día de las personas.

Mauro Cercos, gerente general de YPF Digital, afirmó que “Trabajar con Mastercard nos permite potenciar nuestra propuesta de valor y seguir evolucionando nuestro ecosistema digital, incorporando soluciones de pago innovadoras que amplían el alcance de APP YPF y simplifican la experiencia de nuestros usuarios dentro y fuera de nuestras estaciones”.

Florencia Solazzi, Cluster Leader para Mastercard Argentina y Uruguay expresó que “Esta alianza con YPF Digital suma nuestras soluciones de pago y tecnología a uno de los ecosistemas digitales con mayor capilaridad del país, acercando nuevas oportunidades, beneficios y experiencias de Mastercard a millones de argentinos que ya usan la aplicación”.

Con el lanzamiento de este nuevo medio de pago y el acuerdo estratégico entre ambas compañías se abre la puerta para una nueva gama de beneficios y promociones para los usuarios de YPF en categorías como gastronomía, movilidad, entretenimiento y otros rubros.

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Daniel González: Acerca de la provisión de gas y el precio de los combustibles

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, sostuvo que “hoy hay producción y transporte de gas suficientes para satisfacer perfectamente toda la demanda prioritaria del país”.

Agregó, en declaraciones periodísticas, que “el consumo está muy lejos de Vaca Muerta y los números no cierran para hacer infraestructura por 10 días de consumo pico”, en alusión a la necesidad de completar el abastecimiento interno con GNL importado durante el invierno.

Justificó así la decisión del gobierno, adoptada en 2024, de no avanzar con la Etapa 2 (Salliqueló-San Jerónimo) de la traza original del Gasoducto troncal ahora denominado Perito Moreno (Antes GPNK).

El funcionario refirió al respecto que “el año que viene la empresa TGS va a inaugurar un proyecto de iniciativa privada que va a incrementar el transporte de gas natural en 14 millones de metros cúbicos”, ampliando capacidad en el Tramo I del GPM.

González sostuvo además que “los cortes (eventuales del suministro a industrias) no son distintos en el norte del país que en el resto de la Argentina”, y replicó cuestionamientos señalando que “hay industrias que no tienen cortes porque eligieron comprar el GNL” (cuyo costo triplica al del gas natural producido a nivel local).

El funcionario expresó que “nosotros queremos transparentar el costo de la energía para que cada actor económico pueda tomar decisiones racionales de consumo”.

.Combustibles

Con respecto a los combustibles comercializados en el mercado local, y su evolución, González señaló que “las petroleras deciden trasladar o no el Impuesto al Combustible (ICL y al monóxido de Carbono) , nosotros ya no intervenimos más en los precios de los combustibles”.

Cabe referir que la carga impositiva que grava a los combustibles la decide el ministerio de Economía. Constituye uno de los principales ingresos al fisco. también decide la secuencia de aplicación considerando su impacto en el precio de las naftas y el gasoil y su incidencia en la inflación, de modo que es remota la posibilidad de que las empresas refinadoras decidan no trasladarlo a los precios en surtidor.

Desde 2024 se acumularon atrasos en el ajuste de estos gravámenes ya que Economía los ha venido aplicando parcialmente. De hecho, desde el 1° de julio se repite ese criterio.

A través del Decreto 562/2026, el Gobierno dispuso un incremento de 1 % en ambos impuestos, a la vez que determinó su aplicación parcial en el mes en curso.

El decreto puntualizó que “el incremento total que resulte del remanente de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, junto con la del primer trimestre de 2026, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de agosto de 2026, inclusive”.

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Casi 15.000 fracturas en seis meses: Vaca Muerta rompió en junio su techo mensual histórico

Entre enero y junio se completaron 14.958 etapas de fractura hidráulica en la formación neuquina. Junio aportó 2.760, algo que no se veía desde que existen registros de la actividad, en 2013. Si el segundo semestre repite el ritmo del primero, el año cerrará arriba de las 28.000 punciones.

Hay un número que en la industria del shale funciona como termómetro adelantado: las etapas de fractura. Y ese termómetro acaba de marcar fiebre. Vaca Muerta acumuló 14.958 punciones en la primera mitad de 2026, según el relevamiento que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, para la Fundación Contactos Energéticos.

Junio fue el mes que quebró la serie. Las 2.760 etapas completadas representan el registro mensual más alto desde 2013, un 11,1% arriba de mayo. La comparación interanual impresiona más todavía: en junio de 2025, todas las operadoras juntas habían llegado a 1.968.

Mes a mes, el semestre no tuvo baches. Enero arrancó con 2.401 operaciones y febrero apenas cedió, con 2.371. Marzo subió a 2.616, abril retrocedió a 2.335, mayo recuperó con 2.484 y junio coronó con el récord. ¿Por qué importa tanto este indicador? Porque cada etapa de fractura habilita nuevos tramos de pozo horizontal a entrar en régimen, de modo que el volumen de punciones de hoy suele leerse como la producción de los próximos meses.

YPF volvió a encabezar el ranking de operadoras activas en junio. Detrás, el acumulado semestral muestra a Shell con 577 etapas (367 en el bloque petrolero Cruz de Lorena y 210 en Bajada de Añelo, su principal apuesta gasífera), a TotalEnergies con 426 concentradas casi por completo en el desarrollo de gas de Aguada Pichana Este, a Chevron con 382 en El Trapial y a Phoenix con 306 en Mata Mora Oeste.
Hubo además un debutante. GeoPark ejecutó sus primeras 119 etapas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este y se sumó así al grupo de compañías con actividad en la formación durante este año.

El telón de fondo ayuda a dimensionar el dato. Neuquén viene de tocar en enero su máximo productivo histórico, con 610.715 bbp/d de petróleo, un tercio más que un año atrás, y prácticamente todo ese crudo (el 97%) sale de Vaca Muerta. Puertas afuera de la provincia, la Bolsa de Comercio de Rosario calcula que el país podría promediar más de 900.000 bbp/d durante 2026. De cumplirse, quedaría atrás el pico de 1998, que resistió como referencia durante casi tres décadas.

Ahora bien, romper récords de actividad con el Brent en torno a US$72 por barril no cuesta lo mismo que hacerlo con el crudo inflado por la guerra en Medio Oriente, como ocurrió entre marzo y mayo. La renta extraordinaria de ese trimestre ya no está.

Lo que viene, entonces, se juega menos en la cantidad de punciones y más en cuánto cuesta cada una: eficiencia operativa y estructura de costos definirán si el semestre récord se traduce en márgenes o queda solo en volumen.

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Buenos Aires avanza con el almacenamiento de energía en baterías para fortalecer el sistema eléctrico

La Provincia de Buenos Aires, a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA), incoporará nueva capacidad de almacenamiento de energía en el marco del Programa Provincial de Almacenamiento de Energía en Baterías, una iniciativa que permitirá fortalecer el sistema eléctrico bonaerense y mejorar la calidad del servicio en zonas estratégicas.

Impulsado por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el programa prevé la instalación de Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) con el objetivo de incrementar la confiabilidad del suministro eléctrico en nodos críticos de la provincia.

El proyecto -con una inversión que se estima en 31.200 millones de pesos- contempla una potencia total de 25 MW y una capacidad de almacenamiento de 125 MWh, que se distribuirán en cuatro nodos estratégicos: Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento.

El inicio de las obras está previsto para el segundo semestre de este año, mientras que la puesta en operación de los sistemas se proyecta para enero de 2027, planificado para resolver los picos de consumo de energía por las altas temperaturas.

La incorporación de esta tecnología permitirá optimizar el uso de la infraestructura eléctrica existente, reducir restricciones en el sistema de transporte, brindar mayor flexibilidad operativa, facilitar la integración de energías renovables y disminuir la utilización de generación térmica de respaldo.

El programa se financia mediante el Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), canalizado a través del FITBA, consolidando un esquema que articula la planificación pública, el financiamiento específico y la implementación operativa a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA), describió la Subsecretaría de Energía.

Con esta iniciativa, la Provincia continúa avanzando en la modernización de su sistema energético, incorporando soluciones tecnológicas que fortalecen la red eléctrica, mejoran la respuesta ante la demanda y acompañan la transición hacia una matriz energética más eficiente y sustentable, destacó BAESA.

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Petrobras consolida su producción récord y sale a buscar socios fuera de Brasil

La petrolera estatal brasileña atraviesa 2026 con máximos históricos en el presal y una agenda de expansión internacional que incluye un acuerdo con Pemex.

Pocas veces Petrobras llegó a mitad de año con números como los actuales. Entre enero y marzo, la producción operada total alcanzó 4,65 millones de barriles equivalentes por día. El presal aportó 2,66 millones de boed. Las dos marcas quedaron como récords de la compañía. Y la tendencia no se frenó ahí: en abril, la producción propia de petróleo en Brasil trepó hasta 2.733 mbpd, empujada por la entrada en operación de nuevas plataformas. Una de ellas, la P-79, arrancó en Búzios, el gigante de la cuenca de Santos.

El desempeño del campo justifica el protagonismo. Búzios, el mayor yacimiento de aguas ultraprofundas del mundo, alcanzó una producción acumulada de 1.000 millones de barriles equivalentes apenas cinco años después de su entrada en operación. Marlim, en la cuenca de Campos, había tardado 11 años en llegar a esa marca, y Tupi, en el presal, nueve.

Justamente Tupi, otro de los pilares del presal, dejó novedades societarias en el arranque del año. Tras la primera redeterminación del reservorio compartido en la cuenca de Santos, la participación de Petrobras subió de 67,216% a 67,457% y, como parte del ajuste financiero cerrado el 31 de marzo, la estatal recibió cerca de R$ 3.000 millones de sus socias Shell y Petrogal, mientras pagó unos R$ 600 millones al gobierno federal a través de Pré-Sal Petróleo.

Puertas afuera, la estatal también acelera. El 23 de junio, su presidenta, Magda Chambriard, recibió en Río de Janeiro al CEO de Pemex, Juan Carlos Carpio, y ambos firmaron un memorando de entendimiento para explorar oportunidades conjuntas en exploración, producción y refinación. La ejecutiva aclaró que la cooperación no se limita a México: mencionó a Brasil y a países de África como destinos posibles.

Sobre el escenario de precios, la conducción de Petrobras espera que el barril se estabilice entre US$ 72 y US$ 75, un piso que garantiza rentabilidad a los desarrollos de aguas ultraprofundas y respalda el plan de expansión de la compañía para los próximos años.

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El gobierno anunció la presentación de un proyecto de inversión privada estadounidense en energía nuclear

La empresa de origen estadounidense Meitner Energy (Ansari Group) presentó al gobierno nacional un proyecto de iniciativa privada para construir en el sitio Atucha, el reactor modular (SMR)ACR-300, de Generación III+ y tecnología PWR, con una potencia aproximada de 300 MWe.

“Se trata de un diseño de ingenieros argentinos. No se trata de un prototipo sino de una primera versión comercial, y su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial”, destacaron desde la conducción de Nucleoeléctrica Argentina.

La inversión estimada asciende a U$S 1.200 millones y será financiada íntegramente con capitales privados estadounidenses.

“Un hito para el sector atómico nacional y para el mercado argentino en expansión”, se destacó tras una reunión que encabezó el ministro de Economía, Luis Caputo, con Teófilo Lacroze, CEO de Meitner Energy.

“Por el monto y la innovación tecnológica el proyecto será adminsible en el Súper RIGI”, anticipó Economía.

El acuerdo, se indicó, otorga a Nucleoeléctrica “el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado”.

Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central, se puntualizó.

Acerca del proyecto, se indicó que “el plazo previsto para la construcción es de aproximadamente cinco años, una vez aprobada la inciativa por el Ministerio de Economía y obtenido el licenciamiento a cargo de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN)”.

Se estima la creación de alrededor de 2.000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación.

El Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Nápoli, participó de la reunión, y a su término expresó que “Eas exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte capital asumiendo el riesgo”. “Todo esto va en consonancia con los lineamientos de la política nuclear argentina que presentamos a finales de mayo”, añadió.

El funcionario reconoció que “la Argentina tiene más de setenta años de trayectoria nuclear, instituciones de primer nivel y talento reconocido en todo el mundo”. Y sostuvo “que una empresa privada elija a nuestro país para construir su primer reactor confirma que ese capital técnico, con las condiciones correctas, se transforma en inversión, trabajo y energía limpia de base”.

El anuncio de este proyecto se produce en una semana de conflicto en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), luego que el Gobierno resolviera no renovar 61 contratos en el organismo. Desde ATE denunciaron el hecho como un intento de desmantelamiento del Organismo, y advirtieron sobre una posible privatización del área.

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MEGSA-CAMMESA: 20,65 MMm3/d para la 2 Q de julio. PPP u$s 4,76 en GBA

El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 13/07/2026 al 02/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se registraron 24 ofertas por un volumen total de 20.650.000 metros cúbicos día, y Precios Promedio Ponderado de U$S 3,98 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,76 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Desde Neuquén se ofrecieron 8.550.000 m3/día. Desde Chubut 3.800.000 m3/día. Desde Tierra del Fuego 6.400.000 m3/día. Desde Noroeste 1.000.000 m3/día, y desde Santa Cruz 900.000 m3/día.

Los PPP en el PIST fueron de U$S 4,15 el MBTU desde Neuquen y desde Noroeste; U$S 3,82 el MBTU desde Chubut y Santa Cruz; y U$S 3,83 desde Tierra del Fuego.

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El ENReGE instruye a transportadoras y distribuidoras a inscribirse en el RITE

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) instruyó, a través de la Resolución 199/2026, a las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural y a las concesionarias de transporte y distribución de electricidad de jurisdicción federal, a inscribirse en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), dependiente de la Oficina Anticorrupción. Tendrán un periodo de un año para adherirse.

El nuevo Directorio del ENReGE, integrado por su vicepresidente, Vicente Serra; el vocal primero, Marcelo Nachón; la vocal segunda, Griselda Lambertini; y el vocal tercero, Sergio Falzone, concluyó que resulta oportuno y necesario instrumentar políticas de promoción de integridad, transparencia y buenas prácticas empresariales impulsadas por el Estado Nacional.

Esta propuesta constituye una herramienta apropiada para promover una interacción entre el organismo regulador y los actores del sector privado, guiada por los valores de transparencia, competitividad y eficiencia, con el fin de profundizar la prevención y la lucha contra la corrupción, así como combatir los factores que puedan favorecer conductas ilícitas, se indicó.

Por otro lado, los demás sujetos de la industria del gas definidos en la Ley Marco 24.076, así como los otros agentes y actores reconocidos del mercado eléctrico conforme a la Ley 24.065, quedan invitados a inscribirse al RITE durante un periodo de adhesión de dos años, siguientes a la entrada en vigencia de la resolución 199/26.

El ENReGE tiene como objetivo principal alcanzar los estándares internacionales aplicados por distintos entes reguladores, siguiendo los lineamientos propuestos por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) para favorecer la inserción de la República Argentina en el comercio mundial, conforme a lo previsto en el artículo 3° del Decreto 70/2023.

Cabe recordar que el RITE funciona como una plataforma online, gratuita y de adhesión voluntaria, destinada a ayudar a organizaciones de todos los tamaños a desarrollar, mejorar y registrar sus programas de integridad y su vinculación con distintos organismos del Estado.

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¿Por qué la Argentina sigue atrayendo tan poca inversión extranjera?

La Argentina atraviesa uno de los mejores momentos de su historia energética, pero ese desempeño todavía no se refleja en un ingreso significativo de inversión extranjera directa. Mientras el Gobierno destaca los anuncios de grandes proyectos y las reformas promercado, los datos muestran que el país continúa rezagado en la región. ¿Qué explica esta brecha entre el potencial económico y las decisiones de inversión?

