La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.
La iniciativa convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.
El presidente de la ATCC, Ariel Masut, destacó al respecto que “venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”.
La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y negocios.
El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro que reunirá a autoridades gubernamentales, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales. El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global.
La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán talleres de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.
Asimismo, se abordará como tema la integración de Inteligencia Artificial y las soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.
El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.
Texas como plataforma de negocios
Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC, consideró que “Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”.
El Estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional, destacó la entidad empresaria.
En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector.
Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara (https://argentinatexas.org/)
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, afirmó, respecto de los precios de los combustibles líquidos y la pausa por 45 días por parte de YPF en los incrementos en las bocas de expendio como consecuenca de la fuerte suba internacional del petróleo, que “nosotros no tomamos ninguna medida regulatoria, no participamos en esa decisión, a diferencia de los gobiernos anteriores, no frenamos exportaciones, no controlamos precios”.
Otras importantes operadoras en el mercado local adoptaron el mismo criterio que la petrolera de mayoría accionaria estatal puso en práctica el 1 de abril. YPF tiene más del 55 % de participación en el mercado interno de las naftas y gasoils.
Tettamanti aseveró que “Eso fue una autorregulación a la que llegaron de común acuerdo las empresas privadas, los refinadores con los productores de crudo, donde, evaluando desde el impacto que eso tiene en la demanda de los combustibles que venden y la situación de cada empresa, resolvieron hacer ese acuerdo”.
De fuentes empresarias trascendió la realización de reuniones y consultas con funcionarios de Energía -dependiente del ministerio de Economía- para analizar la incidencia de la fuerte suba internacional del crudo y del gas en el contexto del conflicto en Oriente Medio. De hecho, el barril de crudo promedia (29/4) los 110 dólares y el GNL los 20 dólares el MBTU.
Tales cotizaciones, tomadas como referencia en el mercado local, complican la situación inflacionaria que el gobierno procura contener. Por ello, además, decidió postergar por treinta días la actualización de los impuestos que gravan a los combustibles.
No obstante, Tettamanti afirmó en declaraciones periodísticas que replicó la S.E. que “cuando el Estado empieza a intervenir en los precios genera mucha incertidumbre, eso es pérdida de confianza, la pérdida de confianza es pérdida de crédito, pérdida de inversiones, pérdida de producción, pérdida de puestos de trabajo. Es una cadena de malas noticias”. “El gobierno no intervino, estamos dejando que los mercados se autorregulen”, insistió.
Habrá que ver si a mediados de mayo se continúa con la suspensión de los aumentos en las naftas y gasoils, o si las empresas operadoras activan una recomposición de ingresos. También habrá que ver que ocurre con el conflicto generado por los bombardeos de Estado Unidos e Israel sobre Irán, y el cierre de la circulación de buques tanque por el Estrecho de Ormuz.
La compañía argentina, referente en la provisión de componentes para instrumentación industrial y conducción de fluidos con más de 80 años de trayectoria, presentará en la Expo San Juan Minera una aplicación móvil que transformará la asistencia técnica en el terreno. La herramienta busca estandarizar la eficiencia y reducir las fallas en proyectos críticos de los sectores petrolero y minero.
La aplicación desarrollada por Casucci Automatización S.A. es una herramienta que asiste para seleccionar la conexión más adecuada en la instrumentación industrial. Ya no se trata solo de la calidad en la fabricación de los componentes o la resistencia química o mecánica de un tubo de instrumentación; el nuevo paradigma exige que el componente físico esté respaldado por una capa de inteligencia de datos que garantice su correcto desempeño desde el primer momento de su elección.
Bajo esta visión, Casucci ha decidido dar un paso disruptivo en el mercado local. La firma, que ha consolidado su liderazgo como proveedora estratégica de las principales proyectos de Oil&Gas, mineros y nucleares, llevará a la 11° Expo Internacional San Juan Minera una propuesta que representa un valor agregado a la fabricación de componentes de instrumentación: un asistente digital diseñado para acompañar la toma de decisiones técnicas en campo, a través de cualquier dispositivo móvil y sin la necesidad de estar conectado a Internet.
El ecosistema digital como garante de la seguridad operativa
La digitalización de la ingeniería de campo es una respuesta a la necesidad de mitigar el error humano y optimizar los tiempos de montaje en yacimientos y plantas de procesamiento. La nueva aplicación de Casucci, que tendrá su debut exclusivo en el Stand A119 de la muestra sanjuanina, ha evolucionado desde una herramienta de cálculo técnico, presentada en los años ’80, hacia un ecosistema de asistencia que cubre las variables más sensibles del control de procesos.
A través de esta plataforma, los ingenieros y proyectistas podrán acceder a un conversor de unidades de alta precisión, una calculadora de caudal y coeficiente de flujo (Cv), pero también a herramientas de mayor complejidad técnica, como un asistente para el cálculo de parámetros de tuberías, que permite calcular la presión de ruptura y la presión de trabajo de un tubo de instrumentación, dependiendo del factor de seguridad. Uno de los puntos más destacados de este desarrollo es su capacidad para ofrecer recomendaciones de materiales específicos para fluidos según su nivel de corrosión, un factor determinante para la vida útil de los activos en los proyectos.
La meta que persigue la compañía con este despliegue tecnológico es clara: alcanzar un estándar que reduzca al mínimo las fallas. En sistemas donde la presión y la temperatura llevan los materiales al límite, contar con un asistente que guíe la selección y asegure la compatibilidad técnica de cada componente es la mejor inversión en seguridad operativa.
Automatización y personalización: el sistema X-PRESS
La Industria 4.0 exige respuestas rápidas a problemas específicos que muchas veces no se encuentran en un catálogo estándar. Por ello, la aplicación también integra un asistente inédito para la creación de prototipos de adaptadores X-PRESS (alta presión) personalizados. Esta función permite que el profesional de campo pueda configurar soluciones de conexión a la medida de su necesidad, acelerando los procesos de diseño y fabricación que tradicionalmente requerían largas semanas de consultas técnicas.
Este enfoque de automatización de servicios refleja la experiencia que Casucci ha capitalizado, sobre todo, en el sector de Oil & Gas. Al trasladar el rigor técnico de la fabricación a una aplicación móvil que asista en la instrumentación, la empresa propone un modelo de trabajo en el que la rapidez y precisión de la interfaz digital complementa la instrumentación en campo.
Una invitación exclusiva en San Juan
La presentación de la aplicación móvil en la Expo San Juan Minera, que se realizará del 6 al 8 de mayo, será la avant-première exclusiva para líderes de proyecto, jefes de planta, instrumentistas y personal de mantenimiento, que podrán interactuar con el software antes que nadie. Los interesados, podrán acceder a la app móvil en el Stand A119 y descargarla en sus propios dispositivos móviles, velando por el nuevo estándar en la asistencia técnica industrial.
Con más de ocho décadas de historia acompañando el desarrollo industrial y energético del país, Casucci Automatización reafirma su trayectoria empresarial como pionera en la fabricación de componentes y sinónimo de evolución tecnológica. La integración de software avanzado en la conducción de fluidos trasciende la novedad tecnológica para posicionarse como compromiso con la integridad de los proyectos que definirán el futuro económico de la Argentina.
Axion Energy y el Ministerio de Capital Humano formalizaron un acuerdo para brindar capacitación gratuita en “Herramientas para la Atención al Cliente”.
Rubricado por la ministra Sandra Pettovello, el secretario de Trabajo Julio Cordero y el vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy, Agustín Agraz, el acuerdo se enmarca en las acciones de articulación entre el sector público y privado para fortalecer el ingreso al mundo laboral.
La iniciativa está destinada a jóvenes mayores de 18 años con secundario completo que formen parte del programa de formación del Ministerio de Capital Humano. La capacitación contará con un cupo de entre 35 y 40 participantes, que cursarán en el Centro de Formación del Ministerio de Capital Humano, ubicado en Av. Paz Soldan 5200, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante la última semana de abril se realizará la inscripción para quienes quieran participar.
“En AXION Energy creemos que la educación es un pilar fundamental para el desarrollo de la comunidad, y que el sector privado tiene un rol activo en aportar recursos, innovación y visión para fortalecer la gestión estatal. Nuestra experiencia demuestra que, cuando trabajamos junto al Estado —especialmente incorporando tecnología—, la educación se convierte en la mejor inversión para el desarrollo de la comunidad”, sostuvo Agraz.
El curso tendrá una duración total de 40 horas, distribuidas en un formato híbrido: 24 horas de aprendizaje asincrónico y 16 horas presenciales sincrónicas.
Entre los recursos clave se encuentra el análisis del impacto del lenguaje corporal y el tono de voz en la percepción del cliente, así como el aprendizaje del método HEART (Escuchar, Disculparse, Agradecer, Empatizar y Resolver) específicamente orientado a la resolución de situaciones críticas y conflictos. Los participantes adquirirán habilidades prácticas en proactividad, cumplimiento y venta, las cuales se perfeccionan mediante dinámicas interactivas de role play y teatro en vivo que permiten desarrollar la capacidad crítica y la creatividad en escenarios reales de servicio.
De esta manera, se ofrece un conjunto de herramientas integrales diseñadas para transformar la atención convencional en una gestión de experiencias de excelencia. Cabe destacar que AXION energy está llevando adelante una constante innovación en toda su red de estaciones de servicio, ofreciendo una experiencia integral a sus clientes como su diferencial clave.
La compañía ha desarrollado diversos proyectos educativos, destacándose su fuerte presencia en Campana, donde la empresa posee su refinería. En ese marco, AXION energy impulsa el Programa Lazos, una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes en el último año de la escuela secundaria, brindándoles herramientas para la finalización de sus estudios y su inserción en el mundo laboral.
A través de este programa, se trabajan habilidades clave para el futuro, como la orientación vocacional, la preparación para el empleo y el desarrollo personal. Cada año, más de 1.100 jóvenes participan de esta propuesta.
La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, sostuvo que “se necesita importar GNL en los días más fríos del invierno porque falta transporte” (gasoductos). Y al respecto agregó que “en Argentina hubo una situación en la que el transporte no fue siguiendo el ritmo de la demanda. Entonces, en pleno invierno no hay capacidad de transporte suficiente para abastecer los picos de demanda”.
No obstante, la funcionaria no se refirió a la decisión del gobierno nacional de no continuar con la construcción de la Segunda Etapa del Gasoducto Troncal Perito Moreno (antes denominado Presidente Néstor Kirchner) que ya estaba proyectado para llevar gas natural producido en Vaca Muerta hasta el sur de la provincia de Santa Fe.
En declaraciones periodísticas que replicó la S.E., Tettamanti reflexionó que “no es eficiente construir una capacidad de gasoductos para cubrir la demanda de los días pico. Siempre va a haber va a ser más eficiente que la generación (de electricidad) o la industria consuma algo de combustible alternativo en el invierno, porque la infraestructura es muy cara”.
La funcionaria admitió que “todavía estamos un paso atrás de la infraestructura pero eso va a cambiar el año que viene”. “TGS está haciendo la ampliación (de capacidad) del Gasoducto Perito Moreno, (no la extensión de la traza) va a haber 14 millones de metros cúbicos más de transporte”.
Tettamanti sostuvo que “hoy para cubrir la demanda se va a tener que consumir un combustible alternativo al gas de cuenca, que es primero el GNL regasificado”.
Acerca de la suspensión del proceso licitatorio para la privatización de la operatoria de importación y regasificación de GNL, dispuesta hace pocos días por el ministerio de Economía dado el costo adicional que ello implicaría para los consumidores, Tettamanti explicó que “nuestra propuesta siempre es que las tarifas y los precios reflejen los costos, pero por la imprevisibilidad de la guerra nos pareció prudente mantener este año el rol de ENARSA (empresa estatal a cargo de la operatoria desde 2008), como una herramienta para ver a qué precio se vende el gas”.
La guerra en cuestión se trata de bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán, que derivó en la extensión del conflicto en la zona del Estrecho de Ormuz y elevó fuertemente los precios del petróleo y del gas a nivel internacional.
La Secretaria de Energía sostuvo que “estamos haciendo que el riesgo ahora lo tome el sector privado porque antes ENARSA traía barcos a ojímetro, ahora si vos necesitás GNL tenés que manifestar tu intención a través de MEGSA, tenés que comprometerte con un take or pay”.
Al momento de la suspensión de la privatización de esta operatoria, las empresas Naturgy y Trafigura habían ofertado el cobro de una tarifa o comisión de U$S 4,50 y U$S 4,57 por MBTU importado, respectivamente, considerada muy alta por Economía, sobre todo cuando procura contener la inflación.
Tettamanti refirió que “algunas industrias han dicho que frente a este costo del GNL se pasan a otro combustible alternativo, eso es eficiencia, es señal de precios”, pero no dió detalles.
La política de compras de GNL se apoyó en una apuesta riesgosa: demorar decisiones para intentar obtener mejores precios. Enarsa licitó tarde, rechazó ofertas sin asegurar cobertura mínima y perdió tiempo en un mercado donde el tiempo es determinante. Cuando finalmente decidió comprar, las condiciones empeoraron: menos oferta, mayor dependencia y menor margen de negociación. La llegada anticipada del frío expuso ese descalce: faltó gas en el momento crítico, obligando a cortes y a compras de urgencia en el mercado spot, más caras y menos previsibles. En síntesis, no fue un error puntual sino una falla de gestión del riesgo: por intentar ahorrar al inicio, se terminó pagando más y con menor seguridad de abastecimiento.
Los problemas de abastecimiento de gas natural en la Argentina, no son un fenómeno inesperado ni excepcional, sino la reiteración de una dinámica estructural que, año tras año, se manifiesta con particular crudeza ante la llegada del invierno. Gas hay, Vaca Muerta bate récords de producción, mientras que los cortes prematuros en el suministro por redes han encendido alarmas tanto en el ámbito industrial como en la esfera gubernamental, poniendo en evidencia las limitaciones de un sistema que, aun siendo uno de los más extensos del mundo, exhibe una marcada fragilidad frente a los picos de demanda estacional.
Estacionalidad
El rasgo distintivo del sistema argentino es su extrema estacionalidad. Mientras que en un día típico de verano la demanda residencial ronda los 20 MMm3/d, en los días más fríos esa cifra puede escalar hasta los 100 MMm3/d. Esta variación abrupta no encuentra correspondencia en la capacidad de transporte, que permanece rígida frente a semejante exigencia. A ello se suma una carencia estructural aún más significativa: la inexistencia de almacenamiento a gran escala que permita amortiguar esas oscilaciones. Así, el sistema queda expuesto a una lógica de funcionamiento en tiempo real, donde cualquier desfasaje entre oferta y demanda se traduce de inmediato en restricciones.
Es en ese punto donde adquiere centralidad el gas natural licuado (GNL), que opera como un recurso de compensación para cubrir los picos de consumo que los gasoductos no pueden abastecer. Su función es clara: reforzar el suministro en los momentos críticos, particularmente cuando las temperaturas descienden por debajo de los 5º centígrados. Sin ese aporte, el sistema simplemente no alcanza a toda la demanda. Los cargamentos, regasificados en terminales como Escobar y Bahía Blanca, permiten inyectar gas en el anillo que abastece al área metropolitana de Buenos Aires, epicentro de la demanda invernal.
Demanda internacional
Este año el GNL está llegando tarde y en menor cantidad. La combinación de un frío anticipado, una demanda que respondió con la previsibilidad habitual y una oferta de GNL insuficiente configuró un escenario de tensión ya en abril. Si bien las proyecciones climáticas anticipaban un invierno exigente —y aunque podría concederse que el conflicto en el Servicio Meteorológico Nacional haya tenido alguna incidencia marginal en la anticipación fina de esos pronósticos—, nada de ello alcanza para explicar las deficiencias de la planificación. Máxime cuando el contexto internacional ya delineaba un panorama complejo. La persistencia de la guerra en Ucrania y las tensiones en el Golfo Pérsico incrementaron la demanda global de GNL, presionando los precios al alza y reduciendo la disponibilidad de cargamentos flexibles. En ese escenario, la previsión no era una opción, sino una condición necesaria para garantizar el abastecimiento.
No obstante, lo que predominó fue una secuencia de marchas y contramarchas en la política de compras. Enarsa impulsó licitaciones que, en algunos casos, fueron declaradas desiertas o directamente dejadas sin efecto. Posteriormente, se recurrió al mercado spot, en condiciones menos favorables y con menor margen de negociación.
Este comportamiento no constituye una anomalía menor: en el mercado del GNL, el tiempo es un recurso tan crítico como el precio, y su pérdida implica una degradación inmediata de la posición negociadora.
La falta de previsibilidad y de planeamiento
El invierno, por definición, es un evento completamente previsible, al igual que la dependencia del GNL para cubrir los picos de demanda. Sin embargo, las decisiones adoptadas —licitaciones tardías, cambios de estrategia, compras de último momento— reflejan una lógica errática que trasciende la coyuntura y se inscribe en un patrón recurrente. Sus consecuencias son concretas y conocidas: mayores costos, menor seguridad de abastecimiento y la necesidad de recurrir a cortes en sectores no prioritarios, como las estaciones de GNC y ciertas industrias.
La situación se torna aún más delicada si se considera el contexto reciente. Apenas una semana después de haber anunciado públicamente el fin de los cortes a las estaciones de GNC, volvieron a registrarse restricciones. Este dato no es menor, sobre todo en un escenario donde el GNC comienza a expandirse en el transporte público, lo que podría amplificar las implicancias políticas de futuras interrupciones.
En el plano de las decisiones de compra, también se advierten inconsistencias. En un primer momento, se buscó trasladar al sector privado la responsabilidad de adquirir cargamentos, pero ante ofertas consideradas inconvenientes, se optó por no adjudicar y retornar a un esquema de compras centralizadas. La intención de evitar precios elevados y optimizar el costo fiscal puede resultar atendible; sin embargo, cuando no se acompaña de una estrategia de cobertura adecuada, termina derivando en el efecto inverso: compras más caras en condiciones de urgencia y con un costo político superior.
Displicencia
Frente a este escenario, surge inevitablemente la pregunta sobre la naturaleza del problema: ¿se trata de corrupción o de ineptitud? La respuesta exige prudencia. La existencia de licitaciones anuladas o reabiertas no constituye, por sí sola, prueba de irregularidades. Para sostener una acusación de esa índole se requieren investigaciones formales y evidencia concreta. Lo que sí resulta evidente es la presencia de desorden en la política de compras, amateurismo en la planificación, cambios de criterio difíciles de justificar y un manejo del tiempo claramente deficiente.
Aun así, sería un error atribuir la totalidad del problema a la coyuntura reciente. Incluso bajo una gestión impecable, el sistema seguiría siendo vulnerable. Lo sucedido no responde únicamente a la llegada anticipada del frío, sino a una forma de gestionar que, al subestimar la necesidad de cobertura frente al riesgo, termina exponiendo al sistema a las urgencias del clima y a las restricciones de su propia arquitectura. Una vez más, la realidad confirma una lección recurrente en materia energética: aquello que no se planifica con anticipación, se paga —y caro— en el momento de mayor necesidad.
YPF Digital, en conjunto con Santander Argentina, anunciaron el lanzamiento de una nueva funcionalidad en la App YPF que permitirá a los usuarios obtener rendimiento sobre el dinero disponible en su cuenta, marcando un nuevo avance en la evolución de su propuesta digital.
La iniciativa responde a una de las funcionalidades más esperadas por los usuarios y refuerza el compromiso de ambas compañías en el desarrollo de soluciones centradas en mejorar la experiencia y la eficiencia en la gestión del dinero.
A partir de mayo, los saldos disponibles en la App podrán generar rendimiento de manera simple, transparente y automática, con la aceptación previa del usuario. La tasa se estima que será muy competitiva, permitiéndole a APP YPF ubicarse entre las opciones más atractivas del mercado.
“El dinero en cuenta es hoy el medio de pago más utilizado dentro de la aplicación. Con esta nueva funcionalidad, proyectamos acelerar su adopción, crecer y consolidar su uso, apoyados en una propuesta de valor que combina eficiencia para todo el ecosistema y una de las tasas de rendimiento más altas del mercado para el usuario”, señaló Mauro Cercós, Gerente General de YPF Digital.
La solución fue desarrollada junto a Santander Argentina, que aporta la infraestructura financiera. La gestión de los fondos y la administración de los instrumentos de inversión está a cargo de Santander Asset Management Argentina, lo que permite generar rendimientos de manera automática.
Este desarrollo se enmarca en la estrategia del banco de integrarse como socio financiero de los principales ecosistemas digitales del país, acercando soluciones simples, seguras y accesibles a millones de usuarios en su vida cotidiana.