En lo que va de 2026, la balanza comercial energética argentina atraviesa uno de los mejores momentos de su historia. El país consolidó su condición de exportador neto de energía gracias al crecimiento de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta y a la fuerte reducción de las importaciones de combustibles.
Los datos reflejan la magnitud del cambio. En enero, el superávit energético alcanzó los US$ 618 millones, equivalente a cerca del 31% del superávit comercial total del mes; en el primer trimestre llegó a un récord de US$ 2.405 millones, el mayor registrado para ese período desde que existen estadísticas comparables; en marzo obtuvo un saldo positivo de US$ 1.090 millones, máximo histórico mensual; y en mayo ascendió a US$ 1.513 millones, aportando alrededor del 43% del superávit comercial del país.

Este desempeño responde al crecimiento sostenido de las exportaciones de petróleo desde Vaca Muerta, al aumento de la producción de gas natural —que redujo significativamente la necesidad de importar GNL y combustibles líquidos— y a un contexto internacional de precios del petróleo relativamente elevados, que favoreció el valor de las exportaciones.

Las perspectivas para el resto de 2026 también son alentadoras. Si se mantienen los actuales niveles de producción y los precios internacionales, distintas estimaciones ubican el superávit energético anual en torno a los US$ 11.000 millones, lo que constituiría un nuevo récord histórico.
La energía parece haber encontrado el rumbo. La incógnita es si el resto de la economía y, especialmente, la capacidad del país para atraer inversiones estarán a la altura de ese desempeño.

¿Y las inversiones?

Durante el último año, el presidente Javier Milei ubicó a la inversión extranjera directa (IED) en el centro de su discurso económico, presentándola como uno de los principales indicadores del éxito de las reformas impulsadas por su administración. Según sostuvo en noviembre de 2025, los anuncios de inversión vinculados a proyectos estratégicos —entre ellos el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los desarrollos conjuntos entre YPF y ENI y diversas iniciativas tecnológicas— alcanzaban la exorbitante cifra de US$ 100.000 millones. Se trata de una cifra significativa, equivalente a más de la mitad de toda la inversión extranjera directa recibida por América Latina en un año.

El Gobierno identifica al RIGI como la principal herramienta para canalizar inversiones de gran escala hacia sectores estratégicos como minería, energía, hidrocarburos, litio, cobre e infraestructura, bajo la premisa de que la estabilidad normativa y los incentivos de largo plazo constituyen condiciones indispensables para atraer capital internacional. Al mismo tiempo, reconoce que la consolidación de ese proceso requiere resolver limitaciones estructurales, entre ellas el déficit de infraestructura y el elevado costo del financiamiento.
En este contexto, resulta significativo que el mayor proyecto presentado bajo el RIGI corresponda a una empresa de mayoría estatal: YPF anunció para el desarrollo LLL Oil una inversión prevista de US$ 25.000 millones a ejecutarse durante quince años.

Sin embargo, para evaluar estos anuncios resulta conveniente distinguir entre compromisos de inversión y flujos efectivos de inversión extranjera directa. No todos pueden distinguir la diferencia. Los anuncios reflejan decisiones empresariales cuya ejecución puede extenderse durante varios años, mientras que la IED registra exclusivamente el capital que efectivamente ingresa al país en un período determinado y se contabiliza en la balanza de pagos. Esta diferencia metodológica explica por qué un elevado volumen de proyectos anunciados no necesariamente se traduce, al menos en el corto plazo, en un incremento equivalente de la inversión efectivamente registrada.

La Argentina frente a América Latina

La minería y la energía constituyen hoy los principales motores de la inversión extranjera directa en América Latina. Una parte sustancial de los US$ 194.233 millones recibidos por la región en 2025 se concentró en proyectos vinculados con hidrocarburos, minerales críticos, energías renovables e infraestructura energética, sectores impulsados por la transición energética y la creciente demanda de recursos estratégicos.
Brasil volvió a consolidarse como el principal receptor regional al captar US$ 77.676 millones —casi el 40% del total latinoamericano—, impulsado por inversiones en petróleo offshore, energías renovables, biocombustibles e infraestructura. México recibió US$ 43.221 millones gracias al proceso de nearshoring y a su integración productiva con Estados Unidos. Chile captó US$ 14.152 millones apoyado en el cobre y el litio; Perú recibió US$ 11.794 millones destinados principalmente a proyectos mineros; y Colombia obtuvo US$ 11.469 millones concentrados en hidrocarburos, minería y energías renovables.

En conjunto, estos cinco países concentraron alrededor del 81% de toda la inversión extranjera directa recibida por América Latina durante 2025, confirmando que la disponibilidad de recursos naturales estratégicos, la integración a las cadenas globales de valor y la capacidad para desarrollar proyectos de gran escala continúan siendo los principales determinantes de la localización del capital internacional.

El caso argentino contrasta con ese escenario. En 2025 el país captó apenas US$ 3.134 millones, equivalentes al 1,6% de la inversión extranjera directa recibida por América Latina y el Caribe, ubicándose por detrás de Brasil, México, Chile, Perú y Colombia. Esta brecha plantea un interrogante central: ¿por qué un país que atraviesa uno de los mejores momentos de su historia energética continúa recibiendo una proporción tan reducida de la inversión extranjera que llega a la región?

¿Por qué tan poco?

Desde la perspectiva de los inversores internacionales, la estabilidad de un país no depende únicamente de sus indicadores macroeconómicos, sino también de la previsibilidad institucional y de la continuidad de las políticas económicas.
En ese sentido, la Argentina registró avances significativos durante el último año, aunque todavía no reúne las condiciones necesarias para ser percibida como un destino plenamente consolidado para inversiones de largo plazo.

Entre los aspectos mejor valorados se destacan la marcada desaceleración de la inflación respecto de 2023 y 2024, la obtención de superávit fiscal primario —e incluso financiero en varios meses—, la flexibilización gradual de las restricciones cambiarias, la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y el compromiso oficial con una agenda de reformas orientadas al mercado.

Estas señales mejoraron la percepción macroeconómica del país, pero aún conviven con dudas sobre la continuidad de las reformas y su sostenibilidad más allá del actual ciclo político.

Persisten, además, factores que continúan elevando la percepción de riesgo. El prolongado historial de modificaciones en los regímenes cambiario, tributario y regulatorio debilitó la previsibilidad de las reglas económicas; el riesgo político sigue siendo particularmente relevante para proyectos de minería, energía e infraestructura, cuya recuperación de la inversión puede extenderse entre veinte y cuarenta años; y, aunque el costo del financiamiento disminuyó, el riesgo país continúa siendo elevado en comparación con la mayoría de las economías latinoamericanas, encareciendo el acceso al crédito y aumentando el costo de oportunidad del capital. A ello se suma un aspecto que los grandes inversores consideran decisivo: la fortaleza institucional.
La independencia del Poder Judicial, la estabilidad regulatoria y la capacidad del Estado para garantizar el cumplimiento de las reglas de largo plazo pesan tanto como los indicadores económicos al momento de decidir una inversión.

Geopolítica, ideología e inversión

En el debate público suele asumirse que una relación estratégica con Estados Unidos se traduce automáticamente en un mayor ingreso de inversión extranjera directa. La evidencia disponible no confirma esa conclusión.
Una estrecha relación política y diplomática con Washington puede fortalecer la confianza institucional, mejorar la percepción de estabilidad macroeconómica y facilitar el acceso al financiamiento internacional —en parte por la influencia que Estados Unidos ejerce en organismos como el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial—, además de favorecer inversiones en sectores estratégicos como energía, minería, tecnología, defensa y telecomunicaciones.
Del mismo modo, la creciente competencia geopolítica entre Estados Unidos y China incrementó el interés por asegurar el abastecimiento de minerales críticos, recursos energéticos y cadenas de suministro más seguras, generando oportunidades para países capaces de ofrecer estabilidad, previsibilidad y proyectos competitivos. Sin embargo, ninguno de estos factores sustituye el criterio central de cualquier decisión empresarial: la rentabilidad esperada.

La experiencia latinoamericana resulta ilustrativa. Brasil continúa siendo el principal receptor regional de inversión extranjera por el tamaño de su mercado, su base industrial y sus recursos energéticos y mineros; México mantiene un flujo sostenido de capitales gracias a su integración productiva con Estados Unidos a través del T-MEC y al proceso de nearshoring; Chile preserva su atractivo por su liderazgo mundial en cobre y litio; y Colombia continúa captando inversiones apoyada en sus recursos naturales.
Se trata de ventajas estructurales que anteceden a los gobiernos actuales y que probablemente subsistan más allá de los cambios políticos.

Además, una parte considerable de la inversión extranjera responde a decisiones adoptadas varios años antes de su ejecución: una mina de cobre, un proyecto de litio o un desarrollo petrolero pueden requerir entre cinco y diez años desde la exploración hasta el desembolso de la mayor parte del capital, razón por la cual los flujos observados durante un gobierno reflejan, en parte, decisiones tomadas bajo administraciones anteriores.
Este fenómeno también explica por qué gobiernos identificados con distintas orientaciones ideológicas continuaron recibiendo importantes inversiones. Bajo Luiz Inácio Lula da Silva se mantuvieron incentivos para la inversión industrial, energética y vinculada a la transición verde; durante la administración de Andrés Manuel López Obrador, el nearshoring y el T-MEC impulsaron una fuerte entrada de capitales pese a las diferencias con algunas empresas privadas; Gabriel Boric promovió reformas preservando los pilares institucionales de Chile, mientras la minería siguió atrayendo inversiones; y Gustavo Petro generó incertidumbre en algunos segmentos del sector hidrocarburífero sin impedir que Colombia continuara captando capitales mediante proyectos ya iniciados y nuevas inversiones en otros sectores.
Las comparaciones sugieren, por lo tanto, que la orientación ideológica de un gobierno puede influir, de manera positiva o negativa, en la inversión extranjera.
Sin embargo, son las políticas que efectivamente implementa y la credibilidad que estas generan las que, en última instancia, determinan las decisiones de inversión. El capital es, en ese sentido, mucho más pragmático de lo que suele suponerse.
La situación argentina presenta una particularidad adicional. Si bien el Gobierno impulsó un conjunto de reformas orientadas al mercado, los inversores todavía evalúan si esas transformaciones lograrán consolidarse más allá del actual mandato y si la mayoría de los proyectos vinculados al RIGI alcanzará la etapa de desembolsos efectivos.

En otras palabras, el interrogante ya no parece ser si la Argentina ofrece oportunidades de inversión —sus recursos naturales y el desempeño reciente del sector energético indican claramente que sí—, sino si será capaz de demostrar que las condiciones que hoy vuelven atractivos esos proyectos permanecerán vigentes durante las próximas dos o tres décadas.

En definitiva, la estabilidad macroeconómica, la calidad institucional, la previsibilidad de las reglas y la capacidad para sostener políticas de largo plazo continúan pesando mucho más que cualquier alineamiento geopolítico o afinidad ideológica.

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Nuevos precios para el biodiesel y el bioetanol

A través de la resolución 148/2026 la Secretaría de Energía fijó en $ 1.924.080 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 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio 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.

Por otra resolución (149/2026) Energía fijó en PESOS UN MIL CUARENTA Y TRES CON SEISCIENTAS QUINCE MILÉSIMAS ($ 1.043,615) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, fijó en PESOS NOVECIENTOS CINCUENTA Y SEIS CON QUINIENTAS CINCO MILÉSIMAS ($ 956,505) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá durante el mes de julio 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.

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Rigen aumentos para julio en tarifas de luz y gas. Promedian 1,5 y 3,01 %

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) oficializó una serie de resoluciones estableciendo los incrementos que rigen desde el 1 de julio para las tarifas que deberán pagar los usuarios de gas y de electricidad. Las subas promedian 3,01 por ciento para el gas, y 1,5 por ciento para la electricidad en el AMBA, indicaron fuentes del ministerio de Economía.

Los aumentos en éstas tarifas (para transportadoras y para distribuidoras) se componen por la aplicación de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada en 2024, que comprende 31 cuotas mensuales y consecutivas (hasta mediados de 2027), y el ajuste mensual en base a la evolución de un indicador que combina el IPIM y el IPC del INDEC, que para julio es de 2,39 por ciento.

A modo de referencia, cebe señalar que el aumento promedio para un Usuario R23 (consumo de entre 801 y 1.000 m3 año) del área a cargo de MetroGAS es de 2,9 por ciento respecto a la tarifa de mayo.

En el caso de la electricidad se establece para las distribuidoras del AMBA, Edenor y Edesur, la actualizacion mensual en julio del Costo Propio de Distribución (CPD) que es de 2,95 % en el caso de Edenor, y de 2,76 % para Edesur, y un Valor Agregado de Distrbución (VAD) de $ 68,182 (Edenor), y $ 62,470 (Edesur).

Con respecto al gas, la Secretaría de Energía estableció el Precio Anual Uniforme (PAU) que es trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar 2023-2028”. El PAU se aplica a los consumos de gas realizados durante el año 2026.

En cuanto a las tarifas parcialmente subsidiadas, según bloques de consumo, a través del Decreto 943/25 se dispuso que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, (Subsisios Focalizados) 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”.

El D-943/25 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que incluye a 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.

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 Ente 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 la Ley 24.076 (marco regulatorio).

Se trata del precio del gas en el PIST a trasladar a los usuarios finales en función del GNL regasificado y de los volúmenes no contemplados en la conformación del Precio Anual Uniforme (PAU).

El ENReGE oficializó los incrementos a través de Resoluciones que comprenden a las empresas TGS, TGN, Enarsa, Cía. Entrerrina de Gas, Gas Andes, Gasoducto Norandino, Gas Link, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Transportadora de gas del Mercosur, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, GasNea, Litoral Gas, MetroGAS, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas Cuyana, Naturgy BAN.

También a Transener, Transpa, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transcomahue, Transba, EPEN, Transacue, Yacylec, DPEC, Limsa, Litsa, Interandes, Enecor, Edersa, Edenor y Edesur.

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Prorrogaron por julio la “bonificación extraordinaria” para usuarios de gas y electricidad incluidos en el SEF

La secretaría de Energía de la Nación decidió prorrogar para el mes de julio la “bonificación adicional extraordinaria” del 25 % que fuera establecida para el mes de mayo último (Resolución 111/2026) sobre el consumo base de gas, aplicable a los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, comprendidos por el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado en diciembre de 2025 (Decreto 943).

Asimismo, dicha Secretaría estableció, también para el mes de julio, una “bonificación adicional extraordinaria” del 16,59 %, sobre el consumo base de electricidad, aplicable a los usuarios alcanzados por el Régimen de SEF, en reemplazo de la menor bonificación (11,97 %) prevista para el mismo mes por la Resolución 109/2026. El consumo que exceda al “Base” establecido tanto para el gas como para la electricidad habrá de facturarse con la tarifa plena vigente.

La medida fue oficializada a través de la resolución 146/2026, y señala que las “bonificaciones adicionales extraordinarias” se adicionarán a la bonificación general prevista en el Decreto 943/25.

Se trata del decreto que creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados para usuarios de Gas y de Electricidad, fijando un tope de ingresos equivalente a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) del INDEC, eliminando los niveles de segmentación (por ingresos N1,N2 y N3) anteriores.

El D-943/25 determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluido por redes a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF.

Por el Artículo 8° del citado decreto se determinó la “bonificación adicional extraordinaria” sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar a los usuarios durante el año 2026, que se adicionará a la bonificación general “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”.

En el caso de la energía eléctrica, corresponde aplicar en julio la bonificación adicional 16,59 % sobre el consumo base de 300 kilovatios por hora (kWh) mensuales de los usuarios residenciales beneficiarios del SEF, “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, se consideró.

El decreto faculta a la S.E. a “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, la R-146 puntualizó que “quedarán alcanzadas por la bonificación 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), considerando en estos casos la totalidad del volumen consumido.

La Resolución instruye al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad para aplicar los dispuesto, incluyendo los cuadros tarifarios y en los mecanismos de facturación correspondientes.