“Simplificar la gestión del dinero y generar valor en el día a día de las personas es uno de los ejes de nuestra estrategia. Esta funcionalidad es un paso concreto en ese camino, porque permite que millones de usuarios accedan a una solución de ahorro e inversión de forma simple y directamente desde la app que ya utilizan. Al mismo tiempo, refleja cómo en Santander estamos evolucionando hacia un modelo en el que integramos nuestras capacidades financieras en los principales ecosistemas digitales del país”, señaló José Bandin, Head de Retail & Comercial Banking & Insurance de Santander Argentina.
Documento: YPF-Público Documento: YPF-Público Este lanzamiento se enmarca en un proceso de evolución continua de la App YPF, que en los últimos meses desplegó funcionalidades como transferencias abiertas, pago en dólares, pago de servicios, autodespacho y precio diferencial nocturno, entre otras. De esta manera, amplía su relevancia en la vida cotidiana y consolida la relación digital con millones de usuarios. Acerca de Santander Argentina Santander Argentina es el primer banco digital con sucursales del sistema financiero argentino por volumen de depósitos. Con más de 280 sucursales, 8 sucursales de integración social y 11 Work Cafés, brinda servicios a más de 5 millones de clientes en 22 provincias y en la Ciudad de Buenos Aires. El banco impulsa un modelo de banca simple, personal y justa, con una fuerte inversión en tecnología, educación financiera y sostenibilidad, y una estrategia centrada en acompañar el desarrollo de las personas y las empresas. Acerca de YPF Digital YPF Digital es la compañía que integra y potencia los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes, con APP YPF como plataforma central que transforma la experiencia de consumo. Trabaja en la integración de aplicaciones, el lanzamiento de nuevas soluciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad
La ilusión de una transición energética acelerada, lineal y prácticamente irreversible hacia un mundo post-fósil se enfrenta, una vez más, con la realidad cruda de la geopolítica.
Los conflictos bélicos en Ucrania y el Golfo —arteria vital del sistema energético global— no ha hecho sino recordar una verdad incómoda: el petróleo, el gas y sus derivados continuarán siendo, en muchos aspectos, insustituibles en el corto y mediano plazo y también -digámoslo de una buena vez- en el largo plazo.
Desde sus orígenes conceptuales, la seguridad energética ha estado íntimamente ligada a los combustibles fósiles. Ya en la crisis de 1973, el eje del problema era garantizar el suministro continuo de petróleo y proteger infraestructuras críticas. Décadas después, la definición de la Agencia Internacional de la Energía mantiene, aunque matizada por preocupaciones ambientales, ese núcleo duro: disponibilidad física, precios asequibles y continuidad del suministro.
Es precisamente esta continuidad la que la guerra vuelve a poner en cuestión. El Golfo Pérsico no es un escenario periférico, sino el corazón de la circulación energética mundial. Cualquier perturbación en sus rutas —en particular en el estrecho de Ormuz— tiene efectos inmediatos sobre precios, expectativas y decisiones estratégicas. En este contexto, la transición energética deja de ser una narrativa tecnológica para convertirse en una variable subordinada a la estabilidad geopolítica.
La razón de fondo es estructural. Las economías contemporáneas no solo consumen energía: están organizadas en torno a sistemas complejos que dependen de infraestructuras fósiles. El transporte marítimo y aéreo, la petroquímica, la producción de fertilizantes, los plásticos, la logística global e incluso buena parte de la generación eléctrica continúan anclados en hidrocarburos. No se trata únicamente de una fuente energética, sino de un insumo civilizatorio.
A esto se suma un hecho frecuentemente soslayado: la transición energética no elimina las dependencias, las transforma. La expansión de las renovables exige cantidades crecientes de materias primas esenciales —litio, cobalto, tierras raras— cuya producción está aún más concentrada geográficamente que la del petróleo. En lugar de disipar la geopolítica, la reconfigura, generando nuevas vulnerabilidades y cuellos de botella.
Más aún, la electrificación masiva implica una creciente dependencia de redes altamente interconectadas —eléctricas y digitales— cuya resiliencia dista de estar garantizada. La proliferación de ciberamenazas sobre infraestructuras energéticas críticas introduce un vector de riesgo adicional que, paradójicamente, refuerza el valor estratégico de sistemas energéticos diversificados, entre ellos los fósiles.
¿Verde?
La arquitectura material de las energías limpias descansa, todavía, sobre cimientos fósiles. Las palas de los aerogeneradores y los marcos de los paneles solares incorporan resinas y polímeros derivados del petróleo; las torres y sus basamentos exigen acero y cemento, cuya producción requiere altas temperaturas hoy provistas, en su mayoría, por carbón o gas natural; y la propia cadena logística —desde la extracción de litio o cobre hasta el transporte global de componentes— depende de combustibles fósiles.
A ello se suma una restricción estructural: la intermitencia. Allí donde el sol declina o el viento cesa, el sistema eléctrico precisa fuentes firmes. En la práctica, las centrales de ciclo combinado a gas suplen esas caídas de generación, mientras que el almacenamiento a gran escala aún no ha alcanzado la madurez técnica y económica necesaria para prescindir de los hidrocarburos como respaldo.
No se vislumbra emancipación energética. El hidrógeno es sólo un vector que requiere de energía para su producción; la electrificación del transporte demanda más energía firme, gestionable. Las nuevas fuentes energías renovables aún requieren hidrocarburos para nacer y sostenerse. No hay transición salvadora.
El “Peak Oil”cada vez mas lejos
Prospectiva de la IEA
Así, la guerra en el Golfo opera como un revelador. Allí donde el discurso de la transición prometía una progresiva desvinculación de los combustibles fósiles, la realidad muestra que, ante la incertidumbre, los Estados priorizan el aseguramiento inmediato del suministro. Los países consumidores buscan diversificar fuentes y rutas; los productores, garantizar mercados; los Estados de tránsito, maximizar su posición estratégica.
La consecuencia es clara: la transición energética no se detiene, pero tampoco avanza al ritmo proclamado. Se ralentiza, se vuelve errática, condicionada por crisis que reafirman el papel del petróleo y el gas como pilares de estabilidad sistémica. En un mundo atravesado por tensiones geopolíticas crecientes, la energía deja de ser un problema técnico para volver a ser, como en sus orígenes, un problema de poder.
Así, lejos de un reemplazo abrupto, lo que se perfila es una larga coexistencia. Los hidrocarburos no desaparecen: se revalorizan como garantes de seguridad en un entorno incierto. La transición, más que una ruptura, aparece entonces como un proceso lento, fragmentado y profundamente condicionado por la geopolítica. Y en ese proceso, el Golfo —y las crisis que en él se gestan— seguirá siendo un recordatorio persistente de los límites de cualquier promesa de sustitución inmediata.
Alternativas pero reales
En este contexto de un futuro que impide realizar prospectivas realistas, en los ámbitos de planificación comienza a reconsiderarse de la energía nuclear como vector de estabilidad.
Lejos de los debates ideológicos que marcaron décadas anteriores, su carácter de fuente continua, gestionable y de alta intensidad energética, la posiciona como una alternativa atractiva frente a la intermitencia de las renovables y la volatilidad del precio y disponibilidad de los hidrocarburos. A ello se suma su relativa competitividad en costos una vez amortizadas las inversiones iniciales, así como su capacidad para reforzar la autonomía energética de los Estados. No obstante, su desarrollo exige niveles particularmente elevados de formación técnica, marcos regulatorios robustos y una cultura de seguridad rigurosa, lo que la convierte no solo en una opción energética, sino en un verdadero proyecto de política científica e industrial de largo plazo.
En paralelo, la coyuntura también está poniendo sobre la mesa el papel de la energía hidroeléctrica. Dentro de las estrategias de largo plazo se vuelve a pensar en una fuente renovable dotada de una elevada capacidad de gestión y almacenamiento —especialmente en sistemas con embalses— que permite regular la oferta eléctrica y acompañar la demanda con mayor previsibilidad. Su costo operativo relativamente bajo una vez construida, su larga vida útil y su contribución a la estabilidad de los sistemas eléctricos la convierten en un enorme activo estratégico.
Sin embargo, su despliegue no está exento de desafíos: requiere inversiones iniciales significativas, planificación territorial compleja, consensos sociales -gracias a las ONG´s que frenan el desarrollo, -particularmente en los países con menores recursos- y una ingeniería de alta especialización.
La conclusión que se impone, entonces, es incómoda pero ineludible: la energía ha vuelto a ocupar el centro de la disputa por el poder, y con ella, la política en su sentido más crudo. La retórica de una transición ordenada, guiada exclusivamente por imperativos ambientales, cede frente a la evidencia de que son los Estados —y no los mercados ni las consignas— quienes, en última instancia, definen los ritmos, las prioridades y los límites del cambio energético. En este escenario, la autonomía energética deja de ser un objetivo técnico para convertirse en un atributo esencial de la soberanía.
Aquellos países capaces de articular una matriz diversificada, apoyada en recursos propios, capacidades tecnológicas y decisiones estratégicas firmes, ampliarán sus márgenes de maniobra. Los demás quedarán, una vez más, expuestos a las presiones externas, a la volatilidad de los mercados y a las agendas impuestas. Porque, como vuelve a demostrar la crisis del Golfo, no hay transición posible al margen de los conflictos entre los grandes factores de poder y toda política energética es, en última instancia, subsidiaria de las tensiones geopolíticas.
Genneia S.A. (UTE Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.) realizó la mejor oferta económica, de 356.174.811,78 dólares, en el marco de la licitación nacional e internacional convocada por el gobierno para la venta del 100 % de su participación accionaria (de 52 por ciento) en CITELEC S.A., sociedad controlante de la transportadora de electricidad en alta tensión Transener.
La Comisión Evaluadora de ésta licitación había verificado el cumplimiento de los requisitos técnico-patrimoniales previstos en el Pliego de Bases y Condiciones, habilitando a tres empresas a participar de la etapa siguiente, de apertura de las ofertas económicas:
● Genneia S.A. (Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.): U$S 356.174.811,78 ● Central Puerto S.A.: U$S 301.000.000 ● Edenor S.A.: U$S 230.000.000
Transener administra una infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que atraviesan el país de norte a sur, una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre Jujuy y Santa Cruz, y opera instalaciones que constituyen la columna vertebral del transporte eléctrico nacional.
Asimismo, Transener controla Transba, concesionaria del servicio de Transporte de Energía Eléctrica por distribución troncal en la Provincia de Buenos Aires, con excepción de las instalaciones ubicadas dentro de la jurisdicción de Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.
Las acciones controlantes de Transener ahora privatizadas estaban en manos de la estatal ENARSA, empresa que el gobierno esta desguazando.
En un comunicado, el ministerio de Economía destacó que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.
“Con esta etapa, el proceso ingresa en su tramo final y permitirá retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, consolidando el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, donde la prestación del servicio público queda en manos privadas bajo regulación estatal”, se indicó.
La adjudicación está prevista para el mes de mayo, conforme al cronograma establecido, completando una instancia central dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).
Cabe señalar que el ministro de Economía, Luis Caputo, ratificó en las últimas horas la decisión del gobierno de Javier Milei de acelerar las privatizaciones de activos que quedan en manos del Estado Nacional, y en tal sentido señaló que pretende concluir dicho proceso hacia finales de este año, estimando que por esta política se pretende recaudar cerca de 2.000 millones de dólares.
Genneia y Edison Energía controlarán entonces Transener a través de Citelec
Poco después de conocido el resultado de la apertura de las ofertas económica, la UTE ganadora comunicó que “Genneia, compañía líder en generación de energías renovables, y Edison Energía, con negocios de generación, transmisión y distribución, anuncian que han resultado ganadores de la licitación para la adquisición de una participación accionaria clave en Transener, la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión de Argentina”.
Transener es la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, operando más del 80 % de la red de transmisión en este segmento. A través de su infraestructura, que se extiende por gran parte del territorio nacional y alcanza a más de 15 provincias, cumple un rol clave en la interconexión de los principales centros de generación con las áreas de mayor consumo, contribuyendo a la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico”, se describió.
A través de esta operación, ambas compañías formalizan su ingreso en el capital de la transportista. Con esta estructura, Genneia y Edison Energía asumen el co-control de la operación, junto a Pampa Energía (tenedora de otra participación accionaria).
Cabe referir que Genneia es empresa líder en la provisión de soluciones energéticas renovables 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 cuenta con 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento que han elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.580 MW.
En cuanto a Edison Energía, se trata de un holding creado por Juan y Patricio Neuss, junto a Rubén Cherñajovsky, Luis Galli (del grupo Newsan, fabricantes en Tierra del Fuego) que en los últimos años incursionó en el rubro energético en varias provincias. Juntos con Guillermo Stanley y Carlos Giovanelli (Inverlat Investments), accediaron a la distribución de electricidad vía EDET, empresa de distribución eléctrica de Tucumán; EJESA, empresa jujeña de energía; LITSA, transmisión eléctrica en el litoral.
En un escenario internacional atravesado por tensiones geopolíticas y cambios estructurales en los mercados energéticos, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe desarrollará la Conferencia Arpel 2026, que tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hilton Buenos Aires.
La Conferencia reunirá a autoridades gubernamentales, referentes internacionales y ejecutivos de primer nivel, un espacio clave para anticipar tendencias, generar oportunidades y fortalecer el diálogo entre los principales actores de la industria energética regional y global.
El encuentro pondrá el foco en el impacto de la geopolítica en la seguridad energética, el creciente protagonismo del gas natural como vector de integración regional y el desarrollo de Vaca Muerta como uno de los principales activos de hidrocarburos no convencionales a nivel global.
Comenzará con la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien ofrecerá una mirada estratégica sobre “Geopolítica y energía bajo Trump 2.0”, aportando contexto y perspectiva a una agenda global en plena transformación.
A continuación, un bloque central abordará los escenarios geopolíticos y de negocio para el sector energético de América Latina y el Caribe, con la participación de referentes de instituciones internacionales como el Center for Energy Studies del Baker Institute de Rice University, el Instituto de las Américas de la Universidad de California, S&P Global Energy y MAP Latam.
Durante la primera jornada tendrá lugar además una entrevista central a Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF, quien analizará el proceso de transformación de la compañía y su rol en la evolución de la industria de petróleo y gas en Argentina. CEOs del sector analizan el rumbo de la industria.
Uno de los pilares del programa serán los paneles de CEOs, espacios que reunirán a máximos ejecutivos de compañías líderes para debatir sobre inversión, crecimiento y sostenibilidad en un entorno marcado por la incertidumbre y la aceleración de los cambios.
El panel de petróleo contará con la participación de Julio Friedmann (ENAP), Cecilia San Román (ANCAP), Andrés Cavallari (Raízen), Ricardo Hösel (Oldelval), Felipe Bayón (GeoPark) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).
Por su parte, el panel de gas natural reunirá a Tomás Delgado (TGP), Horacio Pizarro (TGN), Oscar Sardi (TGS), María Julia Aybar (Hunt Oil Company) y Juan Manuel Rojas (Promigas).
En conjunto, estos espacios ofrecerán una visión directa sobre cómo las compañías están redefiniendo sus estrategias frente a la volatilidad de los mercados, la evolución de la demanda y los desafíos asociados a la transición energética.
Vaca Muerta y el NC.
El desarrollo de los recursos no convencionales ocupará un lugar destacado en la agenda, con un panel específico sobre Vaca Muerta y su proyección como motor de crecimiento para la región.
Participarán Juan Manuel Ardito (YPF), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Ricardo Digregorio (Pan American Energy) e Ignacio Mazariegos (GeoPark), quienes analizarán el estado actual de desarrollo, las perspectivas de expansión y los desafíos vinculados a infraestructura y acceso a mercados internacionales.
La agenda incorporará además otros temas clave como la expansión del uso y la exportación de LNG en la región, con la participación de Promigas y Naturgas de Colombia, la International Gas Union, TGS, Rystad, la Argentina-Texas Chamber of Commerce e YPF.
En materia de integración energética regional, participarán Petrobras, el Instituto Brasilero de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), TGN, OLACDE y Tecpetrol, aportando una mirada complementaria sobre las oportunidades de articulación entre países.
Tendencias en refinación
La Conferencia Arpel 2026 será también escenario de distintos paneles sobre las nuevas tendencias en refinación, con la participación de representantes de Ecopetrol, YPF, PAE, Arthur D. Little, Raízen, ENAP, Trafigura, ANCAP y S&P Global Energy. exploración en aguas profundas, gestión de riesgos climáticos y de transición, transformación digital, ciberseguridad industrial, inteligencia artificial y futuro del trabajo serán otros de los ejes que atravesarán el programa, reflejando la creciente complejidad del sistema energético global.
Las asociaciones del sector tendrán un rol destacado en dos espacios dedicados al análisis del presente y futuro del sector energético desde una perspectiva global y regional, con foco en las realidades específicas de cada país. Participarán Ipieca, SPE International, IOGP, IGU, WPC Energy, IBP, ACP, SNMPE, SPH, Naturgas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Más información en https://www.arpel.org/arpelconferencia
Los Emiratos Árabes Unidos anunciaron su salida de la OPEP y del esquema ampliado OPEP+ a partir del 1º de mayo, en una decisión que refleja un giro estratégico orientado a maximizar su capacidad productiva en un contexto de fuerte volatilidad energética global.
La medida se inscribe en una política de largo plazo centrada en expandir la producción y ganar participación de mercado. Analistas señalan que Abu Dabi viene impulsando una estrategia cercana al máximo nivel de extracción y apunta a alcanzar alrededor de 5 millones de barriles diarios hacia 2027, lo que resulta difícil de compatibilizar con los límites de cuotas del cartel.
El anuncio se produce además en medio de la crisis derivada del conflicto bélico entre EE.UU. e Irán y las disrupciones en el estrecho de Ormuz, que afectan el transporte global de crudo más que la producción en sí. En ese escenario, Emiratos busca posicionarse como proveedor flexible, con capacidad de responder rápidamente a déficits de oferta.
Desde el punto de vista histórico, el país —integrado por siete emiratos bajo liderazgo de Abu Dabi desde 1971— fue uno de los actores tradicionales del sistema petrolero internacional y miembro de la OPEP desde fines de los años sesenta. La organización, fundada en 1960 por países como Irán, Irak y Venezuela, surgió para coordinar políticas de producción frente al dominio de las grandes compañías occidentales.
En términos estructurales, Emiratos es uno de los actores más relevantes del mercado global: dispone de alrededor de 107.000 millones de barriles de reservas probadas, entre las mayores del mundo, concentradas principalmente en Abu Dabi. Su producción ronda los 3 millones de barriles diarios, con capacidad de expansión sostenida gracias a inversiones de la estatal ADNOC y a tecnologías de recuperación mejorada.
El crudo emiratí es mayoritariamente de tipo “ligero a medio” y relativamente bajo en azufre en comparación con otros productores del Golfo, lo que lo hace atractivo para refinerías asiáticas. De hecho, Asia concentra el grueso de sus exportaciones: países como Japón, India, Corea del Sur y China figuran entre sus principales compradores.
En paralelo, Emiratos ha desarrollado una política exterior energética pragmática. Mantiene una estrecha relación estratégica con Estados Unidos —incluyendo cooperación militar y energética—, al tiempo que sostiene vínculos crecientes con potencias asiáticas como China e India, principales destinos de su crudo. Esta diversificación le permitió reducir su dependencia de Occidente y consolidarse como actor autónomo dentro del mercado global.
La salida de la OPEP no implica un abandono de la cooperación internacional, pero sí un cambio en el enfoque: Abu Dabi prioriza la flexibilidad y la captura de mercado por sobre la disciplina de cuotas. En ese sentido, el movimiento podría debilitar la capacidad del cartel para influir en los precios internacionales y anticipa un escenario de mayor competencia entre productores, especialmente si otros países siguen el mismo camino.
Un informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía, OLACDE, destacó un crecimiento sostenido del sistema eléctrico regional: La generación regional alcanzó 153 TWh en diciembre de 2025, con un incremento interanual de 2,7 %, consolidando una tendencia de expansión moderada del consumo eléctrico.
Resulta de un mayor uso de generación térmica para respaldo: Ante la caída mensual de la hidroelectricidad (3 %) y la eólica (1 %), se registró un aumento en fuentes térmicas: carbón (9 %), gas natural (7 %) y petróleo (5 %), evidenciando su rol en la seguridad del suministro, se indicó.
El informe da cuenta de “una matriz mayoritariamente renovable, pero con presión operativa: El índice de renovabilidad regional se ubicó en 65 %, confirmando el liderazgo de energías limpias, aunque con fluctuaciones asociadas a la disponibilidad hídrica y climática”.