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Energía prorrogó hasta diciembre la concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante (MZA)

La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 145/2026, que HIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A. (HIDISA), concesionaria del Sistema Hidroeléctrico Diamante (Mendoza) continuará operando el Complejo Hidroeléctrico que fuera otorgado en concesión por 30 años (en 1994), hasta el 15 de diciembre de 2026, “salvo adjudicación por Concurso Público Nacional e Internacional, competitivo y expeditivo previo”.

Se trata de la cuarta prórroga dispuesta por el gobierno desde 2024, a la vez que ratificó su decisión de volver a concesionar el complejo hidroeléctrico.

La actual concesionaria deberá remitir “dentro de los 5 días corridos de la entrada en vigencia” de la R-145 la Carta de Adhesión correspondiente. Una vez remitida la adhesión antes referida, la Concesionaria continuará operando el Sistema hidroeléctrico”.

En caso de no efectuarse la adhesión referida, la concesionaria estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 90 días corridos, con el fin de que el Estado Nacional adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994.

Situada sobre el río Diamante, en Mendoza, HIDISA tiene una concesión por 30 años desde octubre de 1994 para la generación, venta y comercialización de electricidad del sistema hidroeléctrico Diamante. Con 388 MW, representa el 0,9 % de la capacidad instalada de Argentina, y está conformado por tres represas y tres plantas generadoras de energía hidroeléctrica (Agua del Toro, Los Reyunos y El Tigre).

El Sistema Diamante cubre una longitud total de aproximadamente 55 km y una altura comprendida entre los 873 m y 1.338 m sobre el nivel del mar.

Desde 1990 a 2023, la generación anual promedio fue de 526 GWh, con un máximo de generación de 943 GWh alcanzado en 2006 y un mínimo de 303 GWh registrado en 2022. Pampa Energía tiene una participación directa del 61 % sobre el capital accionario de HIDISA.

El articulado de la nueva Resolución determina que, si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujetas a las siguientes condiciones:

a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que mediante el presente se modifican, amplían y/o aclaran.
b. Se deberá mantener vigente la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a U$S 1.000.000. Asimismo, la garantía, a instancias de la S.E. podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.
c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Estado Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria.
d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de Mendoza que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda.
e. Con una frecuencia cuatrimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.
f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Capítulo XIX del Contrato de Concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante, hasta tanto se produzca el vencimiento del plazo previsto en la R-145.
g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento.
Asimismo, se estableció la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica en calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Diamante.

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Ravier defendió el RIGI, el Super RIGI, y justificó la política de precios y tarifas

El Vocero Presidencial, Adrián Ravier, destacó en su primera conferencia de prensa -desde Casa Rosada- que “hoy la Argentina tiene el mayor récord de producción de hidrocarburos desde 1999, además de siete proyectos con el RIGI ya aprobados en energía, que van a potenciar el sector”.

“En este sentido, me complace anunciarles que ayer se aprobó un nuevo proyecto con RIGI en energía, el séptimo en esta materia”, señaló y describió que el proyecto “tendrá lugar en la provincia de Neuquén con el objetivo de desarrollo integral de hidrocarburos No Convencionales en el área Rincón de Aranda, mediante la perforación y puesta en producción de nuevos pozos en la formación Vaca Muerta, además de la construcción de la infraestructura necesaria para su tratamiento y transporte”.

“El monto total de la inversión será de 4.521 millones de dólares. En su etapa de construcción creará 715 empleos directos y 500 indirectos, y en su operación, 62 empleos directos y 456 indirectos. Se prevé el inicio de operaciones para el primer trimestre del año que viene”, añadió.

Cabe referir al respecto entonces que Pampa Energía obtuvo la aprobación de su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil.

La compañía diseñó un plan de inversión por el monto mencionado por Ravier, que incluye la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF), oleoductos, gasoductos y nuevos pozos. Pampa estima una producción de 45.000 barriles día y exportar por el equivalente a U$S 1.200 millones a partir de 2027.

Rincón de Aranda tiene una extensión de 240 km² y es clave para la expansión de Pampa en petróleo No Convencional. Hoy produce 27.000 barriles día.

Por su parte, Ravier enumeró que “el mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzando los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6 % respecto al mismo mes del año anterior. Con un dato adicional: la participación de Vaca Muerta fue del 69 %, contabilizando un total de 95.4 millones de metros cúbicos diarios. En tanto, el gas alcanzó los 156.6 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento mensual del 11,4 %, e interanual del 6 por ciento.

De Incentivos y aliados

En cuanto al Vocero Ravier, (ex diputado nacional) afirmó ante los periodistas acreditados en Casa de Gobierno que “nosotros, con el Súper RIGI (en proceso de tratamiento parlamentario), un poco estamos tratando de blindar esas inversiones, lo mismo que el RIGI, el RIN, el Súper RIGI, son regímenes de incentivos para atraer inversiones que potencian el crecimiento económico de los argentinos y lo mismo la actividad económica, el empleo, el consumo”.

“Lo acabamos de aprobar en Diputados”, remarcó, y sostuvo que “más allá de alguna declaración a veces más o menos desafortunada, creo que hay una convicción, y no solo lo digo por La Libertad Avanza y el Pro, también hay aliados en algunas provincias, también dentro del radicalismo, que nos acompañan en estos proyectos”. “Se están logrando acuerdos que realmente van a cambiar la Argentina o están cambiando la Argentina”, añadió.

De precios y tarifas

En otro tramo de la conferencia Ravier fue preguntado acerca de precios y tarifas en el rubro energético y sostuvo que “cuando hablamos de combustibles, una de las primeras medidas antipáticas que Javier Milei tuvo que tomar es prácticamente tener que cuadruplicar el precio del combustible, y esto es porque el combustible cuesta”.

Y procuró explicar que “más allá de que lo tenemos en Vaca Muerta es necesario llevar arena por todo el país para poder generar inversiones, infraestructura, no sé los procesos, habrá más especialistas, pero realmente los procesos de inversión… los pozos que hay que hacer y demás, tienen enormes inversiones millonarias para hacerse”.

Ravier consideró que “Yo creo que, si la Argentina tuvo déficit energético durante tanto tiempo, por 5.000 millones de dólares, recuerdo en algunos años con el gobierno de Cristina Kirchner, esto fue porque no era negocio invertir en Vaca Muerta”. “Teníamos el petróleo ahí abajo de la tierra, pero no había incentivos para sacarlo de abajo de la tierra, y entonces lo teníamos que importar”, argumentó.
El Vocero del Presidente añadió que “hoy, gracias a haber soltado el precio del combustible, invertir en hidrocarburos es negocio: petróleo, gas, derivados del petróleo. Hay una enorme cantidad de situaciones. Esto genera inversión, genera exportación, entrada de divisas, cantidad de puestos de trabajo directos e indirectos. Es fundamental lo que está pasando en hidrocarburos”.

Ravier, que es economista, destacó que “ahora exportamos, antes en algún momento hubo también, en los tiempos de Repsol (controlante de YPF), restricciones para exportar hidrocarburos”.

“Ahora se abrió el mercado para poder exportar, para que sea negocio. Y creo que es fundamental que en Argentina el combustible cueste lo que tiene que costar, como cualquier otro precio de la economía. Los precios son libres y eso fomenta los incentivos para la producción. Entonces… eso respecto del petróleo”, señaló.

Y sostuvo que “respecto de las tarifas de los servicios públicos también es clave. Podemos tener atrasadas las tarifas del gas, de la luz, del agua, etcétera, pero eso alguien lo tiene que pagar”.

“Si la tarifa cuesta menos para el que usa la luz, el que usa aire acondicionado en verano o el que usa el gas en invierno; esa diferencia de tarifa que una persona no está pagando, alguien la tiene que pagar, y la pregunta es quién”. “Bueno, este Gobierno considera que es importante que las tarifas de los servicios públicos vayan retornando a sus precios libres, a sus precios de mercado, a sus costos, por lo menos para cubrir los costos”.

Ravier refirió que “eso ha implicado también una medida muy desafortunada, muy ingrata, que este Gobierno tiene que hacer, de decir ‘Te tengo que duplicar el gas, te tengo que duplicar el agua, te tengo que duplicar el costo de la electricidad”.
Explicó entonces que “eso también después conduce a otro tipo de acciones en la familia, de decir «Bueno, ahora que está más caro el gas, voy a tratar de abrigarme, más que prender el gas».

“Todas estas cuestiones que se han hablado tanto en algunos otros gobiernos. Pero tiene que ver con estos costos, o sea… no hay almuerzo gratis, la famosa frase también del ya citado Milton Friedman, de que alguien lo tiene que pagar”, expresó el funcionario, añadiendo que “Esos subsidios que se tenían que dar a las empresas, como Camuzzi en gas, o a Edenor, Edesur y demás, alguien los tiene que pagar”.

El vocero presidencial puntualizó al respecto que “nosotros estamos considerando que cada individuo, como es el principal beneficiario de ese servicio, debería ser el que aporte a la tarifa”.

“Ahora es importante notar, cuando ustedes miren mes a mes cómo está evolucionando la inflación, que los aumentos tarifarios mes a mes superan el propio nivel de inflación que mide el índice de precios al consumidor. Y esto quiere decir que, poco a poco, de manera muy gradual, se están haciendo correcciones en las tarifas para ir ordenando también las tarifas de los servicios públicos”, argumentó.

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OLACDE: La generación de electricidad en ALC totalizó 158 TWh en febrero

Según el Reporte Mensual de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), en febrero de 2026 se generaron 158 teravatios hora (TWh) de electricidad.

Y refleja un sistema donde las energías renovables representan el 67,7 %, mientras que las fuentes fósiles aportan un 29,7 % y la energía nuclear 2,6 por ciento. América Latina y el Caribe tiene una de las matrices eléctricas más limpias a nivel global.

ALC continúa siendo un actor clave en la transición energética mundial, con una matriz que supera considerablemente el promedio global en términos de generación limpia que es del 33.8 % (primer trimestre del 2026).

No obstante, la región sigue siendo fuertemente dependiente de la hidroenergía, que representó el 45,4 % del total generado. Las siguientes fuentes fueron gas natural (22,7 %) y energía eólica (12,2%). Juntas, estas tres tecnologías representan más del 80 % de la generación mensual, lo que refleja el peso estructural de estas tecnologías en la cobertura de la demanda eléctrica regional.

Menor dependencia hídrica y mayor impulso a renovables no convencionales

Al comparar interanualmente con febrero de 2025, los datos muestran un crecimiento del 3,9 % en la generación eléctrica regional; esto equivale a un incremento adicional de 6 TWh. Sin embargo, lo más relevante es cómo ocurrió este crecimiento: mientras que la hidroelectricidad disminuyó en 9 TWh, otras tecnologías lograron compensar con un aumento combinado de 15 TWh. Las energías emergentes fueron responsables por esta compensación:

  • Eólica: +6 TWh
  • Bioenergía: +5 TWh
  • Solar: +2 TWh
  • Este patrón muestra una tendencia fundamental dentro del sistema; la diversificación hacia otras fuentes renovables está ganando importancia y reduciendo vulnerabilidades.
  • Disminución en generación durante febrero
  • El informe también indica que la variación mensual en febrero de 2026 frente a enero del mismo año fue de -6.2 %.
    Esta contracción se debe parcialmente al ajuste natural del calendario —febrero tuvo solo 28 días— además de una reducción generalizada en casi todas las fuentes energéticas. Las mayores caídas se observaron en carbón mineral (-17 %), geotermia (-14 %) y gas natural (-10 %), seguidas por petróleo, nuclear y solar. Este dato es significativo porque muestra que la disminución no fue resultado de una sustitución tecnológica sino más bien una compresión general del despacho energético, indicó el informe.
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Adorni: Economía designará nuevo director por el Estado en YPF

El ex Jefe de Gabinete (y ex Vocero) Manuel Adorni, también presentará su renuncia como director en YPF, cargo en el que fue designado en representación del Estado. De esa manera, terminará de desvincularse de todos los cargos que ocupaba dentro del Gobierno que encabeza Javier Milei.

La renuncia, confirmada por el Presidente, será formalizada en los próximos días y considerada formalmente por el Directorio de la energética de mayoría accionaria estatal.

El desembarco de Adorni en YPF fue comunicado en su momento por el ministerio de Economía al Directorio encabezado por Horacio Marín.

Entonces, el Gobierno deberá definir ahora quién ocupará el lugar vacante dentro de la Compañía, un cargo que además se destaca por su importante ingreso en dólares para quien lo ocupa.

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Camuzzi: Hábitos para prevenir intoxicaciones por monóxido de carbono

Con la llegada de las bajas temperaturas los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.

El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.

“Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura”, señalaron desde la compañía.

Cinco hábitos para un invierno más seguro

Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:

• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.

• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.

• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.

• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.

• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.

Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano

Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente, cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.

Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.

Reconocer las señales de alerta

Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.

Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.

La prevención, la mejor herramienta

La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.

Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.

Acerca de la compañía

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios.de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

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YPF suma a Eni y XRG al desarrollo en el upstream del proyecto Argentina LNG

YPF anunció la firma de acuerdos para la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream dedicado al proyecto Argentina LNG, mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas ubicados en Vaca Muerta afectados al proyecto.

La operación se llevará adelante a través de dicha sociedad vehículo que, una vez completada la transacción -sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación de la Autoridad de Aplicación de la cesión de las Áreas de YPF a UPCO ARLNG I-, será titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

En este marco, Eni y XRG adquirirán participación del 32 % del capital social cada una, mientras que YPF conservará el 36 por ciento. A partir de la firma de los acuerdos, estos bloques quedarán dedicados al desarrollo del proyecto Argentina LNG.

El 30 de abril YPF adquirió mediante un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol, el 50 % de participación que esta última detentaba en los bloques, consolidando así la titularidad del 100 % de las áreas.

El proyecto Argentina LNG es un proyecto que articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con infraestructura de midstream y licuefacción, con el objetivo de abastecer de gas natural licuado a los mercados internacionales.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, sostuvo que “estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”.

Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni (Italia), comentó, “nuestra entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales. Vaca Muerta es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.

Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como ARGENTINA LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo, y esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales”.

XRG es una compañía internacional de inversión enfocada en el sector energético, propiedad de la compañía nacional de petróleo de Abu Dabi, ADNOC.

“Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta, y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante”, agregó Al Aryani.

YPF destacó que “continúa impulsando el desarrollo de Vaca Muerta con una visión de largo plazo, promoviendo asociaciones estratégicas que permitan maximizar el valor de los recursos, atraer inversiones y posicionar a la Argentina como un proveedor relevante de energía a nivel global”.

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OLACDE: ALC con suba i.a. de 27 % en la producción petrolera, y de 30 % en gas

La región de ALC está entrando en una nueva fase de expansión en el sector hidrocarburífero. Según el último Reporte de Petróleo y Gas Natural de OLACDE, la producción petrolera aumentó 27 % interanual en febrero de 2026, alcanzando los 377 millones de barriles, comparado con los 298 millones del mismo mes del año anterior.

Este incremento refleja una reestructuración significativa del panorama energético regional. La actividad operativa en Vaca Muerta (Argentina), la mayor extracción registrada en la Capa Presal (Brasil) y el aumento productivo en México están llevando la oferta regional a cifras que no se habían visto durante los últimos doce meses.

El auge redefine el equilibrio energético de América Latina y el Caribe en medio de un mercado global volátil.

En términos mensuales, también se reportó un crecimiento de 4,4 % respecto a enero, gracias a la recuperación observada en Brasil y Venezuela tras las caídas del mes anterior. Brasil, México y Venezuela representan el 68 % de toda la producción petrolera regional, subrayando así el papel crucial que desempeñan estos tres países en el dinamismo de este sector en la región.

Gas natural: crecimiento aún más acelerado

La producción de gas natural en la región creció a un ritmo aún más rápido. De acuerdo con el informe, alcanzó los 26 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un incremento de 30 % interanual.

El motor detrás de este avance nuevamente proviene principalmente de Argentina y Brasil. El desarrollo del gas shale en Vaca Muerta junto con una producción sin precedentes en el presal brasileño están reformulando la matriz de suministro regional justo cuando el gas se establece como una fuente energética para apoyar sistemas eléctricos con alta incorporación renovable.

Argentina y Trinidad y Tobago dominan el mercado con una participación del 21 % cada uno; les siguen Brasil con 13 %, Perú con 12 %, mientras que Venezuela, Bolivia y México rondan el 9 % cada uno.

Reporte completo: https://www.olade.org/publicaciones/junio-2026produccion-y-comercio-de-petroleo-y-gas-natural-en-america-latina-y-el-caribe-alc/

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OLACDE: ALC se acerca al millón de vehículos eléctricos y se acelera la transición

La electromovilidad dejó de ser una tendencia emergente para establecerse como una realidad en crecimiento en América Latina y el Caribe (ALC).

La más reciente versión del Monitor de Electromovilidad de OLACDE indica que, al cierre del primer trimestre de 2026, la región contaba con 837.014 vehículos livianos eléctricos en uso, marcando un avance significativo en uno de los procesos más rápidos de transformación tecnológica dentro del sector del transporte.

Si se mantiene el ritmo actual, ALC podrían superar por primera vez el millón de vehículos eléctricos antes de finalizar el año 2026, un logro que señalaría un nuevo capítulo en la transición energética regional, se destacó.

Durante los primeros tres meses del año, se vendieron 106.765 nuevos vehículos eléctricos e híbridos enchufables, evidenciando un mercado en expansión motivado por las innovaciones tecnológicas, disminución de costos y políticas favorables hacia la electromovilidad.

Brasil lidera esta transformación con 473.362 vehículos eléctricos livianos, representando más del 50 % del total en la región. Le siguen México, Colombia, Uruguay y Costa Rica. Sin embargo, si se considera la adopción per cápita, Uruguay ocupa la primera posición regional; le siguen Costa Rica, Brasil, Chile y México.

El informe destaca también el avance del transporte público eléctrico. Con 4.707 autobuses eléctricos operativos, Chile se posiciona como líder regional y es actualmente el segundo país a nivel mundial con mayor cantidad de buses eléctricos después de China. En total, la región cuenta con 9.718 autobuses eléctricos y la cifra sigue aumentando consistentemente.

En cuanto a la infraestructura de carga eléctrica, también se han logrado avances notables en la región. Brasil es pionero con 21.061 estaciones públicas disponibles; mientras tanto Chile sobresale por su alta proporción relativa de cargadores respecto a su parque vehicular electrificado, convirtiéndose así en un modelo regional para desarrollar ecosistemas eficientes de recarga.

Uno de los hallazgos más significativos del estudio es el impacto económico asociado a la electromovilidad. Según OLACDE las estimaciones indican que los vehículos eléctricos y autobuses actualmente en circulación generan ahorros anuales de U$S 1.157 millones comparado con combustibles tradicionales; esto considerando los precios internacionales tras las tensiones energéticas globales recientes.

Estos beneficios equivalen además a evitar el uso de aproximadamente 890 millones de litros de gasolina y 340 millones de litros de diésel; fortaleciendo así los objetivos climáticos regionales.

El documento también identifica mercados emergentes de vehículos eléctricos que están experimentando crecimientos extraordinarios durante el primer trimestre del año.

Argentina multiplicó por veinte sus ventas respecto al mismo período anterior; Ecuador casi cuadruplicó sus cifras. Colombia y Uruguay registraron incrementos cercanos al 300 %, reflejando una aceleración hacia estas tecnologías.

A nivel mundial continúa un contexto favorable para la electrificación: en el año 2025 las ventas globales superaron los 20 millones unidades representando una cuarta parte del total vendido ese año; para este año se proyectan alrededor de 23 millones unidades equivalentes al 28 % del mercado automotriz global.

Aunque en la actualidad solo representa aproximadamente el 0.7 % del parque vehicular liviano total disponible en ALC, esta tendencia reafirma que la electromovilidad está consolidándose como uno de los pilares en la transición energética regional.

Datos relevantes:

Hay 837.014 vehículos eléctricos e híbridos enchufables circulando en ALC.
Se vendieron más de 106.765 unidades durante el primer trimestre del año.
La región podría sobrepasar un millón de unidades antes de finalizar el año.
Brasil concentra más del 50 % del parque eléctrico regional.
Chile lidera con 4.707 buses eléctricos siendo el segundo país del mundo en este rubro.
Existen 21.061 estaciones públicas para carga eléctrica en Brasil.

La electromovilidad genera ahorros anuales de U$S 1.157 millones por la sustitución de combustibles fósiles.
Argentina, Ecuador, Colombia y Uruguay muestran los mayores incrementos relativos en ventas de vehículos eléctricos.

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MEGSA-ENARSA: 265 MMm3 de GNL en agosto a distribuidoras, industrias, CT y comercializadoras

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) organizó cuatro subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento del 06/08 al 31/08/2026; un total de 392 millones de metros cúbicos para todo el período.

La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado que una sola distribuidora compró 4,6 millones y el precio fue U$S 18,575/MMbtu (fijo).

El remanente ofrecido en la segunda subasta a la que podían acceder Industrias fue entonces de 387,4 millones. 22 de ellas compraron 18,2 millones de metros cúbicos.

El nuevo remanente, de 369,2 millones, se ofreció en la tercera ronda, en la que podían participar Centrales Térmicas y Comercializadoras. 5 Usinas compraron 151,5 millones, 1 Comercializadora compró 90,1 millones y otra se alzó con 0,1 millones.

Para la cuarta ronda, en la que solo podía participar CAMMESA, ENARSA ofreció el remanente (127,6 millones), pero CAMMESA no demandó volumen.

En la segunda, tercera y cuarta ronda el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos más los costos asociados a la entrega del gas regasificado (4,50 U$S/MMBTU). El mayor spread ofrecido fue 1,11 U$S/MMBTU.

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La EIA proyecta un mercado más equilibrado y precios aún favorables para Vaca Muerta

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) revisó a la baja sus proyecciones de demanda mundial de petróleo para 2026 y sostuvo que el menor consumo amortiguó el impacto de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales. En ese contexto, las estimaciones para el Brent continúan ubicándose por encima de los valores de equilibrio requeridos por los desarrollos de Vaca Muerta, aunque la rentabilidad seguirá condicionada por el régimen fiscal y las inversiones en infraestructura.

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo atribuyó esa revisión a los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de crudo y las políticas implementadas por distintos gobiernos para moderar el consumo, especialmente en Asia. Como resultado, la demanda global promedió un millón de barriles diarios menos que el año anterior.

Ese menor consumo actuó, según la EIA, como un factor de contención frente al impacto que generaron las interrupciones del suministro desde Oriente Medio a través del estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales del petróleo. En ese sentido, el informe advirtió que cualquier escenario que contemplara una recuperación plena de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.

El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en la producción como en el transporte de crudo. Los productores de Oriente Medio redujeron su oferta en más de 11 millones de barriles diarios, situación que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercero. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.

En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción en Oriente Medio.

La evolución de las cotizaciones reflejó esa dinámica. El organismo explicó que el Brent retrocedió en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el barril promedió US$ 105 debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Una vez restablecidos los flujos de suministro, la EIA proyectó que el Brent promediará US$ 79 por barril en 2027.

Las restricciones en Ormuz también modificaron el comercio energético estadounidense. La menor disponibilidad de crudo en los mercados internacionales incrementó la demanda por petróleo de Estados Unidos y llevó las exportaciones netas de crudo y derivados a un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril, nivel que prácticamente se mantuvo durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y combustible aeronáutico JP-1. Para el conjunto de 2026, la EIA estimó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, es decir, 1,4 millones más que en 2025.

En paralelo, el precio spot del gas natural Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril, impulsado por una mayor demanda del sector eléctrico asociada a temperaturas más elevadas. Sin embargo, el crecimiento de la oferta continuó superando al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, la EIA estimó un valor promedio de US$ 3,34 por MMBtu, prácticamente en línea con el registrado durante el mismo período de 2025.

Las proyecciones macroenergéticas del organismo indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzará US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, para luego retroceder hasta US$ 79 en 2027.

¿Qué implican esos precios para Vaca Muerta?

Las proyecciones internacionales adquieren especial relevancia para Argentina porque permiten dimensionar el nivel de precios que necesita Vaca Muerta para sostener la rentabilidad de sus desarrollos. En ese sentido, un informe elaborado por Aleph Energy calculó que un pozo tipo requiere un precio del barril Brent de entre US$ 48 y US$ 61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, dependiendo del régimen fiscal aplicable y de la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinaron la aplicación del RIGI con los distintos costos de desarrollo.

El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyectó una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destacó que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.

En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$ 14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A ello se suman costos operativos de US$ 6 por barril, transporte por US$ 3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo esas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$ 51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones únicamente durante los primeros dos años reducen ese umbral hasta US$ 48 por barril.

Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones— el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$ 61 por barril sin RIGI y desciende a US$ 57 con el régimen de incentivos.

Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$ 13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente evidencia el peso que tienen, en conjunto, la política fiscal y las inversiones en infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta. De esta manera, los precios internacionales proyectados por la EIA se ubican por encima de los umbrales de rentabilidad calculados para los proyectos argentinos, aunque la viabilidad económica continúa dependiendo del esquema tributario y de la magnitud de las inversiones complementarias que requiera cada desarrollo.

La EIA proyectó una menor demanda de petróleo y anticipó un impacto limitado de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo sostuvo que los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de petróleo y las políticas implementadas por distintos gobiernos desaceleraron el consumo, especialmente en Asia, lo que derivó en una demanda global promedio de un millón de barriles diarios menos que la registrada el año anterior.

Según la EIA, esta menor demanda limitó el impacto que las interrupciones en el suministro desde Oriente Medio, a través del estrecho de Ormuz, ejercieron sobre los precios internacionales del crudo.

Según el Informe, cualquier escenario que contemplara una recuperación total de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.

El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en producción como transporte. Los productores de Oriente Medio redujeron su producción en más de 11 millones de barriles diarios, lo que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercer trimestre. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.

En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial de petróleo cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción de crudo en Oriente Medio.

Respecto de los precios, el organismo explicó que las cotizaciones del Brent retrocedieron en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el Brent promedió 105 dólares por barril debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Para 2027, la EIA proyectó un precio promedio de US$ 79 por barril, una vez restablecidos los flujos de suministro y la producción petrolera.

El informe también señala que el comercio exterior de Estados Unidos y señaló que el bloqueo incrementó la demanda por petróleo estadounidense.

Como resultado, las exportaciones netas de crudo y derivados alcanzaron un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril y se mantuvieron cerca de ese nivel durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y JP1 aeronáutico. Para 2026, la EIA proyectó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, lo que representó un aumento de 1,4 millones respecto de 2025.

En el mercado del gas natural, el precio spot de Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril. El incremento respondió al aumento de la demanda del sector eléctrico provocado por temperaturas más elevadas. No obstante, la EIA señaló que la oferta continuó creciendo a un ritmo superior al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, el organismo estimó un precio promedio de 3,34 dólares por MMBtu, similar al observado durante el mismo período de 2025.

Las proyecciones macroenergéticas de la EIA indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzaría US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, y descendería hasta US$ 79 en 2027.

¿Y el costo argentino?

Un informe de la consultora Aleph Energy calculó que un pozo tipo de Vaca Muerta requiere un precio del barril Brent de entre US$48 y US$61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, según el régimen fiscal y la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinan la aplicación del RIGI y los costos de desarrollo del proyecto.

El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyecta una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destaca que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.

En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A esto se suman costos operativos de US$6 por barril, transporte por US$3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo estas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones solo durante los primeros dos años permiten bajar ese umbral a US$48 por barril.

Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones—, el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$61 por barril sin RIGI y se reduce a US$57 con el régimen de incentivos.

Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente refleja el impacto combinado que tienen el régimen fiscal y la infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.

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Alma SADI: El Gobierno abrió las ofertas económicas y adjudicará 700 MW de almacenamiento de energía

El Gobierno Nacional realizó la apertura de los Sobres B (oferta económica) en la licitación nacional e internacional para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica en baterías, en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo, Pampa y Buenos Aires (sin AMBA).

Las 37 empresas que participan de la licitación “Alma SADI” presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a U$S 8.200 millones para realizar las obras que fortalecerán el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducirán las interrupciones del suministro de electricidad.

Este monto está muy por encima de los U$S 700 millones que efectivamente se adjudicarán en esta primera etapa, conforme al objetivo de 700 MW establecido en el pliego de licitación.

El fuerte nivel de ofertas —más de 11 veces el objetivo licitado— confirma el interés del sector privado, nacional e internacional, por invertir en esta infraestructura de celdas energéticas en la Argentina.

La distribución de los proyectos abarca prácticamente todo el país, con mayor concentración de potencia ofertada en el NEA: Chaco y Formosa (1.790 MW, 62 proyectos), Buenos Aires (1.960 MW, 42 proyectos) y NOA (1.435 MW, 37 proyectos), además de presentaciones para instalaciones en Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.

Con la apertura de los sobres B ya completada, CAMMESA avanzará con la evaluación final de las ofertas, previo a la adjudicación de los 700 MW objetivo, prevista para los primeros días de julio, se comunicó.

Los precios ofertados fueron muy competitivos. Las mejores ofertas de precios regionales fueron del orden del 65 % del precio máximo de oferta establecido en la convocatoria, se destacó.

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.

Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura.

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El Gasoducto Néstor Kirchner ya le ahorró al país casi cuatro veces lo que costó

. Fundación Encuentro

OPINION

A tres años de su puesta en marcha, un informe elaborado por la Fundación Encuentro sobre el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (hoy rebautizado “Perito Moreno”) confirma un balance que no admite interpretaciones: por cada dólar invertido, la Argentina ahorró casi cuatro en divisas. Es decir, una obra que se paga sola.

El gasoducto provocó un retorno de 3,97 veces sobre una inversión de U$S 2.300 millones, sin IVA: un impuesto que, en toda obra pública, vuelve a las arcas del propio Estado.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) es la prueba concreta de un proyecto nacional de largo plazo, planificado y ejecutado con eficacia. Se construyó en apenas diez meses, precisamente en 302 días, con el 81 % de la obra realizada por la industria argentina y la coordinación operativa de Agustín Gerez al frente de Energía Argentina (ENARSA).

La obra es el resultado de una coordinación directa entre el ministro (de Economía) Sergio Massa, la secretaria de Energía, Flavia Royon, y el área ejecutante, que sintetiza un modelo de país: el que beneficia tanto al entramado productivo nacional como a las familias argentinas, abaratando los costos energéticos de las industrias y de los hogares.

Los números que revela el informe son contundentes. En estos tres años, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ a la red y permitió un ahorro acumulado de U$S 9.122 millones en sustitución de importaciones: GNL en barco, gasoil, gas de Bolivia, fueloil y energía comprada a Brasil y Uruguay. Cada rubro es una factura en dólares que el país se ahorró de pagar.

Este rumbo tuvo reconocimiento dentro y fuera del país. Cuando se proyectaba la obra, fue Sergio Massa quien presentó el plan energético argentino ante las principales petroleras del mundo en el Baker Institute de la Universidad de Rice, en Houston, donde el programa de energía de la institución calificó la estrategia de “meritoria” y “acorde con el potencial de Vaca Muerta”.

Era el respaldo a una idea potente: dotar al país de reglas claras para desarrollar sus recursos como política de Estado, más allá de los gobiernos de turno.

El gasoducto no resolvió por sí solo toda la dependencia: en invierno todavía importamos, porque resta ejecutar la segunda etapa de la obra, que estaba proyectada, pero que frenó el actual gobierno nacional. Pero si, se dio un paso decisivo hacia la soberanía energética, esa que se mide en lo concreto, la que permite que las familias paguen un precio más justo por la energía, que la calefacción siga siendo un derecho y no un privilegio, y que el trabajo se multiplique.