No obstante, hay un cambio en la dinámica interanual de generación: “Se observa un aumento en generación fósil, liderado por petróleo y derivados (7,4 TWh), junto con gas y carbón, mientras que fuentes renovables registraron mermas, como solar (−5,7 TWh) e hidroeléctrica (−3,1 TWh), reflejando una mayor dependencia coyuntural de fuentes térmicas”, se describió.
En cuanto a fuentes renovables no tradicionales, se puntualizó un crecimiento del 11 % en la generación nuclear y del 10 % en geotermia durante el último mes, como la evidencia de oportunidades en fuentes de energía estables, no dependientes de condiciones climáticas.
El valor de la seguridad energética:
En el actual escenario de variabilidad climática e incertidumbre internacional la región ha priorizado la seguridad energética: la capacidad de garantizar un suministro eléctrico ininterrumpido y asequible bajo cualquier circunstancia.
Aunque la matriz es predominantemente renovable, ALC utiliza un complemento de energía térmica (principalmente gas natural) que actúa como una red de seguridad, señaló el informe.
El desglose en energía generada por fuentes renovables indicó que : Hidroelectricidad: Representa el 43.9 %, siendo el pilar estructural de la región.
Energía Eólica: Con un aporte del 12.1 %, continúa su expansión gracias a la reducción de costos tecnológicos.
Energía Solar: Alcanzó el 5.1 %, impulsada por políticas públicas de descarbonización.
Otras fuentes: La bioenergía (3.8 %) y la geotermia (0.5 %) aportan estabilidad en zonas con recursos específicos.
Reporte completo: https://www.olade.org/publicaciones/abril-2026-reporte-no-12-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/ Versión Inglés: https://www.olade.org/en/noticias/lac-strengthens-its-power-generation-with-a-solid-clean-energy-component-and-strategic-backup/
Con el barril de crudo por encima de los U$S 100, el gobernador del Chubut, Ignacio Torres pidió más inversiones a las operadoras privadas.
Torres sostuvo que “en un contexto extraordinario como el que estamos atravesando, con mayores niveles de rentabilidad, (por la suba del precio internacional del petróleo y el gas) también son necesarias inversiones extraordinarias”.
El Gobernador participó de una Asamblea Petrolera realizada en el marco del traspaso del área Manantiales Behr por parte de YPF a la empresa PECOM.
El mandatario destacó la millonaria inversión de la compañía en el yacimiento y anticipó que, en función del actual precio del barril, por encima de los U$S 100, la próxima semana iniciará una ronda de reuniones con las operadoras del sector para fortalecer el desarrollo de la industria.
La asamblea se llevó a cabo en Comodoro Rivadavia, con la participación de trabajadores del sector. También estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.
En referencia a PECOM, a Torres señaló que “hoy tenemos la certeza de que hay una empresa que invirtió en un área donde antes no se invertía, aumentando la producción y llevando previsibilidad a los trabajadores”.
Durante el encuentro, anticipó que, en función del actual precio del barril, por encima de los U$S 100, la próxima semana iniciará una ronda de reuniones con las operadoras del sector para fortalecer el desarrollo de la industria.
Sostuvo que “hoy no estamos en el mismo contexto de meses atrás: el barril supera los 100 dólares y la rentabilidad de las operadoras es significativamente mayor”.
“Por eso, si hay un aumento considerable en la rentabilidad, tiene que traducirse en más inversión y más trabajo”, afirmó.
El gobernador se refirió al decreto que autorizó la cesión del área de YPF a PECOM, y destacó las medidas adoptadas por la Provincia para sostener la actividad.
“Bajamos regalías, eliminamos aranceles a los polímeros y también eliminamos el Barril Criollo, lo que permitió que recursos que antes se destinaban a subsidios hoy queden en la cuenca, reinvirtiéndose en producción y empleo”, explicó.
Nueva planta de polímeros
Torres encabezó además una recorrida por la tercera planta de inyección de polímeros en el área El Trébol–Escalante, operada por la empresa PECOM, en el marco de un plan de inversión que actualmente supera los U$S 114 millones.
La nueva planta, que ya se encuentra en funcionamiento, se suma a otras dos instalaciones activas en el yacimiento, así como a una cuarta en construcción en el área de Cañadón Perdido, consolidando un esquema de recuperación terciaria clave para incrementar la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El plan de trabajo prevé, para fines del año en curso, un incremento del 20 % en la producción del área, y la duplicación del volumen en un plazo de cuatro años, pasando de 8.000 a 16.000 barriles diarios.
Las plantas de inyección de polímeros forman parte de una estrategia de recuperación mejorada que permite aumentar la eficiencia de los yacimientos maduros, extendiendo su vida útil y optimizando la producción.
El mandatario subrayó que “la Cuenca del Golfo San Jorge fue durante más de un siglo una fuente central de divisas para la Argentina, y hoy estamos dando un paso concreto para sostenerla, modernizarla y proyectarla hacia el futuro”.
El crudo subió casi 3% este lunes mientras las negociaciones entre Estados Unidos e Irán se estancaron y el flujo de crudo por el Estrecho de Ormuz siguió restringido, manteniendo el mercado global en una situación de oferta ajustada.
El Brent subió tres dólares, llegando a US$108,36 por barril, un pico no visto en tres semanas. El WTI también repuntó, sumando US$2,45 alcanzando un precio de US$96,85. Ya acumulaban ganancias semanales significativas: 17% para el Brent y 13% para el WTI, los saltos más grandes desde que empezó el conflicto.
Las expectativas de una salida diplomática se diluyeron el fin de semana cuando Trump descartó nuevas rondas de negociación y redujo su postura a una sola frase: “Irán puede llamar si quiere hablar”. El canciller iraní Abbas Araqchi hizo escala en Pakistán y Omán, los dos mediadores principales, antes de volar a Moscú, pero las posiciones de ambas partes siguen distantes en los puntos centrales: las ambiciones nucleares de Teherán y el control del paso por Ormuz.
Teherán mantiene el estrecho prácticamente cerrado y Washington sostiene un bloqueo sobre los puertos iraníes. El domingo entró al Golfo un solo buque tanquero de productos refinados, según datos de la firma de seguimiento marítimo Kpler. El analista Tamas Varga, de PVM Oil Associates, lo resumió sin eufemismos: “con entre 10 y 13 millones de barriles diarios que no llegan al mercado internacional, el precio del crudo solo tiene una dirección posible.”
Goldman Sachs actualizó al alza sus proyecciones para el cuarto trimestre: US$90 por barril para el Brent y US$83 para el WTI, argumentando la caída de producción en Oriente Medio. El equipo de analistas liderado por Daan Struyven advirtió que los riesgos económicos van más allá del precio del crudo, dado el nivel inusualmente alto de los productos refinados, los riesgos de desabastecimiento y la escala sin precedentes del shock sobre el mercado energético global.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una Audiencia Pública cuya realización fue fijada para el 3 de junio próximo, para tratar la Solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte Remanente por 260 MW, con el fin de abastecer el complejo minero a cielo abierto denominado Josemaría (fase 1) (en San Juan) , y la solicitud de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica presentada por TRANSENER S.A., a requerimiento de la empresa Vicuña Argentina S.A.
Ubicado en el departamento Iglesia, el proyecto Josemaría busca desarrollar un yacimiento de cobre, oro y plata. Se prevé una inversión de U$S 4.000 millones.
El pedido de acceso a la capacidad de transporte remanente en la red actual ha recibido diversas oposiciones de otras empresas operadoras y de municipios de la zona, que plantean una revisión técnica y regulatoria del tema en cuestión.
Será considerado en dicha Audiencia el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCyNP) de las obras de ampliación que se detallan en la Resolución del ENRE 79/2026, y todos los aspectos técnicos, jurídicos y regulatorios vinculados a dicha solicitud, a los efectos de permitir al solicitante del CCyNP contestar las oposiciones escritas recibidas o las que se formulen oralmente, y exponer sus argumentos al respecto.
Por el artículo 2 de la Resolución ENRE 79/2026, se dio a publicidad la solicitud de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica presentada por TRANSENER S.A., y la certificación para las siguientes obras :
a) Provisión y montaje en la Estación Transformadora (ET) 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 ET Chaparro con tecnología GIS (gas insulated switchgear), configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra en 220 kV y barra de transferencia, 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 y; e) Construcción de la nueva Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) de 500 kV entre las EETT Rodeo y Chaparro, de aproximadamente 167 km de longitud.
El artículo 9 de la Resolución ENRE 79/2026 dispuso otorgar a Vicuña Argentina S.A. la prioridad de uso frente a terceros del 90 % de la capacidad de transporte remanente que, según los cálculos de CAMMESA, alcanza al 71 % de la capacidad total -que asciende a 854 MVA- de la línea Nueva San Juan – Rodeo, operando en 500 kV.
El artículo 5 de la misma Resolución estableció que, en caso de registrarse oposición común a varios usuarios o, respecto del acceso, si se presentara un proyecto alternativo al del solicitante o se formularan observaciones al mismo, se convocaría a una Audiencia Pública.
El ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD de la Provincia de San Juan (EPRE San Juan) solicitó vista de los actuados mediante Nota en febrero del 2026 , y presentó -con fecha 2 de marzo de 2026- su oposición técnica y regulatoria mediante Nota EPRE 3671/26.
En dicha presentación, el EPRE San Juan también solicitó la convocatoria a audiencia pública, a los fines de permitir la exposición y adecuada ponderación de sus argumentos, en resguardo de los derechos de los usuarios del servicio público de energía eléctrica, y en concordancia con el plan de expansión y desarrollo de Obras de Infraestructura Eléctrica de la Provincia de San Juan.
Además, el EPRE solicitó la postergación y abstención de la aprobación de la solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte Existente en el nodo Nueva San Juan y en el corredor Mendoza – San Juan, por parte de la empresa Vicuña Argentina S.A., hasta tanto sean debidamente completados los estudios técnicos respectivos que permitan evaluar la segura y confiable operación del SADI y, en particular, el abastecimiento de la demanda de la Provincia de San Juan.
Las oposiciones formuladas
Asimismo, en marzo de 2026, la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Agua y Energía de la Provincia de La Rioja, presentó mediante Nota una oposición en los términos de los artículos 3 y 4 de la Resolución ENRE 79/2026 y solicitó se convoque a audiencia pública a los fines de permitir la exposición, debate y adecuada ponderación de los argumentos técnicos, jurídicos e institucionales planteados.
Dicha Secretaría solicitó al ENRE se abstenga de aprobar el Acceso a la Capacidad de Transporte solicitado por Vicuña Argentina S.A. hasta que esta empresa asuma el costo de las obras de adecuación necesarias para garantizar la futura interconexión de 500 kV con la Provincia de La Rioja.
También, en febrero de 2026, la empresa Andes Corporación Minera S.A. solicitó vista de los actuados, con pedido expreso de suspensión de los plazos de la Ley Nacional de Procedimiento Administrativo 19.549 a fin de tomar conocimiento de los antecedentes que obran en el expediente y plantear su oposición fundada.
Andes formuló oposición fundada respecto al otorgamiento de prioridad de uso del 90 % de la capacidad de transporte remanente de la LEAT Nueva San Juan – Rodeo (operando en 500 kV), que según los cálculos de CAMMESA, alcanza al 71 % de la capacidad total (854 MVA) de la línea, por lo que solicitó se le facilite toda información o actuación relacionada.
Por su parte, la empresa Golden Mining S.A. solicitó vista de los actuados y mediante nota presentó su oposición técnica con pedido de suspensión de plazos.
Esta empresa fundamentó su oposición sosteniendo que lo establecido en la Resolución ENRE 79/2026 señalando que: a) Podría afectar la disponibilidad futura de capacidad de transporte eléctrico necesaria para el desarrollo del Proyecto Minero HUALILÁN, que actualmente se encuentra en etapa de desarrollo, indicando que el abastecimiento energético del mismo depende del sistema regional estructurado en torno a las EETT Nueva San Juan y Rodeo, así como de la red de transporte en 132 kV que deriva de dichos nodos.
Este corredor eléctrico constituye uno de los principales ejes de distribución de potencia hacia el sector occidental de la Provincia de San Juan, donde se localizan diversas operaciones mineras y proyectos industriales.
Asimismo, con fecha de marzo de 2026, la empresa Casposo Argentina ltd también solicitó vista de los actuados, y luego presentó su oposición técnica y regulatoria, solicitando que : a) Se convoque a audiencia pública, a fin de permitir la exposición y adecuada ponderación de sus argumentos en resguardo de la capacidad de transporte reservada para el emprendimiento minero CASPOSO, por hasta 20 MW, según lo previsto en la Ley Provincial 1181-A y Ley Provincial 1092-A; b) Se establezca que la empresa Vicuña Argentina S.A., en su carácter de beneficiario no iniciador de la ampliación correspondiente a la LEAT de 500 kV Nueva San Juan – Rodeo, debería encuadrarse en la normativa vigente y, en consecuencia, previo a cualquier autorización de acceso o asignación a la capacidad de transporte, debería adquirir los correspondientes Derechos Financieros de la Ampliación a los iniciadores de la misma, en la proporción que determine la Autoridad Regulatoria competente.
También presentaron oposición -por separado- las Municipalidades de Calingasta y de Iglesia (San Juan), solicitaron se suspenda la ejecución de la Resolución ENRE 79/2026 y se convoque a Audiencia Pública.
Convocatoria
El ENRE estableció entonces que la Audiencia Pública se llevará a cabo el día 3 de junio de 2026, a las DIEZ HORAS (10:00 h), que su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital y que su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre.
El Ente habilitará desde el 16 de mayo y hasta el 1 de junio de 2026 el Registro de Participantes de la Audiencia Pública convocada, al que se podrá acceder a través de la página web: www.argentina.gob.ar/enre.
La resolución de convocatoria instruyó para la notificación a TRANSENER S.A., a VICUÑA ARGENTINA S.A., DISTROCUYO S.A., a NATURGY S.A., al EPRE (San Juan), a la SECRETARÍA DE ENERGÍA de la Provincia de LA RIOJA, a las empresas CASPOSO ARGENTINA LTD, GOLDEN MINING S.A., ANDES CORPORACIÓN MINERA S.A., a la Municipalidad de JACHAL, a la Municipalidad de IGLESIA, a la Municipalidad de CALINGASTA, a la SECRETARÍA DE ENERGÍA (SE) y a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA CAMMESA.
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 01/05/2026 al 17/05/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 36 ofertas (20 de comercializadoras y 16 de productoras) por un volumen total diario de 32,7 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,94 por millón de BTU en el PIST, y U$S 4,77 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los PPP en el PIST fueron de U$S 4,15 por MBTU desde la cuenca Noroeste; U$S 4,09 el MBTu desde Neuquén; U$S 3,83 el MBTU desde Santa Cruz; U$S 3,81 desde Chubut, y U$S 3,75 el MBTU desde Tierra del Fuego.
En cuanto a los volumenes ofrecidos, fueron de 12,5 MMm3/d desde Neuquén; 10 MMm3/d desde Chubut; 8,70 MMm3/d desde Tierra del Fuego; 4,50 MMm3/d desde Santa Cruz; y 2,20 MMm3/día desde la cuenca Noroeste.
Puma Energy, operadora en el mercado global de energía, y ubicada entre las principales del mercado argentino de combustibles, presentó su nueva generación de aditivos Cleantec y Cleantec PRO, una innovación exclusiva diseñada para proteger al motor de la formación de depósitos de carbón durante la combustión. Gracias a su capacidad detergente, reduce la fricción, el desgaste, y asegura una combustión más limpia y eficiente.
Esta nueva tecnología, que ya está disponible en toda la red de estaciones de servicio de la marca en el país, cuenta con la certificación internacional TOP TIER, avalada por las principales terminales automotrices del mundo por su capacidad superior de detergencia, destacó la empresa.
La nueva familia Cleantec se integra a la línea de naftas de Puma Energy, ofreciendo dos niveles de especialización:
⦁ Cleantec: Presente en las naftas Súper, proporciona una limpieza constante, protege contra la corrosión y mejora el arranque en frío. ⦁ Cleantec PRO: Una fórmula exclusiva para la Nafta Premium que cuenta con un 50 % más de capacidad de detergente. Esta versión de alto desempeño es capaz de remover el 100 % de los depósitos acumulados en el motor con tan sólo el llenado de dos tanques, restaurando la eficiencia original del vehículo.
El uso de este combustible se traduce en una inversión en el vehículo por las siguientes razones:
⦁ Restauración de la eficiencia: Al limpiar el motor, se recupera el rendimiento original y se evita el aumento innecesario del consumo.
⦁ Mayor vida útil: La reducción de la fricción y la limpieza de residuos prolongan la durabilidad del motor.
⦁ Limpieza activa: Retira los depósitos de carbón acumulados en pistones, válvulas e inyectores.
⦁ Prevención: Evita la formación de nuevos residuos, manteniendo el motor limpio por más tiempo.
⦁ Protección: Ofrece protección contra la corrosión y reduce el desgaste de las piezas internas.
⦁ Eficiencia operativa: Mejora el arranque en frío, aumenta el octanaje y ayuda a reducir las emisiones contaminantes.
Alejandro Barón, gerente de Marketing de Puma Energy para Latam, destacó que “Con el lanzamiento de Cleantec, Puma Energy reafirma su compromiso con la vanguardia tecnológica. No sólo estamos presentando un nuevo aditivo, sino una solución integral con certificación internacional TOP TIER que garantiza que nuestros clientes accedan a un combustible que maximiza el rendimiento y la vida útil de sus motores”.
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, y los comercializa a través de 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, se describió.
la compañía impulsará así el crecimiento de Bajo del Choique – La Invernada, en la Provincia del Neuquén, con el objetivo de incrementar infraestructura para procesamiento, producción y evacuación de hidrocarburos.
En el marco de su estrategia de crecimiento y como parte del plan de desarrollo de sus activos, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentaron la solicitud para adherirse al RIGI con una inversión estimada de USD 12.000 millones para desarrollar el bloque Bajo del Choique – La invernada. El proyecto buscará así alcanzar un nivel de producción de 100.000 bbl/d mediante la construcción de 4 plantas de procesamiento, ductos de evacuación y perforación de más de 600 pozos en un plazo de 25 años.
El proyecto se estructurará en dos etapas, en la primera se hará foco en el desarrollo de la zona sur del área, mediante la construcción de dos plantas, pozos e infraestructura necesaria que permitiría alcanzar un nivel de producción de 50.000 bbl/día y 6 MMSm³/día de gas. Por otro lado, en la segunda etapa se impulsará la zona norte, que contará con similares inversiones en activos y producción esperada, permitiendo alcanzar niveles de 100.000 bbl/día y 12 MMSm3/día de gas en su punto máximo de producción.
A instancias de las inversiones realizadas de manera eficiente y responsable, se contribuirá y potenciará el crecimiento energético sostenible, con un impacto favorable a nivel económico y social, beneficiando a la comunidad y a toda la cadena de valor de Rincón de Los Sauces y la región norte de la provincia de Neuquén.
Este paso es un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol ya que le permitirá multiplicar su producción, consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes del país.
El mercado internacional del crudo volvió a mostrar su sensibilidad frente a los acontecimientos geopolíticos. En los últimos días, el precio del barril superó los US$100, dólares tras un nuevo episodio bélico en el Estrecho de Ormuz, donde el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC) de Irán capturó varias embarcaciones comerciales, a pesar de que formalmente rige un alto el fuego extendido.
El hecho volvió a poner en primer plano el peso de la política internacional sobre la energía: hoy los precios no solo responden a variables económicas, sino también —y cada vez más— a los titulares del conflicto. A esto se suma un contexto de oferta ajustada y dificultades en los flujos físicos de petróleo, que están obligando a los países productores del Golfo a aplicar recortes significativos.
En este escenario, los analistas comienzan a consolidar una idea: si Irán mantiene el control del estrecho, el precio del petróleo podría sostenerse en niveles más altos y de manera estructural, incluso cuando disminuya la intensidad del conflicto.
En contraste, el mercado de gas natural se mantiene relativamente estable, apuntalado por una oferta abundante.
Escalada en Ormuz
El miércoles, el valor de referencia Brent, para entrega en junio avanzó 2,99% hasta los US$ 101,40 por barril, mientras que el WTI trepó 3,18% hasta los US$ 92,52 dólares.}
Según medios oficiales iraníes, los buques habrían infringido normas marítimas, operaban sin autorización y habrían manipulado sus sistemas de navegación. Las embarcaciones fueron identificadas como MSC Francesca (bandera panameña) y Epaminondas (bandera liberiana). Además, un tercer barco —Euphoria— fue atacado y habría quedado inmovilizado cerca de la costa iraní.