El gasoducto destrabó el verdadero activo, Vaca Muerta, que hoy sostiene 12.750 puestos de trabajo, sumados a los 48.800 que movilizó la obra. Por eso el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es, antes que nada, una demostración de lo que puede la obra pública cuando hay un Estado presente que planifica y ejecuta.

En este proyecto hubo decisión política, gestión y eficacia presupuestaria, puestas a producir para el país. Esa es la defensa concreta de los recursos de los argentinos.

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Inteligencia artificial, la demanda que nunca duerme

La inteligencia artificial (IA) se convirtió en un nuevo actor dentro del mapa energético global. Aunque su consumo eléctrico todavía representa una porción relativamente pequeña frente a sectores como la industria, el transporte o los hogares, su crecimiento acelerado plantea interrogantes sobre el impacto que tendrá en los sistemas energéticos durante la próxima década. ¿Cuánta energía consume realmente la IA? ¿Cómo se compara con otras actividades económicas? Y, sobre todo, ¿por qué su demanda preocupa más por la velocidad de expansión que por su peso actual? Las cifras en perspectiva muestran el lugar que ocupa la inteligencia artificial en la competencia mundial por la energía.

El doble frente de la inteligencia artificial

El crecimiento de la inteligencia artificial ya no es un fenómeno limitado a laboratorios de investigación o grandes empresas tecnológicas. Su expansión está comenzando a transformar de manera significativa el panorama energético mundial, impulsando una demanda eléctrica que aumenta a un ritmo sin precedentes.

Para comprender el impacto energético de la inteligencia artificial resulta fundamental distinguir dos conceptos estrechamente vinculados, aunque diferentes: la energía, entendida como el consumo total acumulado y medida en vatios-hora (Wh), y la potencia, que expresa la demanda instantánea de electricidad y se mide en vatios (W).

A diferencia del transporte, las residencias o parte de la demanda industrial, los centros de datos constituyen una carga base: operan las 24 horas del día, los 365 días del año, sin picos estacionales ni interrupciones significativas.

Desde el punto de vista operativo, el consumo energético de la IA se distribuye en dos grandes etapas. La primera es el entrenamiento (training), proceso inicial mediante el cual el modelo adquiere capacidades a partir del análisis y procesamiento de volúmenes masivos de datos. Se trata de una actividad extraordinariamente intensiva en recursos computacionales y energéticos. A modo ilustrativo, diversas estimaciones señalan que el entrenamiento de un modelo de la magnitud de GPT-4 habría requerido alrededor de 56 GWh, una cantidad de energía comparable al consumo eléctrico anual de una pequeña ciudad.

La segunda etapa es la denominada inferencia (inference), que corresponde al uso cotidiano del modelo ya entrenado para generar respuestas, producir imágenes, realizar traducciones o efectuar predicciones. Si bien cada interacción individual demanda una cantidad de energía significativamente menor que la fase de entrenamiento, la enorme escala y continuidad de su utilización hacen que la inferencia concentre actualmente más del 80 % de la capacidad de procesamiento asociada a la inteligencia artificial y, en consecuencia, represente la mayor parte de su consumo energético total.

De este modo, el desafío energético de la IA no reside únicamente en el elevado costo inicial de crear modelos cada vez más sofisticados, sino también en la creciente demanda derivada de millones de consultas y aplicaciones que operan de manera permanente en todo el mundo.

La demanda real en cifras: energía y potencia

En el nivel más básico, cada interacción con un modelo de IA implica un consumo de energía. Se estima que una consulta realizada a ChatGPT puede requerir entre 0,34 Wh y 2,9 Wh, dependiendo de la complejidad de la tarea y del modelo utilizado. Aunque estas cantidades parecen reducidas de manera individual, representan un consumo que puede ser hasta diez veces superior al de una búsqueda convencional en Google. Multiplicado por cientos de millones de consultas diarias, el impacto energético agregado adquiere una escala considerable. No pensemos ya en “busqueda de google” sino en requerimientos automatizados de todo tipo de sistemas: comercio electrónico, sistemas bancarios, industrias, cálculos, plataformas etc.

La magnitud del fenómeno se vuelve aún más evidente al analizar la infraestructura que sostiene estos servicios. Mientras que un centro de datos tradicional suele demandar entre 10 y 25 MW de potencia, los grandes complejos de hiperescala diseñados específicamente para aplicaciones de inteligencia artificial ya superan los 100 MW. Una demanda de esta magnitud equivale aproximadamente al consumo eléctrico de 100.000 hogares funcionando de manera simultánea.

Las proyecciones futuras muestran una tendencia todavía más compleja. Los centros de datos de próxima generación actualmente en construcción contemplan requerimientos cercanos a los 2.000 MW (2 GW), mientras que algunos proyectos anunciados aspiran a alcanzar los 5.000 MW (5 GW) de potencia instalada. Para dimensionar estas cifras, basta señalar que el entrenamiento de los modelos de inteligencia artificial más avanzados del mundo —los denominados frontier models— ya requiere entre100 y 150 MW de potencia por cada proceso de entrenamiento.

Estos valores reflejan que el desarrollo de la inteligencia artificial no solo constituye una revolución tecnológica, sino también un desafío energético de escala industrial, capaz de modificar la planificación eléctrica y la infraestructura de numerosos países durante las próximas décadas.

El caso de Estados Unidos resulta particularmente ilustrativo. Allí, la potencia requerida por las aplicaciones de inteligencia artificial podría multiplicarse por diez en apenas un lustro, pasando de aproximadamente 5 GW en la actualidad a más de 50 GW en 2030. Una expansión de tal magnitud plantea importantes desafíos para la infraestructura eléctrica, la planificación energética y la seguridad del suministro.

No obstante, es importante poner estas cifras en contexto. A pesar de su rápido crecimiento, el consumo energético asociado específicamente a la inteligencia artificial continúa representando una fracción relativamente pequeña de la demanda energética mundial total, estimada en menos del 0,2 % de la energía final consumida a escala global.

El contexto global: el consumo eléctrico mundial en 2024

Para dimensionar adecuadamente el impacto energético de la inteligencia artificial resulta necesario situarlo dentro del contexto más amplio de la demanda eléctrica global. En 2024, el consumo mundial de electricidad superó por primera vez el umbral de los 30.000 TWh anuales, alcanzando aproximadamente 30.856 TWh. Esta cifra representa el volumen total de electricidad utilizado por hogares, industrias, servicios, sistemas de transporte e infraestructuras digitales en todo el planeta.

Para realizar comparaciones rigurosas es fundamental distinguir entre dos conceptos que suelen confundirse: el consumo de electricidad y el consumo total de energía. Mientras que el primero se refiere exclusivamente a la energía eléctrica utilizada por los distintos sectores, el segundo incluye además otras fuentes energéticas, como los combustibles líquidos, el gas natural, el carbón y diversos derivados energéticos empleados en transporte, calefacción o procesos industriales.

Dado que la infraestructura de la inteligencia artificial depende esencialmente de la electricidad que consumen los centros de datos, los servidores y las redes de comunicación, la comparación más adecuada es aquella basada exclusivamente en el consumo eléctrico. Bajo este enfoque, es posible analizar con mayor claridad qué participación ocupa actualmente la IA dentro de la demanda mundial de electricidad y cómo se compara con otros grandes consumidores de energía eléctrica a escala global.

La siguiente tabla presenta una comparación de los principales sectores consumidores de electricidad durante 2024, ofreciendo una referencia útil para dimensionar el lugar que ocupa la inteligencia artificial dentro del sistema energético mundial.

La industria: el gran consumidor de electricidad

La industria continúa siendo, con amplia diferencia, el mayor consumidor de electricidad del planeta. En conjunto, este sector concentra más del 40 % de la demanda eléctrica mundial, impulsado principalmente por actividades de alta intensidad energética como la siderurgia, la producción de cemento, la industria química y la minería.

El estudio más citado sobre el consumo energético de la minería mineral a nivel global, publicado en 2023 en la revista Global Environmental Change, ofrece una cifra de referencia brutal: La industria minera es responsable de aproximadamente el 1.7% del consumo final de energía a nivel mundial.

La minería del cobre en Chile, por ejemplo, demandó alrededor de 26,9 TWhde electricidad durante 2024, una cifra que por sí sola supera ampliamente el consumo eléctrico anual atribuido directamente a los procesadores de inteligencia artificial a escala global.

Esta comparación resulta relevante para poner en perspectiva el debate actual. Aunque la IA registra una expansión acelerada y concentra una creciente atención pública, su consumo energético sigue siendo, por el momento, una fracción muy reducida frente a la enorme demanda de la industria mundial.

Edificios: hogares y actividades comerciales

Los sectores residencial y comercial constituyen conjuntamente otro de los grandes pilares de la demanda eléctrica global. En 2024, los hogares representaron aproximadamente el 27 % del consumo mundial de electricidad, mientras que los edificios comerciales aportaron cerca del 21 %, sumando entre ambos casi la mitad de toda la electricidad utilizada en el mundo.

Durante ese año, el consumo eléctrico en edificios experimentó un incremento superior a los 600 TWh, equivalente a un crecimiento cercano al 5 %. Buena parte de este aumento estuvo vinculada a la expansión del uso de sistemas de climatización, especialmente aire acondicionado, como respuesta a las intensas olas de calor registradas en numerosas regiones del planeta.

Este fenómeno refleja cómo factores climáticos y demográficos continúan ejerciendo una influencia decisiva sobre la evolución de la demanda eléctrica mundial.

Transporte: el sector que más acelera

Aunque todavía representa una porción relativamente pequeña del consumo eléctrico global —alrededor del 2 %—, el transporte es actualmente uno de los sectores con mayor dinamismo.

La principal fuerza impulsora detrás de este crecimiento es la electrificación de la movilidad. Las ventas mundiales de vehículos eléctricos superaron los 17 millones de unidades en 2024, contribuyendo a que el consumo de electricidad del sector aumentara más de un 8 % respecto del año anterior.

A medida que la transición energética avance y se profundice la sustitución de combustibles fósiles por electricidad, se espera que la participación del transporte en la demanda eléctrica mundial continúe aumentando de forma sostenida durante las próximas décadas.

Centros de datos e inteligencia artificial: el nuevo protagonista

Como señalamos, los centros de datos constituyen la infraestructura física que hace posible el funcionamiento de la economía digital y de los sistemas de inteligencia artificial. En 2024, estas instalaciones consumieron aproximadamente 415 TWh, lo que equivale a alrededor del 1,5 % de toda la electricidad utilizada en el mundo.

Sin embargo, es importante diferenciar entre el consumo total de los centros de datos y el consumo estrictamente asociado a la inteligencia artificial. En 2023, la electricidad utilizada directamente por los procesadores especializados en IA fue significativamente menor, estimándose entre 7 y 11 TWh.

Mientras que la demanda eléctrica de la industria, los hogares o el comercio suele expandirse a tasas de un solo dígito, las proyecciones indican que el consumo de los centros de datos podría duplicarse hacia 2030, alcanzando alrededor de 945 TWh anuales.

Esta trayectoria de crecimiento exponencial explica por qué la inteligencia artificial pasó a ocupar un lugar central en el debate energético global. Más que por su peso actual en el consumo mundial, la preocupación de analistas, empresas y gobiernos radica en la rapidez con la que su demanda energética podría expandirse en los próximos años y en la necesidad de desarrollar infraestructuras capaces de sostener ese crecimiento de manera eficiente y sostenible.

La otra minería: el caso de las criptomonedas

Al analizar el consumo energético de las tecnologías digitales, es importante distinguir entre la minería tradicional de metales y minerales y la minería de criptomonedas. Esta última consiste en la utilización de equipos informáticos especializados para validar transacciones y garantizar la seguridad de redes blockchain.

Se trata de uno de los mayores consumidores de electricidad de la economía digital. Bitcoin, la principal criptomoneda del mundo, opera mediante un mecanismo denominado Proof of Work (Prueba de Trabajo), que requiere que miles de equipos compitan de forma permanente para resolver problemas matemáticos, demandando grandes cantidades de energía eléctrica.

Las estimaciones más recientes indican que el consumo anual de la red Bitcoin se ubicaba, a mediados de 2024, en torno a los 138,2 TWh, aunque distintas fuentes lo sitúan entre 138 y 175 TWh anuales. Para dimensionar su magnitud, basta señalar que su consumo eléctrico es comparable al de países enteros.

La comparación con la inteligencia artificial resulta particularmente interesante. Mientras que el debate energético sobre la IA suele centrarse en su rápido crecimiento futuro, Bitcoin ya representa una demanda eléctrica consolidada y de gran escala. De hecho, su consumo anual equivale aproximadamente a un tercio de toda la electricidad utilizada por los centros de datos del mundo en 2024 y es varias veces superior al consumo atribuible directamente a los procesadores de inteligencia artificial.

Sin embargo, existe una diferencia fundamental entre ambos fenómenos. La demanda energética de Bitcoin depende principalmente de la rentabilidad de la criptomoneda y de la evolución de su red, mientras que el crecimiento del consumo asociado a la inteligencia artificial está vinculado a la expansión de aplicaciones productivas, científicas y comerciales. Por ello, aunque ambas tecnologías compiten por recursos energéticos e infraestructura, la IA presenta un potencial de crecimiento y transformación económica considerablemente mayor.

En cualquier caso, tanto la minería de criptomonedas como la inteligencia artificial reflejan una tendencia común: la creciente importancia de la economía digital como nuevo actor dentro de la demanda energética mundial.

Fuentes:

International Energy Agency. (2025). Energy and AI. IEA. https://www.iea.org/reports/energy-and-ai

International Energy Agency. (2025). Energy demand from AI. In Energy and AI. IEA. https://www.iea.org/reports/energy-and-ai/energy-demand-from-ai

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International Energy Agency. (n.d.). Artificial intelligence. IEA. https://www.iea.org/topics/artificial-intelligence

Anadolu Agency. (2025, November 19). AI and data centers emerge as new determinants of global energy demand. https://www.aa.com.tr/en/energy/general/ai-and-data-centers-emerge-as-new-determinants-of-global-energy-demand/53003

Energías Renovables. (2025, April 11). La demanda de electricidad de los centros de datos se duplicará en los próximos cinco años. https://www.energias-renovables.com/panorama/la-demanda-de-electricidad-de-los-centros-20250411

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ADEERA presentó el Protocolo ARC de asistencia recíproca entre distribuidoras de electricidad

Con el objetivo de proteger a los usuarios y minimizar el impacto en el servicio de energía provocados por fenómenos climáticos extremos, desastres naturales o sucesos técnicos mayores, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA) anunció el lanzamiento oficial del Protocolo ARC (Asistencia Recíproca en Contingencias).

Esta iniciativa establece, por primera vez, un marco de colaboración formal y solidario entre las distribuidoras de todo el país.

El protocolo define los procedimientos para la solicitud, coordinación y provisión de asistencia entre empresas, en aquellos casos en que una contingencia supere la capacidad operativa de una distribuidora para acelerar la normalización del servicio público.

El usuario en el centro

El cambio climático ha intensificado la frecuencia de tormentas severas, olas de calor extremo y fuertes vientos que dañan las redes de Alta y Media Tensión.

Ante estos escenarios, la velocidad de respuesta es vital. El Protocolo ARC tiene como gran objetivo fortalecer la respuesta del sector energético garantizando asistencia en momentos que están fuera de la habitualidad, comunicó la entidad.

Gabriel Scorolli, Coordinador de la Comisión Técnica de Mantenimiento de ADEERA destacó que “Con el Protocolo ARC estamos dando un paso importante en la coordinación del sector, estableciendo un esquema claro para la asistencia entre distribuidoras. Esto nos permite mejorar la capacidad de respuesta ante eventos severos y actuar de manera más eficiente en la restitución del servicio”.

Logística las 24 horas

Para garantizar que la ayuda no quede solo en un papel y se traduzca en soluciones reales en la vía pública, establecieron los siguientes lineamientos operativos y de coordinación::
⦁ Designación de contactos operativos con disponibilidad permanente: responsables de gestionar solicitudes de asistencia.
⦁ Procedimientos de solicitud y respuesta: con identificación de recursos requeridos y evaluación de disponibilidad por parte de las distribuidoras.
⦁ Coordinación centralizada: ADEERA funcionará como el nodo inteligente que recibirá las alertas, evaluará el volumen de daños y coordinará qué empresas tienen la capacidad logística de enviar soporte técnico.
⦁ Transparencia financiera: para dar previsibilidad al mercado, el protocolo fija reglas claras de reembolso de viáticos y costos operativos entre las compañías en un plazo de 30 días posteriores a la emergencia.

El objetivo de la asistencia

El protocolo ARC, que cuenta con adhesión voluntaria, establece que la asistencia mutua se mantendrá activa hasta la recuperación de condiciones operativas normales del servicio, la mitigación de riesgos en la vía pública para la seguridad de los ciudadanos y que se realice una evaluación técnica de cierre.

Las empresas se reunirán en comisión para evaluar el desempeño y seguir perfeccionando los tiempos de respuesta de cara al futuro, se indicó.

De la presentación del Protocolo ARC participaron Claudio Bulacio (Adeera), Esteban Klymenko (Edesur), Gabriel Scorolli (Edenor), Eduardo Bonavita (Desa), Enrique Carvajal (Edemsa) y Leonardo Cabezas (Edelap).

Antes de esta decisión la colaboración era espontánea y ha habido antecedentes entre las distribuidoras socias de Adeera. Hoy, con el lanzamiento del Protocolo ARC, el mercado de la distribución eléctrica en Argentina da un paso formal demostrando que la vocación de servicio y la cooperación son herramientas potentes para cuidar el bienestar del usuario final.

Acerca de Adeera

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo.

En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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Mayor incidencia de Neuquén en las exportaciones nacionales de crudo y gas

La provincia del Neuquén logró un aumento sostenido en sus envíos de petróleo y gas hacia mercados internacionales durante el período enero – mayo de 2026, consolidando a la provincia como el principal motor energético de la Argentina.

“La tracción de la producción provincial tuvo un impacto determinante en las estadísticas a nivel país. Mientras las exportaciones totales de Argentina crecieron 24,3 por ciento, el rubro específico de combustibles y energía registró un alza de 44,9 por ciento, un dinamismo sectorial que fue explicado en un 91 por ciento por el impulso exclusivo de la producción neuquina en Vaca Muerta”, se describió.

Un informe del gobierno provincial destacó registros del INDEC que indicaron que “las ventas globales neuquinas de hidrocarburos experimentaron una fuerte expansión interanual de 103,5 por ciento. En términos financieros, el balance significó pasar de operaciones por 1.695 millones de dólares en los primeros cinco meses del año anterior, a un total de 3.450 millones de dólares en el ciclo actual”.

El gran salto cuantitativo estuvo impulsado casi en su totalidad por el rendimiento de los yacimientos en Vaca Muerta. El informe detalló que el 98 por ciento del incremento en las exportaciones de la provincia provino directamente de los resultados que arrojó la actividad hidrocarburífera.

La participación relativa de Neuquén dentro de la canasta exportadora energética nacional se elevó de 38,3 al 54,7 por ciento. Asimismo, la provincia patagónica incrementó fuertemente su peso relativo dentro de la pauta exportadora total del país, logrando ascender de 5,2 al 8,5 por ciento, se destacó.

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El Gobierno “actualizó y simplificó” mediante un decreto la Ley de Inversiones Mineras

El gobierno nacional “actualizó y simplificó” el reglamento del Régimen de Inversiones Mineras (Ley 24196), una norma activada en 1993 durante el gobierno de Carlos Menem que llevaba más de 30 años sin modificaciones. La Administración Milei oficializó ahora el Decreto 482/2026 que, se argumentó, “permitirá que el potencial minero se siga desarrollando con reglas claras, simples y previsibles”.

Se describió que estas modificaciones son el resultado de un trabajo articulado entre los ministerios de Economía, de Desregulación y Transformación del Estado, y la Agencia de Recaudación y Control Aduanero, Jefatura de Gabinete de Ministros, y Legal y Técnica de Presidencia.

Economía destacó al respecto que “la norma introduce adecuaciones orientadas a actualizar la aplicación del régimen vigente a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas, para modernizar y simplificar los procedimientos administrativos mediante la incorporación de herramientas digitales y la reducción de cargas burocráticas”.

Ahora, se dispone la sustitución integral del Anexo del Decreto 2686/93. Entre los principales cambios se destacan: la agilización del sistema de importaciones, reemplazando el esquema previo de autorizaciones y certificaciones manuales por un sistema más dinámico e interoperable con Aduana; la optimización del mecanismo de devolución del IVA; y una mayor precisión en el alcance de la estabilidad fiscal.

Se establece, por primera vez en la Ley, la definición de “proyecto minero” y, en función de ello, se dispone la presentación de declaraciones juradas a nivel de proyecto.

En los considerandos del nuevo decreto “se redefine el universo de sujetos alcanzados, aclarando los requisitos para la inscripción de quienes desarrollan actividades mineras por cuenta propia y detallando el régimen aplicable a los prestadores de servicios mineros, a la vez que se incorporan precisiones relativas a los compromisos de presentación documental, así como a los mecanismos de suspensión y caducidad previstos para el adecuado cumplimiento del régimen”.

En particular, se establece para los nuevos proyectos el requisito de acreditar su titularidad y presentar sus lineamientos básicos.
Asimismo, se incorpora la constitución del domicilio electrónico y la figura formal de los bienes reacondicionados; se amplía el radio de integración regional fomentando los proveedores locales y la competitividad logística; y se establecen requisitos específicos para los prestadores de servicios mineros.

“En atención a la experiencia recabada durante los años en vigencia del régimen ahora modificado, se considera pertinente redefinir el concepto de integración regional, ampliando el límite actualmente dispuesto a quinientos kilómetros (500 km), en concordancia con las excepciones que se han otorgado oportunamente”, se puntualizó.

La ampliación del límite propuesto fomentará la competitividad, permitirá extender la cadena de producción a un territorio más amplio, mediante la integración entre yacimientos y plantas de beneficio, y promoverá el crecimiento de la actividad, señala el Decreto.

Asimismo, en los considerandos del D-482 se hace hincapié en que “la fecha de la estabilidad fiscal será la fecha de presentación del estudio de factibilidad o de la información complementaria que permitió su aprobación, y que el acto de aprobación habilita expresamente al beneficiario a reclamar por vulneraciones a dicha estabilidad”.

“En atención a que la estabilidad fiscal se otorga por el plazo de treinta (30) años, resulta fundamental requerir que los beneficiarios mantengan actualizado su estudio de factibilidad ante cualquier modificación sustantiva del proyecto”, se puntualizó.

También “se optimiza significativamente” el procedimiento para la devolución acelerada del Impuesto al Valor Agregado (IVA) correspondiente a la etapa de exploración.

Además, se actualiza la reglamentación del régimen de importaciones de la Ley 24.196, sustituyendo el anterior sistema de autorizaciones previas y certificados que debían ser emitidos por la Autoridad de Aplicación, por un mecanismo más ágil que permite al importador la presentación de una declaración jurada sobre el destino minero de los bienes, simplificando los trámites respectivos.

Por otra parte, se introduce la opción de un seguro ambiental obligatorio como mecanismo de garantía real externa que traslada el riesgo a un tercero solvente y regulado, en línea con la armonización del artículo 23 de la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente (Ley 25.675).

De esta manera, el seguro se incorpora como un mecanismo alternativo de cumplimiento de las obligaciones de prevención ambiental previstas en la Ley de Inversiones Mineras, evitando la duplicación de exigencias y la superposición de esfuerzos por parte de las empresas, indicó Economía.

En resumen quedan ratificados los beneficios principales de:
Estabilidad Fiscal, garantía de 30 años por la cual el Estado se compromete a no incrementar la carga tributaria total.
Amortización Acelerada que permite deducir los gastos de inversión en menor tiempo para el pago del Impuesto a las Ganancias.
Devolución de IVA: Reintegro del Impuesto al Valor Agregado para las inversiones realizadas durante la etapa de exploración.
Beneficios Aduaneros: Exenciones y facilidades en los derechos de importación para bienes de capital y equipos necesarios para la actividad.

“Esta reforma se enmarca en la política de desburocratización y simplificación impulsada por el Estado Nacional, con el objetivo de optimizar la relación entre el Estado, los ciudadanos y el sector productivo”, remarcó Economía.

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Monóxido de carbono: MetroGAS utiliza la I.A. para difundir consejos y prevenir la intoxicación

En el Día de la Prevención y Concientización contra el Monóxido de Carbono, MetroGAS publicó un video que combina innovación tecnológica, experiencias de vida y recomendaciones para evitar uno de los principales riesgos del invierno.

Ante el inicio de la temporada de bajas temperaturas, la compañía lanzó una nueva edición de su campaña de prevención de intoxicaciones por inhalación de monóxido de carbono con el objetivo de acercar información clara, útil y accesible para el cuidado de las personas en el hogar.

El monóxido de carbono es un gas altamente peligroso que no se ve, no tiene olor ni sabor y puede estar presente en los hogares sin que las personas lo adviertan.

Se genera por la combustión incompleta de productos que contienen carbono y, de acuerdo con la cantidad inhalada, puede provocar desde dolores de cabeza, mareos y náuseas hasta intoxicaciones graves e incluso la muerte.

Como novedad, este año la compañía desarrolló una pieza audiovisual que incorporó herramientas de inteligencia artificial en su proceso de producción para fortalecer un mensaje preventivo y de bien público. La realización incluyó la conceptualización creativa, el desarrollo del guion y la generación de las escenas finales con IA.

“Buscamos incorporar nuevas herramientas que nos permitan fortalecer el alcance y la efectividad de nuestros mensajes de prevención. La inteligencia artificial fue utilizada como un recurso de producción dentro de un proceso creativo y técnico supervisado por personas en todas sus etapas”, señaló Hernán Chiesa, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.

La campaña de MetroGAS fue concebida a partir de una premisa simple: los síntomas de una intoxicación por inhalación de monóxido de carbono pueden confundirse con molestias cotidianas y, justamente por eso, la prevención, la observación de las señales de alerta y la acción a tiempo son fundamentales.

“En MetroGAS entendemos que la innovación solo tiene sentido cuando ayuda a comunicar mejor. En esta campaña incorporamos herramientas de inteligencia artificial para amplificar un mensaje de utilidad pública, sin perder de vista que la prevención es el verdadero eje de nuestro trabajo. La tecnología estuvo al serviciode una comunicación clara, responsable y orientada al cuidado de las personas”, afirmó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

Las intoxicaciones por monóxido de carbono, en números:

Según datos relevados por la compañía, durante todo 2025 se registraron 54 intervenciones vinculadas a incidentes por monóxido de carbono en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y el sur del Gran Buenos Aires, con cerca de 120 personas hospitalizadas y 15 fallecidos. Estos datos son los más altos de los últimos 9 años.

Las situaciones de riesgo más frecuentes están relacionadas con la falta de ventilación, las rejillas obstruidas, conductos de evacuación deficientes y el mal funcionamiento de artefactos a gas. Los equipos destinados a la producción de agua caliente, como calefones, termotanques y calderas, concentran más del 90 por ciento de los incidentes asociados al monóxido de carbono. Vale tener en cuenta también que otro tipo de artefactos utilizados para calefaccionar o cocinar, como braseros o salamandras a leña, liberan monóxido de carbono.

Entre las principales recomendaciones para prevenir intoxicaciones, MetroGAS recuerda:

  • Revisar los artefactos a gas y los conductos de evacuación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
  • Verificar que la llama de los artefactos a gas sea siempre azul y uniforme.
  • No utilizar los artefactos para fines distintos a aquellos para los que fueron diseñados.
  • No usar el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
  • Evitar secar ropa sobre estufas o fuentes de calor a gas.
  • En baños y dormitorios, instalar únicamente artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada.
  • Ventilar los ambientes todos los días, incluso cuando hace frío.
  • No tapar ni obstruir las rejillas de ventilación.
  • Ante cualquier falla, apagar el artefacto y contactar a un profesional habilitado.
    Los síntomas más frecuentes de intoxicación incluyen dolor de cabeza, náuseas o vómitos, mareos, alteraciones visuales, letargo o confusión, pérdida de conocimiento y convulsiones.
    Ante la aparición de estos signos, es fundamental actuar rápidamente: abrir puertas y ventanas, salir al aire libre y solicitar asistencia de inmediato.
    “La intoxicación por monóxido puede evitarse. Nuestro desafío es seguir generando conciencia para que cada vez más personas incorporen hábitos de prevención y podamos reducir al mínimo los accidentes”, agregó Di Lázzaro.
    La intoxicación por inhalación de monóxido de carbono puede ser fatal, pero puede evitarse.
    Ante cualquier duda o emergencia, MetroGAS recuerda que se encuentra disponible la línea gratuita 0800-999-1050, además del SAME (107) y el 911

Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Su cobertura del servicio 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.

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Combustibles: mejoran los márgenes, pero hay debate sobre el precio en surtidor

Los márgenes de refinación de los combustibles registraron una fuerte recuperación en abril de 2026, impulsados por el aumento de los precios de las naftas y el gasoil en es. Sin embargo, mientras las refinadoras muestran una mejora en sus resultados, especialistas advierten que la reciente caída del petróleo internacional abre un nuevo interrogante: si los combustibles subieron cuando el crudo aumentó, ¿bajarán ahora que el mercado internacional se retrae?

Según un informe elaborado por el ingeniero Alberto Fiandesio, el margen bruto de refinación de la nafta súper aumentó 30,8% respecto de marzo, mientras que el del gasoil grado 2 avanzó 40,4%. La mejora se explica principalmente por el incremento de los precios de los combustibles en es, que crecieron más que el valor del petróleo utilizado como referencia para el cálculo.

Durante abril, el precio promedio del crudo nacional subió 11,3% y acumuló un incremento cercano al 77% en los primeros cuatro meses del año. Sin embargo, la nafta aumentó 15,6% y el gasoil 20,2% en es por litro. A esto se sumó una caída del tipo de cambio del 1,1% respecto de marzo, lo que amplificó la valorización en es de los combustibles comercializados en el mercado local.

Como resultado, el margen de refinación alcanzó los US$ 33,1 por barril para la nafta súper y los US$ 55,6 por barril para el gasoil. Mientras el margen de la nafta quedó 9,3% por debajo del registrado un año atrás, el del gasoil se ubicó 18,9% por encima del nivel observado en abril de 2025.

Los precios sin impuestos en planta de despacho alcanzaron además máximos históricos dentro de la serie relevada desde 2006. La nafta promedió US$ 0,8338 por litro y el gasoil US$ 0,9749 por litro.

Fiandesio destaca que la principal explicación de esta recuperación fue que los precios de los combustibles crecieron por encima del aumento del crudo, favorecidos por la apreciación cambiaria. En particular, el gasoil mostró un desempeño sobresaliente, con márgenes que superan ampliamente los promedios históricos.

La otra cara del debate

Mientras los márgenes mejoran, el director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Roberto Carnicer, plantea que la discusión ya no debería centrarse en si los combustibles aumentaron cuando subió el petróleo, sino en qué ocurrirá ahora que el precio internacional comenzó a retroceder.

Si el surtidor se ajusta cuando sube el petróleo, el consumidor tiene derecho a esperar algún grado de simetría cuando el petróleo baja”, sostiene el especialista.

Según su análisis, el aumento de marzo trasladó sólo parcialmente el shock petrolero internacional. Entre febrero y marzo, el precio del WTI subió 41,7%, mientras que la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires aumentó 24,2%, lo que implica un traslado cercano al 58% de la suba del crudo.