El episodio se produjo pocas horas después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, anunciara la extensión indefinida del alto el fuego con Irán para permitir una salida negociada al conflicto. Sin embargo, Washington mantiene el bloqueo naval sobre los puertos iraníes, lo que sigue presionando la situación en la región.
Nuevo “equilibrio” para el crudo
De acuerdo con analistas del banco Standard Chartered, el nivel de US$ 95 dólares por barril, para el Brent, aparece como un punto de equilibrio inestable: refleja, por un lado, expectativas de desescalada, pero al mismo tiempo incorpora una restricción creciente en la oferta física.
Los datos respaldan esa lectura. Aún con una alta volatilidad —en la última semana el precio osciló en un rango de US$ 13,71— el Brent se mantuvo por encima de los US$ 95 dólares en ocho de las últimas nueve ruedas, y en seis de ellas cerró prácticamente en ese nivel.
En el mercado de futuros, la curva continúa en fuerte backwardation (precios más altos en el corto plazo que en el largo), con algunos ajustes: los contratos más lejanos subieron levemente, mientras que los correspondientes a 2027 mostraron cierta debilidad. En paralelo, el Brent físico a corto plazo cayó US$ 8,03 en la semana, hasta US$ 96,17 el 20 de abril, achicando la brecha con los precios financieros.
Cuellos de botella
Uno de los factores clave detrás de este escenario es la restricción en el tránsito por el Estrecho de Ormuz. Esta situación obligó a los productores del Golfo a reducir su producción entre un 25% y un 80%, dejando en evidencia tanto limitaciones de capacidad como la fuerte dependencia de rutas específicas de exportación.
Para el corto plazo, se prevé que el mercado seguirá reaccionando principalmente a la dinámica del conflicto entre Estados Unidos e Irán, en un contexto de oferta cada vez más ajustada.
Cambios en la OPEP+
En paralelo, el cartel petrolero avanza en cambios estructurales. El grupo encomendó el desarrollo de una nueva métrica denominada Capacidad Máxima Sostenible (MSC), que será evaluada entre enero y septiembre de 2026 y servirá como base para definir las cuotas de producción a partir de 2027.
Según la propia OPEP, la MSC representa el volumen máximo promedio de barriles diarios que un país puede producir en un plazo de 90 días y sostener durante un año completo, incluyendo tareas de mantenimiento. El objetivo es introducir mayor transparencia, premiar las inversiones en capacidad productiva y evitar desvíos en las cuotas.
Más allá del conflicto
Las proyecciones del banco británico apuntan a que, incluso una vez superada la fase más aguda del conflicto, los precios del petróleo se mantendrán entre US$ 10 y US$20 dólares por encima de los niveles previos. Entre los factores que explicarían esta persistencia se destacan la acumulación de reservas estratégicas, el resurgimiento del nacionalismo de los recursos y las demoras logísticas generadas por las disrupciones actuales.
Extraño comportamiento
A diferencia del petróleo, el mercado de gas natural mostró una notable capacidad de adaptación frente a la pérdida de gran parte del suministro proveniente de Medio Oriente. En Estados Unidos, el precio del gas en Henry Hub cayó desde un máximo cercano a los US$ 7,50 dólares por MMBtu —registrado al inicio del conflicto— hasta US$ 2,85 dólares. En Europa, los valores rondan los € 12 euros por millón de BTU, lejos de los más de € 17,60 observados en el arranque de la crisis.
La explicación radica en que la oferta proyectada supera las caídas esperadas, lo que permitió contener tanto el déficit como la reacción de los precios.
De todos modos, hacia los próximos meses podría surgir un nuevo foco de tensión: Europa y Asia competirán por el abastecimiento durante el verano boreal, en momentos en que los países europeos comienzan a recomponer reservas que se encuentran relativamente bajas. Ese factor podría volver a presionar los precios al alza.
En Estados Unidos, en tanto, el gas se mantiene en niveles moderados gracias a condiciones climáticas favorables y abundante oferta. Sin embargo, a mediano plazo podría recibir impulso por el crecimiento de la demanda energética, vinculada a centros de datos, climatización y exportaciones de gas natural licuado (GNL).
Milei en modo kirchnerista
En este contexto de encarecimiento global de la energía, la Argentina enfrenta tensiones propias para garantizar el abastecimiento durante el invierno. A pesar del superávit energético del año pasado y el aumento proyectado para este año, el Ministerio de Economía decidió suspender —al menos de manera transitoria— el proceso de privatización de la provisión de Gas Natural Licuado (GNL), por lo que la importación y regasificación seguirá en manos de la empresa estatal ENARSA, actualmente en proceso de reestructuración.
La decisión implica también un freno al intento oficial de trasladar el costo pleno del GNL a la demanda, manteniendo parcialmente el esquema de subsidios para evitar un mayor impacto en las tarifas y, por esa vía, contener la inflación. La medida fue comunicada el 22 de abril a las empresas Naturgy y Trafigura, que competían en la licitación para el suministro: ambas habían presentado ofertas competitivas —de 4,50 y 4,57 dólares por millón de BTU, respectivamente— para encargarse de la importación y el proceso de regasificación.
El giro en la política energética responde, en buena medida, al contexto internacional. El precio del GNL en el mercado global ronda actualmente los 20 dólares por MBTU, impulsado por la escalada del conflicto en Medio Oriente y las dificultades en la producción y transporte de energía, particularmente tras las tensiones en el Estrecho de Ormuz.
Frente a este escenario, ENARSA continuará con la operatoria que mantiene desde 2008, previendo la compra de unos 20 cargamentos que ingresarán por la terminal de Escobar para su posterior inyección al sistema de transporte de gas. Los primeros buques arribarían a comienzos de mayo.
El objetivo es complementar la producción local para cubrir el pico de demanda invernal, aunque este requerimiento podría verse parcialmente atenuado por la desaceleración de la actividad industrial en distintos sectores. En cualquier caso, la dinámica internacional de precios y la fragilidad del sistema local vuelven a poner en evidencia la dependencia de importaciones en momentos críticos del año.
La producción de gas natural y de petróleo durante marzo último en Neuquén consolidó su crecimiento, de acuerdo con los datos informados por la Subsecretaría de Energía de la provincia.
La producción gasífera alcanzó los 101,39 millones de metros cúbicos por día, lo que representa un incremento de 3,68 % respecto de febrero y de 14,32 % en comparación con el mismo mes de 2025. En el acumulado del primer trimestre, la suba es de 4,35 % interanual.
Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento en áreas de Vaca Muerta como La Calera, Aguada Pichana Este, Rincón del Mangrullo, Fortín de Piedra y El Orejano, que continúan afianzando el rol de la provincia como principal productora de gas del país.
En paralelo, la producción de petróleo alcanzó los 609.868 barriles por día, con un incremento de 1,01 % respecto de febrero. En términos interanuales, el crecimiento fue de 30,88 %, mientras que el acumulado entre enero y marzo muestra una suba de 31,11 % frente al mismo período del año pasado.
El aumento en la producción de crudo se explica principalmente por el desempeño de áreas como Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Rincón de Aranda, La Angostura Sur I y La Calera.
Otro dato relevante es la consolidación del desarrollo no convencional. En marzo, el 96,97 % del petróleo producido en Neuquén provino de este tipo de reservorios, mientras que en el caso del gas la participación alcanzó el 90,81 %. Dentro de este segmento, el gas shale representó el 81,46 % del total provincial y el tight el 9,34 por ciento.
Al menos por este invierno, el ministerio de Economía desistió de avanzar con el proceso de privatización en la provisión de Gas Natural Licuado, con lo cual la operatoria de abasto de GNL al mercado interno seguirá a cargo de la estatal ENARSA, empresa que el gobierno nacional está desguazando.
El gobierno buscaba dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
La decisión fue comunicada hoy (22/4) por la Secretaría de Energía a Naturgy y Trafigura, las dos empresas que pugnaban en la licitación para la importación de cargamentos de GNL en barcos. Ambas habían mejorado sus ofertas iniciales para realizar la importación y regasificación, siendo la de Naturgy de U$S 4,50 por Millón de BTU, y la de Trafigura de U$S 4,57 el MBTU.
El desestimiento obedece a la necesidad de no encarecer aún más el costo de la operatoria, y su carga adicional en las facturas del consumidor final, procurando morigerar la inflación.
Ello, en un contexto internacional de fuerte aumento del precio de este insumo energético, igual que del petróleo. El precio internacional del GNL ronda los U$S 20 el MBTU.
La suba de precios ocurre como consecuencia del conflicto generado por los bombardeos ejecutados por Estados Unidos e Israel sobre Irán, y las consecuencias para la producción y transporte de tales insumos en Oriente Medio, con el cierre del Estrecho de Ormuz incluído.
Así las cosas, ENARSA -que está a cargo de esta importación desde 2008- seguirá con la compra de (se estima) unos 20 cargamentos, que llegarán a la terminal portuaria instalada en Escobar para su regasificación e inyección al Sistema de Transporte Troncal de ductos. Los dos primeros barcos arribarán a principios de mayo.
Se trata de complementar con GNL el gas natural que produce el país, para afrontar la mayor demanda invernal, aunque éste requerimiento podría mermar debido al parate industrial en diversos sectores.
YPF S.A., compañía de mayoría accionaria estatal, informó que, “en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos, se encuentra avanzando en un proceso de venta de su tenencia accionaria en MetroGas S.A., y que, a tales efectos, ha contratado a Citigroup (“Citi”) como asesor financiero”.
“La primera fase del proceso competitivo incluyó la participación de 13 compañías y concluyó con la recepción de ofertas no vinculantes el pasado 9 de abril”, comunicó la empresa, sin detallar la nómina de la firmas interesadas en las acciones mayoritarias de la distribuidora de gas natural por redes domiciliarias en el Area Metropolitana de Buenos Aires.
Varios grupos locales estarían interesados en MetroGas, en un contexto favorable de ingresos para ésta y otras compañías, luego de la revisión quinquenal de tarifas (RQT), y la aplicación de un esquema de ajuste mensual que acompaña a la inflación, evitando retrasos tarifarios.
La estructura accionaria es de 70 % en manos de YPF, Integra Gas Distribution LLC (vinculada a José Luis Manzano, 9 %), la ANSES, 8 %, y acciones que cotizan en la Bolsa (floating, 13 por ciento.