Se trasladó algo más de la mitad del shock internacional”, explica Carnicer, quien remarca que ese ajuste se concentró casi exclusivamente en marzo. Posteriormente, los precios locales permanecieron relativamente estables, pese a que el petróleo continuó operando en niveles elevados durante abril y mayo.

La caída del petróleo y las expectativas

El especialista subraya que la reciente baja del WTI se produjo principalmente después del 12 de junio y se concentró en apenas tres jornadas de negociación, cuando el mercado comenzó a descontar una eventual normalización de la oferta petrolera internacional.

Desde los US$ 84,88 por barril registrados el 12 de junio hasta los US$ 76,54 del 17 de junio, el petróleo cayó cerca de 9,8%.

Si se aplicara la misma relación observada durante el aumento de marzo, Carnicer estima que existiría un margen teórico para una reducción de alrededor de $117 por litro en la nafta súper. En un escenario de traslado pleno de la baja del crudo, la reducción podría acercarse a los $201 por litro. No obstante, aclara que estos cálculos son sólo una referencia, ya que el precio final depende también de impuestos, costos logísticos, márgenes comerciales y decisiones empresariales.

Márgenes récord y una discusión abierta

La coexistencia de márgenes de refinación en recuperación y una baja reciente del petróleo internacional instala un nuevo eje de discusión en el sector energético.

Por un lado, los datos de Fiandesio muestran que las refinadoras lograron recomponer significativamente su rentabilidad durante abril gracias al fuerte aumento de los combustibles en es. Por otro, Carnicer sostiene que la reciente corrección del mercado petrolero internacional justifica revisar la evolución futura de los precios locales.

“La pregunta ya no es si se justificaba el aumento de marzo, sino qué parte de la baja internacional puede llegar al consumidor y en qué plazo”, concluye el especialista.

Así, mientras los márgenes de refinación alcanzan niveles históricamente elevados, el foco del debate comienza a desplazarse hacia la transparencia y la simetría en la formación de los precios que pagan los consumidores en los surtidores argentinos.

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El Brent toca mínimos de tres meses mientras el mercado aguarda certezas sobre Ormuz

La desescalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán empuja los precios a la baja desde los picos de más de US$ 120 por barril registrados en el pico de la crisis. Un estudio de la Reserva Federal de Dallas concluye que la economía norteamericana resistió el shock mejor de lo esperado. En Vaca Muerta, la baja del crudo presiona márgenes pero no detiene la marcha exportadora.

La corrección se profundiza

El Brent retrocedió el martes hasta los US$ 77,2 por barril, extendiendo las pérdidas de la sesión anterior y tocando su nivel más bajo en casi tres meses. El WTI, por su parte, cerró en US$ 73,67 por barril, una caída de 0,26% respecto de la jornada previa. En el acumulado del mes, ambos marcadores perdieron más del 21%.

La caída contrasta con los máximos del ciclo. El barril de Brent llegó a superar los US$ 120 durante el pico de la crisis, y el analista Tamas Varga, de PVM Oil Associates, consideró que la reapertura condicional del Estrecho de Ormuz, el levantamiento de la declaración de fuerza mayor de Kuwait y el fin del bloqueo naval norteamericano convencieron al mercado de que la perturbación que había impulsado los precios a esos niveles “ya terminó del todo”.

Negociaciones bajo tensión y Ormuz en movimiento

La dinámica del precio responde, ante todo, al estado de las conversaciones entre Washington y Teherán. Catar y Pakistán, que ofician de mediadores en Suiza, informaron que ambas partes acordaron una hoja de ruta de 60 días con vistas a un acuerdo definitivo. El Tesoro de los Estados Unidos autorizó además la producción, entrega y venta de petróleo e hidrocarburos iraníes por ese mismo plazo, lo que disparó las expectativas de una recuperación más rápida de la oferta.

El tráfico a través del Estrecho de Ormuz se reactivó: Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos retomaron rutas de exportación alternativas, mientras que Irán despachó más de 30 millones de barriles en la última semana. Una reapertura plena de la vía podría liberar unos 80 millones de barriles al mercado, sumando presión bajista en un contexto de demanda débil.

La incertidumbre, sin embargo, persiste. El programa nuclear iraní sigue siendo un punto de conflicto: el vicepresidente JD Vance afirmó que Teherán había aceptado el regreso de inspectores, afirmación que los medios iraníes desmintieron. Esa ambigüedad impide que el mercado descuente plenamente el fin de las hostilidades.

La Fed de Dallas y la resiliencia norteamericana

Paralelamente a la negociación diplomática, la Reserva Federal de Dallas publicó un análisis sobre el impacto del shock del crudo en la economía de los Estados Unidos. El estudio modeló cierres del Estrecho de Ormuz de uno, dos y tres trimestres, y encontró efectos moderados sobre la inflación, tanto en el índice de precios al consumidor general como en el núcleo, con consecuencias que se disiparon con relativa rapidez sin dejar huella inflacionaria persistente.

El reporte señala además que la economía norteamericana podría resultar aún más resistente ante este tipo de shocks que en años anteriores: la energía bajó de representar el 13,3% del PBI al 5,7% en los últimos 40 años. La Reserva Federal de Boston amplió esa perspectiva al identificar dos cambios estructurales que amortiguan el golpe: el crecimiento sustancial de la producción doméstica de petróleo y la caída en la proporción del gasto destinado a energía.

Con todo, la inflación PCE, el indicador de referencia de la Fed, saltó del 2,9% en febrero al 3,8% en abril, empujada principalmente por el alza en los precios de la energía.

Vaca Muerta: récord productivo en un mercado que baja

La corrección del crudo llega en un momento peculiar para el sector energético argentino: el mejor desempeño exportador de su historia.

De la mano de Vaca Muerta, Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico de producción de petróleo, con 628.924 bbl/d. La cuenca explica el 67% del petróleo argentino y el 58% del gas, y la balanza energética aportó en ese mes el 52% del superávit comercial total del país, que cerró en US$ 2.711 millones, el más alto para un mes de abril.

Las exportaciones de crudo alcanzaron en mayo de 2026 los US$ 1.172 millones, un incremento interanual del 322%, consolidándose como el principal producto de exportación del país.

Ese desempeño coexiste con una tensión de fondo. El consultor Daniel Dreizzen, titular de Aleph Energy, advirtió que US$ 80 por barril sigue siendo un precio muy competitivo para invertir en Vaca Muerta, pero que los US$ 65 se acercan demasiado al breakeven, es decir, al precio de equilibrio para justificar nuevas inversiones.

Estimaciones privadas sostienen que, aun con precios internacionales más bajos durante el resto del año, el sector podría registrar un nuevo récord histórico de superávit energético, superando los US$ 7.289 millones de 2025, dado que el crecimiento de los volúmenes exportables compensa parcialmente la caída en el valor unitario del barril.

La advertencia de fondo la formula el propio mercado: una caída sostenida por debajo de los US$ 70 pondría en discusión el ritmo de inversión en nuevas almohadillas de shale, en un año en que el país depende del avance de la infraestructura de transporte para consolidar su salto exportador.

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El ENReGE autorizó la transferencia de las acciones de CITELEC a los nuevos dueños

A través de la Resolución 130/2026, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó la transferencia de acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (CITELEC S.A.) en manos de la estatal Energía Argentina S.A., en favor de Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), en el marco de la política de privatización de activos que está ejecutando el gobierno nacional.

La R-130 , firmada por los Directores Hector Sergio Falzone – Griselda Lambertini – Marcelo Alejandro Nachon – Vicente Serra, determina “Notificar” esta decisión a ENARSA, y a la adjudicataria de las acciones que fueron licitadas, EDISON TRANSMISIÓN S.A., a GENNEIA S.A., a CITELEC S.A. y a TESA.

Se trató del Concurso de compraventa del 50 % del capital social total de CITELEC S.A. -paquete accionario en poder de ENARSA-. CITELEC es la sociedad que ejerce el control de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A. y también de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires TRANSBA.

Cabe referir que, mediante la Resolución ME 673/2026, en mayo último se adjudicó el Concurso al oferente primero en orden de mérito, integrado por EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A., por un monto total de U$S 356.174.811,78 (sin IVA), disponiéndose un plazo de 15 días hábiles para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones según el Pliego Único de Bases y Condiciones.

Los adjudicatarios constituyeron entonces la firma Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), cuyos accionistas son EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A. en partes iguales.

En los considerandos de la R-130 se describe que EDISON TRANSMISIÓN S.A. forma parte del conglomerado controlado por EDISON HOLDING, una sociedad que actúa como vehículo de inversión y no desarrolla actividad operativa directa en la Argentina.

Los accionistas de EDISON HOLDING son WODEN HOLDING SOCIEDAD ANÓNIMA (WODEN HOLDING S.A.) -titular del 25,50 % del capital y el 50 % de los votos-, firma controlada por Juan Jorge NEUSS, presidente del directorio de EDISON HOLDING; PERSEO HOLDING GROUP LTD, sociedad de responsabilidad limitada constituida en las Islas Vírgenes Británicas, cuyos beneficiarios finales son Rubén CHERÑAJOVSKY y Luis Santiago GALLI, director de EDISON HOLDING; INVERLAT INVESTMENTS S.A., cuyos beneficiarios finales son Nelson POZZOLI (director de EDISON HOLDING), Carlos Alberto GIOVANELLI, Carlos Federico SALVAI (director de EDISON HOLDING) y Guillermo Eduardo STANLEY y; la EMPRESA INVERSORA DE ENERGÍA SOCIEDAD ANÓNIMA UNIPERSONAL (S.A.U.), controlada por Juan Jorge NEUSS.

Por otra parte, se hace referencia al otro accionista GENNEIA S.A., descripta como una sociedad argentina cuyo objeto social consiste en la generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque, la comercialización y transporte de propano vaporizado, gas licuado y cualquier otro tipo de gas.

Y se detalla que los accionistas de GENNEIA S.A. son ARGENTUM INVESTMENTS I LLC, cuyo beneficiario final es Zachary SCHREIBER; LAIG EOLIA S.A., cuyo beneficiario final es Jorge DE PABLO CAJAL; FINTECH ENERGY LLC, cuyo beneficiario final es David Manuel MARTÍNEZ GUZMÁN; y BANCO DE SERVICIOS Y TRANSACCIONES S.A., titular fiduciario del “Fideicomiso en Garantía JHB OT” de los herederos de Jorge Horacio BRITO; Jorge Pablo BRITO y Delfín Jorge Ezequiel CARBALLO.

La R-130 describe que “Habiéndose adjudicado el concurso y formalizado el contrato de compraventa el 4 de junio de 2026, la capacidad técnica y económica de los adquirentes para integrarse a CITELEC S.A. como accionistas ha sido validada por la autoridad ministerial y por lo tanto, el control específico de este Ente Regulador (ENReGE) se limita a evaluar el impacto de la transferencia sobre la competencia en el mercado mayorista y el estricto cumplimiento del marco normativo sectorial”.
Al respecto, se destacan TRES (3) ejes de control regulatorio que limitan cualquier distorsión competitiva: a) Ampliaciones del sistema de transporte concesionado a TRANSENER S.A.; b) Tarifas aplicables a los usuarios del sistema de transporte y remuneración de TRANSENER S.A. y; c) Libre acceso.

Y se indicó que, respecto de las ampliaciones, la transportista no puede iniciar de forma discrecional la extensión de sus redes y toda obra requiere la solicitud de los usuarios interesados (Generadores, Distribuidores o Grandes Usuarios), la realización de una Audiencia Pública y la aprobación previa del ENReGE mediante la emisión del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública.

Se señala que los mecanismos vigentes prevén: a) Ampliaciones por contratos entre partes (celebrado por el/los usuario/s con la Transportista o con un Transportista Independiente) – b) Ampliaciones por concurso público (contrato celebrado por los usuarios con la Transportista o con un Transportista Independiente previa licitación pública aprobada por el ENReGE ) – y c) Teniendo en cuenta el monto de la obra, las mismas pueden clasificarse en ampliaciones Menores y Ampliaciones Mayores .

Para estas últimas el ENReGE dispondrá la celebración de una Audiencia Pública y requerirá Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública-. d) Esquema de Concesión de Obra Pública, incorporado para infraestructura crítica de alta tensión.

En cuanto a las tarifas aplicables, la Resolución 130 indica que la retribución de la transportista está estrictamente regulada bajo los principios de la Ley marco 24.065, “los cuales garantizan la confiabilidad del servicio e impiden la aplicación de tarifas diferenciadas o cargos discriminatorios entre agentes, esta remuneración es determinada por el ENReGE”.

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OLACDE: El impacto inflacionario en la región por el conflicto en Medio Oriente

El conflicto bélico en Medio Oriente -desatado por los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero-, y la consecuente disrupción del comercio global a través del Estrecho de Ormuz han provocado un punto de inflexión en la economía de América Latina y el Caribe (ALC).

Según datos de inflación presentados por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en su reporte periódico, “la inflación energética mensual de la región aumentó drásticamente en marzo de 2026, alcanzando el 1,42 %. Esta cifra representa un salto frente al 0,19 % registrado en febrero y marca el valor más alto de los últimos 12 meses, detonado por la escalada en una ruta por la que transita el 20 % del petróleo global, impulsando el crudo internacional que llegó hasta los U$S 116 por barril”.

El referido reporte señala que “a pesar de contar con una matriz de generación eléctrica altamente renovable, la región mantiene una dependencia del petróleo y sus derivados. Esta vulnerabilidad se tradujo en un encarecimiento promedio regional del 21 % en el diésel y del 15 % en la gasolina, con bandas de precios internos de entre 0,7 y 2,07 dólares por litro de gasolina y entre 0,8 y 1,65 de diésel”.

El impacto de este shock energético actuó como mecanismo de transmisión hacia la economía, encareciendo los costos logísticos, el transporte y el precio de los alimentos. Como consecuencia, la inflación total mensual (de toda la economía) de la región se duplicó, acelerándose desde el 0,38 % en febrero hasta el 0,75 % en marzo, marcando también su techo más alto en el último año.

El reporte visibiliza un impacto asimétrico, donde los países netamente importadores han enfrentado una severa presión fiscal, mientras que las naciones exportadoras perciben ingresos extraordinarios de corto plazo, aunque quedan igualmente expuestas a la volatilidad de los mercados.

Por otra parte, mientras algunos países permitieron una mayor transferencia del aumento internacional del petróleo a los consumidores, otros recurrieron a subsidios, rebajas impositivas, fondos de estabilización o esquemas de contención parcial. De esta manera, el traslado del shock energético a la inflación no fue total, gracias a la heterogeneidad de políticas de amortiguación, se indicó.

“La magnitud del shock de marzo demuestra que los choques geopolíticos intensos logran romper los esquemas de contención local, evidenciando que, aunque la correspondencia no es de “uno a uno” debido a las intervenciones estatales, la transmisión de la tendencia al alza de los precios se ha vuelto casi ineludible”, se destacó.

Con este monitoreo regional, OLACDE reafirma su rol fundamental como la fuente técnica para entender la dinámica económica y los desafíos de la integración, la seguridad y el desarrollo energético en América Latina y el Caribe.
https://www.olade.org/publicaciones/junio-2026reporte-n-25-inflacion-energetica-de-america-latina-y-el-caribe-ie-alc/

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RIGI: Diputados cuestionaron el informe de Daniel González

Varios diputados nacionales de la oposición presentaron un proyecto de Resolución expresando su “repudio frente a la exposición del secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, en el plenario de comisiones del 3 de junio de 2026, en el marco del debate por el proyecto denominado “Súper RIGI”.

Los legisladores refirieron que el funcionario “afirmó que las inversiones adheridas al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) eran nuevas en su totalidad, contradiciendo documentación empresarial y normativa provincial”.

Asimismo, solicitaron al Poder Ejecutivo “el cumplimiento de la obligación constitucional de emitir información veraz, rigurosa y respaldada con datos objetivos, garantizando así el respeto a la división de poderes y el derecho al acceso a la información pública de toda la población”.

La presentación fue impulsada por los diputados María Jimena López, Hilda Aguirre, Carlos Castagneto, Ana María Ianni; Adriana Sarquis, y Hugo Yasky.

Señalan que “González dijo ante el Congreso que el RIGI no tiene costo fiscal porque los proyectos que subsidia no habrían existido sin el régimen. El problema: es mentira, y se prueba con los propios documentos de las empresas”.

Tres datos que lo demuestran:

El acuerdo del proyecto de GNL Southern se firmó tres días antes de que el RIGI fuera ley. Está registrado ante la SEC de Estados Unidos con responsabilidad legal.

Rio Tinto compró el proyecto de litio Rincón en 2021 por U$S 825 millones, tres años antes del RIGI. Cuando anunció la expansión que hoy figura en el régimen por U$S 2.299 millones, no mencionó al RIGI en ninguna parte de su comunicado.

El Parque Solar El Quemado ya tenía dos meses de obras cuando pidió adherirse al RIGI. Lo aprobaron igual.

“Lo que esto significa, señalaron los legisladores, es que el Estado está entregando 30 años de beneficios fiscales a proyectos que ya iban a hacerse. Si los proyectos son preexistentes, el costo fiscal no es cero. Es enorme. Y González lo sabe”. El proyecto exige que el Ejecutivo vuelva al Congreso a dar información veraz, rigurosa y verificable.

El texto del Proyecto de Resolución señala que “Los proyectos documentados en los fundamentos del presente no pretenden ser un análisis exhaustivo del RIGI ni de su impacto económico. Son ejemplos suficientes para demostrar que, ante este Congreso, el secretario González incurrió en alguna de las siguientes situaciones, todas ellas igualmente inaceptables para un funcionario del Poder Ejecutivo Nacional:

“O bien mintió deliberadamente, sabiendo que los proyectos que citó como prueba del poder transformador del RIGI existían con anterioridad al régimen y habrían sido ejecutados de todas formas; o bien desconoce los proyectos que administra, no habiendo consultado los propios comunicados regulatorios de las empresas beneficiarias antes de concurrir a informar al Poder Legislativo; o bien el Estado asignó beneficios fiscales extraordinarios por 30 años sin verificar la adicionalidad de las inversiones que estaba subsidiando, lo que constituye una negligencia grave en el ejercicio de la función pública”, señala el documento.

Cualquiera de estas tres alternativas justifica el repudio que este proyecto y exige, como mínimo, que el Poder Ejecutivo concurra nuevamente ante este Cuerpo a brindar información veraz, rigurosa y verificable, reclaman.

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OEA: Brito (Genneia) afirmó que Argentina puede ser un Hub Global en Energía y la I.A.

La empresa argentina generadora de energías renovables Genneia, participó del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, organizado en el marco de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), realizada en Panamá.

El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación, se describió.

En ese contexto, el presidente de Genneia, Jorge Brito, integró el panel “Energía y Recursos Críticos”, donde compartió su visión sobre las oportunidades que posicionan a la Argentina como un actor estratégico en el nuevo mapa energético global, en la antesala de la 56ª Asamblea General de la OEA, encabezada por su Secretario General, Albert Ramdin, donde participarán presidentes y ministros de los países miembros e invitados especiales.

“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito. Y destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y renovables.

“La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, señaló.

Asimismo, remarcó el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala.

“El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica”, afirmó.

Durante el panel también se abordó el crecimiento exponencial de la demanda energética asociada a la Inteligencia Artificial y la oportunidad que representa para países con abundancia de recursos energéticos competitivos.

“Hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”, explicó Brito.

Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”, agregó.

Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado.

Genneia reafirmó su compromiso con la promoción del diálogo público-privado y con el impulso de iniciativas que contribuyan a consolidar una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible para la Argentina.

Acerca de Genneia
Genneia es la empresa líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de energía eólica y el 26 % de la solar. La compañía tiene en funcionamiento 8 parques eólicos y 6 parques solares. Con estos activos, ha elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.580 MW.

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La OPEP proyecta que la producción argentina se duplicará hacia 2050

La Organización de Países Exportadores de Petróleo acaba de difundir su informe de perspectivas petroleras de largo plazo, y el dato que más resuena de este lado del mapa es directo: Argentina y Brasil serán, de acá a 2050, los dos países que empujen la oferta de crudo de América Latina por fuera del bloque OPEP+. No es un dato menor. El organismo calcula que la región pasará de 7,5 millones de bbp/d en 2025 a 9,6 millones en 2030. Y todavía no para ahí: para 2050, la proyección trepa a 11,6 millones de bbp/d.

El rol de Vaca Muerta

En el caso argentino, el crecimiento tiene nombre y apellido: Vaca Muerta. El informe le atribuye a la formación no convencional de la cuenca Neuquina casi toda la expansión prevista. Hoy el país produce 1 millón de bbp/d; en 2030 esa cifra subiría a 1,3 millones. Pero el salto grande llega después: hacia 2050, la OPEP ve a la Argentina en 2,1 millones de bbp/d, más del doble de lo que extrae en la actualidad.

Hay, sin embargo, una advertencia que el sector ya conoce de memoria: la cuenca no tiene salida directa al mar. Por eso la ampliación de la capacidad de transporte aparece, una y otra vez, como la condición que tiene que cumplirse para que ese crecimiento se concrete. Oleoductos como el Oldelval ampliado, o proyectos como Vaca Muerta Sur, son justamente las piezas que faltan cerrar: sin infraestructura midstream, el recurso geológico no se traduce en barriles exportables, por más reservas que haya bajo tierra.

A esto se suma un segundo factor, mencionado casi al pasar pero no menos relevante: la OPEP liga la continuidad del crecimiento a una mayor estabilidad económica y fiscal del país. Dicho de otro modo, es lo que buena parte de la industria viene pidiendo desde hace años: previsibilidad para comprometer capital a veinte o treinta años de plazo.

Brasil, el otro gigante regional

Brasil seguirá su propio camino, apoyado en el presal y en los proyectos de aguas profundas. Ahí la producción treparía de 3,7 millones de bbp/d en 2025 a 4,4 millones en 2030, y llegaría a un techo cercano a los 5,8 millones de bbp/d a comienzos de la década de 2040. Después de ese pico, la curva bajaría levemente hasta 5,6 millones de bbp/d en 2050.

La diferencia con la Argentina está justamente ahí: mientras el techo brasileño ya tiene fecha más o menos definida, salvo que aparezcan nuevos recursos de gran escala, la trayectoria de Vaca Muerta todavía no muestra señales de techo hacia 2050, según el propio organismo.

Malvinas suma un actor al tablero regional

Hay una novedad para el Atlántico Sur que vale la pena marcar. A fines de 2025, después de años de estudios, se dio luz verde al desarrollo del yacimiento Sea Lion, en las Islas Malvinas. Se espera que arranque a producir en 2028, con un nivel inicial de unos 50.000 bbp/d, a través de una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga que apunta a un recurso de 170 millones de barriles.

El primer hallazgo costa afuera en la zona fue en 2010, y desde entonces se identificaron otros yacimientos, como Casper y Darwin. Si la primera etapa de Sea Lion funciona, la OPEP no descarta una segunda fase sobre otros 150 millones de barriles, lo que abriría la puerta a desarrollar más activos en el área.

Surinam y Venezuela, los otros nombres de la región

Más allá del eje Argentina-Brasil, el informe pone el foco en Surinam como el próximo productor relevante de la región. El proyecto GranMorgu, que opera TotalEnergies, arrancaría en 2028 con una capacidad de 220.000 bbp/d y, si todo sale como está planeado, no sería el único desarrollo de la zona.

El caso de Venezuela es distinto: la OPEP no lo incluye en sus proyecciones país por país, pero igual lo sigue viendo como el de mayor potencial de crecimiento regional, gracias al tamaño de sus reservas, siempre que consiga atraer inversión. Algo de eso ya se nota en el comercio marítimo. Según la firma Signal Ocean, las exportaciones de crudo venezolano por vía marítima vienen subiendo desde que Estados Unidos reactivó licencias para actividades energéticas vinculadas al país: el volumen mensual pasó de unos 0,62 millones de barriles en enero a cerca de 1,5 millones hacia mediados de junio (medido sobre una media móvil de siete días), con seis meses consecutivos de subas y un crecimiento acumulado del 144% en el período.

La inversión que exige el escenario global

Detrás de todo esto hay una demanda mundial que no deja de crecer. La OPEP la ubica en 105,1 millones de barriles diarios para 2025, en 113,3 millones para 2030 y, ya en el horizonte de 2050, en 124,1 millones. Buena parte de ese crecimiento se concentra en Asia, Medio Oriente, África y América Latina. Para la región latinoamericana puntualmente, la demanda treparía de casi 7 millones de bbp/d en 2025 a 9,7 millones de bbp/d en 2050.

Sostener ese ritmo, advirtió el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais, exige inversión sostenida en toda la cadena energética. Solo para el sector petrolero, el organismo calcula que hacen falta US$17,7 billones entre 2026 y 2050: más de US$700.000 millones por año, a nivel global.

Datos: World Oil Outlook 2050, Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP); Signal Ocean.

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OLACDE y CELAC promueven la integración y seguridad energética con horizonte al 2040

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) presentaron en Montevideo el Plan Indicativo Regional de Interconexión Eléctrica con horizonte al año 2040.

La iniciativa —impulsada junto a la Unión Europea a través del programa Euroclima y con la implementación de GIZ— propone una visión de largo plazo que define los corredores eléctricos claves para el futuro energético de la región.

El programa, compuesto por 16 proyectos de infraestructura de interconexiones eléctricas, requiere una inversión inicial de 3.500 millones de dólares al 2040, una cifra que los informes técnicos califican como altamente rentable debido a que se amortizaría entre 2 y 6 años (payback). La meta hacia 2040 es alcanzar una interconexión óptima de 5.000 MW que reduzca drásticamente las emisiones de CO2 y el gasto en combustibles fósiles.

La relación beneficio-costo de las inversiones del Plan es, en promedio, de 10 a 1 con un beneficio económico neto entre U$S 1.000 y U$S 5.000 millones por año, este último considerando un escenario de alta electrificación en la región. Estos beneficios se manifiestan gracias al intercambio seguro y barato de energía limpia entre países vecinos.

La VIII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC se realizó el 18 de junio con la participación de organismos financieros y socios de cooperación, con un objetivo central de debatir sobre los desafíos de la convergencia regulatoria en el sector energético en un contexto marcado por la variabilidad climática y la expansión de las energías renovables.

El secretario ejecutivo de OLACDE, Andrés Rebolledo, destacó la importancia de iniciar un proceso orientado al diálogo y negociación de un Tratado de Integración Energética para América Latina y el Caribe, un instrumento jurídico que actualmente no existe en la región y cuya creación es hoy más urgente y necesaria que nunca para fortalecer la seguridad energética, la cooperación regional y la transición sostenible.

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MEGSA-CAMMESA: 24,6 MMm3/d para la 1Q de julio. PPP U$S 4,78 en el GBA

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 29/06/2026 al 12/07/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se presentaron 23 ofertas, por un volumen total de 24,6 millones de metros cúbicos día y Precios Promedio Ponderados de U$S 3,96 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,78 el MBTU puesto en el GBA.

Desde Chubut se realizaron 4 ofertas por un volumen total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén 8 ofertas que totalizaron 9,4 MMm3/día. Desde Santa Cruz 3 ofertas por 2,4 MMm3/día.Desde Tierra del Fuego 5 ofertas por 7,9 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas por un total de 1,1 MMm3/día.

Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 3,83 a U$S 4,16 según la cuenca de origen, en tanto que los precios en el GBA fueron desde U$S 4,55 hasta U$S 4,98 el MBTU.

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Energía precalificó 232 ofertas técnicas para el AlmaSADI. Abrirán Sobres B antes de fin de mes

La Secretaría de Energía determinó la calificación de 232 ofertas, sobre un total de 235 presentadas, en el marco de la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para el “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)”, efectuada mediante la Resolución 50/26 de la misma Secretaría.

El 27 de mayo último se recepcionaron en sobre cerrado las Ofertas (Sobres “A” y “B”), y se abrieron los Sobre “A” contabilizándose 235 ofertas realizadas por 37 empresas, por un total de 8.338 MW de potencia.

Luego de analizar la documentación presentada por los oferentes, CAMMESA remitió a la Subsecretaría de Energía Eléctrica el informe no vinculante de precalificación de las ofertas presentadas.

La Dirección Nacional de Generación Eléctrica de la Subsecretaría mencionada emitió un Informe Técnico en el que se efectuaron recomendaciones respecto de la calificación de las ofertas conforme el análisis realizado por CAMMESA.

Entonces, la resolución 136/2026 ahora oficializada señaló que “por haber incurrido en incumplimientos del Pliego, que se detallan en los respectivos informes individuales remitidos por CAMMESA, corresponde descalificar TRES ofertas (números 139, 176 y 235 para Buenos Aires, Entre Ríos y Santa Fe, respectivamente) convirtiéndolas en inadmisibles por presentar deficiencias insalvables que no permiten su evaluación y/o comparación en condiciones de igualdad con las restantes ofertas admitidas”.

“Las restantes ofertas han cumplido con los requerimientos del Pliego, motivo por el cual corresponde resolver su calificación para la siguiente etapa de la referida Convocatoria”, señala la R-136.

Entonces, CAMMESA deberá realizar la apertura de los Sobres “B” de las ofertas calificadas de acuerdo al cronograma aprobado, en la hora y el lugar que definirá la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.

La iniciativa de la S.E. por este tipo de licitación obedece a que las condiciones de abastecimiento en ciertos nodos críticos y regiones eléctricas requieren la incorporación de oferta que mejore las condiciones de operación de esas áreas del SADI incorporando oferta confiable, flexible y de módulos adecuados para la red, hasta tanto se desarrollen las ampliaciones de transporte en Alta Tensión.

Así fue como en febrero de este año se autorizó la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “Almacenamiento AlmaGBA”, con el fin de celebrar Contratos de Generación de Almacenamiento con los Agentes Distribuidores del MEM, EDENOR S.A. y EDESUR S.A., y con CAMMESA como garante de pago de última instancia para la contratación de Centrales de Generación de Almacenamiento para la Confiabilidad en la región AMBA, donde se estableció una potencia objetivo referencial de 500 MW.

Mediante la referida convocatoria se adjudicaron 713 MW de capacidad en nodos de la red del GBA con proyectos de diferentes escalas y empresas en condiciones de competencia, orientados a mitigar los riesgos de abastecimiento en el área hasta que se concreten las ampliaciones de Transporte en Alta Tensión previstas en la Resolución 311/2025 de la S.E., en particular la denominada AMBA I.

Luego, y mediante la Resolución 50/2026 (febrero) Energía autorizó la licitación Nacional e Internacional para el “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)”, y activar Acuerdos de Almacenamiento por el Servicio de potencia y reservas operativas y de corto plazo para el MEM con CAMMESA.

El Pliego estableció que las ofertas deberán asegurar la provisión de la Energía Suministrada y la puesta a disposición de Potencia Contratada a través de Centrales de Generación de Almacenamiento de energía eléctrica (BESS) nuevas en el SADI, y que la potencia objetivo referencial deberá ser de 700 MW.

Cabe destacar que los 235 proyectos presentados correspondieron a 37 empresas, y que los 8.335 MW, significan 12 veces más que los 700 MW establecidos como potencia objetivo en la licitación.

Conocida ya la evaluación técnica de las ofertas se prevé que la apertura de las ofertas económicas (Sobre B) ocurra el 24 de junio. Se espera que los primeros días de julio, se realice la adjudicación de las ofertas, que en esta primera etapa tendrían una inversión estimada de 700 millones de dólares, teniendo en cuenta el referido objetivo de 700 MW.

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