Presidida por Horacio Marín, YPF decidió y encaró desde 2025 la venta de importantes activos de la principal compañía energética del país.
Es el caso de las áreas de producción de crudo y de gas en yacimientos convencionales maduros, para concentrar sus operaciones hidrocarburíferas en yacimientos No Convencionales de Vaca Muerta (NQN).
Con vistas a la exportación de Crudo y de GNL, YPF encabeza la construcción (consorciada) de oleoductos (VMOS), y gasoductos, desde VM hasta las costas de Río Negro, con instalaciones portuarias incluídas.
También se concretó el año pasado la venta de la participación accionaria de 50 % en la productora de fertilizantes Profértil -la mayor productora de urea de Sudamérica con base en Bahía Blanca-.
Y ahora encaró la venta de MetroGas, que es la primera del país en el sector de distribución de gas natural, con más de 2.400.000 clientes. La Compañía tiene en vigencia hasta diciembre de 2027 un contrato de concesión por 35 años. El gobierno, a través del ENARGAS, analiza extender la concesión ahora por 20 años (y no 10 años según el contrato original) habilitado por la Ley Bases.
YPF describió que “las ofertas más competitivas serán seleccionadas para avanzar a una segunda fase del proceso, incluyendo due diligence (evaluación de la empresa), estimando concluir una transacción dentro del año 2026, sujeto a las aprobaciones regulatorias correspondientes y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta aplicables”, y añadió que “A la fecha, no se ha adoptado decisión alguna ni se han celebrado acuerdos vinculantes”.
“YPF reafirma su compromiso con una gestión responsable de sus activos y con la transparencia en la comunicación al mercado”, se remarcó.
Un informe del IERAL elaborado este mes, por la regional Comahue señala que el boom del shale redefine la matriz productiva y empuja un superávit energético, en un contexto de cambio regulatorio y reconfiguración del rol del Estado
El último informe de coyuntura del IERAL, elaborado por su regional Comahue, describe un cambio estructural en el sector hidrocarburífero que no sólo responde a la expansión de Vaca Muerta, sino también a una transformación en las reglas de juego que ordenan la actividad.
El dato más visible es el resultado externo: en 2025, la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 7.829 millones, revirtiendo más de una década de déficit. Pero detrás de ese resultado hay algo más profundo: un cambio en la lógica de funcionamiento del sector, donde la producción no convencional gana centralidad y el mercado adquiere un rol creciente en la asignación de recursos.
La matriz energética sigue dominada por los hidrocarburos —gas y petróleo explican cerca del 90% de la oferta—, pero el informe sugiere que esta característica podría convertirse en un activo estratégico. En un contexto global de transición energética, la abundancia de gas natural posiciona al país como un proveedor potencial en una etapa intermedia de descarbonización.
Sin embargo, el corazón del cambio está en la dinámica productiva. El declive del convencional es compensado por el avance del shale, con la cuenca Neuquina como eje del sistema. Este proceso no sólo altera la estructura de la oferta, sino también la orientación de la política energética: del abastecimiento interno hacia la exportación como objetivo estratégico.
En ese marco, el petróleo emerge como el principal vector de crecimiento. La producción alcanzó en 2025 los 800 mil barriles diarios, con un incremento del 13% interanual, impulsado casi exclusivamente por el segmento no convencional. Las proyecciones indican que el país podría acercarse al millón de barriles diarios hacia el final de la década, consolidando un perfil exportador.
Este giro tiene implicancias regulatorias claras. El informe destaca la convergencia de los precios internos con los internacionales, un cambio que implica abandonar esquemas de desacople que históricamente buscaban proteger el mercado doméstico. La contracara es una mayor exposición del sector a la volatilidad global, trasladando riesgos a las empresas y reconfigurando el rol del Estado, que pasa de intervenir en precios a generar condiciones de inversión.
En paralelo, algunas decisiones de política —como la reducción de retenciones al crudo convencional— muestran intentos de equilibrar intereses dentro del federalismo energético, en particular entre Nación y provincias productoras.
El caso del gas natural introduce otra dimensión del debate. Si bien el país cuenta con recursos abundantes y una participación creciente del no convencional —más del 60% de la producción—, el desarrollo del sector está condicionado por restricciones de infraestructura. Esta limitación plantea un desafío central de política pública: la necesidad de coordinar inversiones en transporte para evitar que la abundancia de recursos se traduzca en cuellos de botella productivos.
Más aún, las proyecciones sugieren una posible pérdida de peso relativo del gas frente al petróleo en los próximos años, lo que abre interrogantes sobre la estrategia de largo plazo en materia de transición energética y seguridad de abastecimiento.
El desarrollo de Vaca Muerta, por su parte, evidencia un proceso de maduración industrial, con niveles récord de actividad y creciente eficiencia operativa. Sin embargo, el informe advierte que se trata de un sector intensivo en capital, dependiente de flujos sostenidos de inversión y de condiciones macroeconómicas y regulatorias estables.
En conjunto, el diagnóstico plantea una oportunidad y un dilema. La Argentina emerge como un país relativamente abundante en energía, con capacidad de generar divisas y dinamizar sectores asociados. Pero ese potencial depende de decisiones de política energética clave: cómo equilibrar exportaciones y abastecimiento interno, cómo gestionar la volatilidad de precios y cómo resolver las restricciones de infraestructura.
Para IIERAL, el nuevo ciclo energético ya está en marcha. La cuestión es si la política logrará acompañarlo o si, como en otras etapas, terminará condicionando su desarrollo.
La empresa estatal Fomicruz S.E. alcanzó los objetivos propuestos de la primera campaña de perforación 2026 en el proyecto San Agustín, ubicado en el Macizo del Deseado, consolidándose como una iniciativa clave para la reactivación económica y el desarrollo de la industria minera santacruceña.
La campaña, que se ejecuta con personal y equipos propios de la empresa estatal. Esta etapa es el resultado de trabajos de prospección previos que permitieron delinear objetivos geológicos con potencial de mineralización, especialmente de oro y plata.
Desde el inicio de las tareas en febrero, y bajo una planificación técnica rigurosa, el equipo logró perforar un total de 622 metros, alcanzando el 100 % de los objetivos previstos para esta etapa antes del inicio de la veda invernal, informó el gobierno de la provincia.
Información para atraer inversiones
La reactivación del proyecto responde a la decisión de potenciar los recursos naturales como motor de desarrollo. En este sentido, Fomicruz S.E. actúa no solo como administrador de derechos mineros, sino como un operador activo que genera información geológica de alto valor, acotó el presidente de la empresa estatal, Fernando Baños.
La geóloga Fernanda Pacheco, integrante del directorio de la empresa y parte del equipo técnico en terreno, subrayó la importancia de esta etapa: “A veces se asocia la minería solo con las grandes máquinas, pero para llegar a eso se requieren años de trabajo geológico, relevamiento y perforación. Hoy estamos en una etapa clave”.
Uno de los ejes centrales de la campaña fue el cumplimiento de los estándares en seguridad y cuidado ambiental. Desde la empresa remarcaron el trabajo conjunto con las áreas de Higiene y Seguridad y Ambiente, garantizando condiciones adecuadas para el personal y el entorno.
Durante la última etapa, el área de Ambiente realizó relevamientos y controles en el campamento y zonas de perforación, asegurando que el avance productivo se desarrolle con respeto a las normativas vigentes.
Pausa invernal y continuidad del trabajo técnico
Con la llegada de las bajas temperaturas en el Macizo del Deseado, la actividad en campo entra en una pausa técnica, aunque el trabajo continuará en las oficinas de Fomicruz en Río Gallegos.
Durante el invierno, equipos de la gerencia de Geología y Minería avanzarán en el análisis de datos y muestras obtenidas durante la campaña, con la participación de profesionales como la geóloga María Mailén Vergara.
La empresa proyecta retomar las tareas en campo en el mes de septiembre, con el objetivo de completar el programa anual de exploración y seguir fortaleciendo el desarrollo de la actividad minera.
Las conversaciones para poner fin a la guerra con Irán parecen estar irremediablemente estancadas, lo que anticipa un escenario de precios elevados para la energía y sus derivados durante un período prolongado.
En este contexto, Teherán ha dado muestras de una notable pericia estratégica y diplomática: administra con cautela la variable del precio de la nafta en Estados Unidos mientras calibra con precisión los tiempos del calendario electoral en Washington. No es casual que las refinadas artes estratégicas de la tradicional Persia, cuna del ajedrez, proyecte aún hoy esa lógica de cálculo y anticipación.
Ormuz terminó siendo un “cul de sac” para Washington. Sin embargo, podría existir una salida si Estados Unidos acepta moderar sus exigencias inmediatas y concentrarse en el problema más crítico: abrir el estrecho de Ormuz, vía por la que transita cerca del 20% del petróleo y el gas mundiales.
Una fórmula de “apertura por apertura”, propuesta por el Council of Foreign Affairs basada en el levantamiento recíproco de bloqueos, podría ofrecer una vía para destrabar un proceso negociador que evidenció su parálisis en los últimos días, pero Donald Trump parece empecinado en obtener una rendición pública de Teheran.
El poderoso e influyente Council of Foreign Relations, viene proponiendo alternativas, pero también criticando duramente al presidente Donald Trump, sobre todos los métodos negociadores del presidente, diagnosticando un estancamiento y criticando también la falta de profesionalismo de los diplomáticos impuestos en las negociaciones con los persas.
Trump anunció el domingo que los negociadores estadounidenses retornarían a Islamabad, Pakistán, para una segunda ronda de conversaciones con Irán. “Ofrecemos un acuerdo muy justo y razonable”, afirmó, aunque añadió en tono amenazante que, de no ser aceptado, Estados Unidos podría atacar infraestructura clave iraní. Teherán dejó en evidencia la distancia entre ambas posiciones y el escaso efecto de las advertencias de Washington. Medios estatales —Teheran Times— informó que sus enviados no participarían en la nueva ronda, aludiendo a “exigencias excesivas”, expectativas poco realistas, cambios de postura y la persistencia del bloqueo naval, al que consideran una violación del alto el fuego. Probablemente la influencia de China y del propio Pakistán hagan rever la rígida postura de Teherán.
¿Irán o no irán?
La posibilidad de un segundo encuentro en Islamabad no está completamente descartada. Entre los confusos mensajes de Trump y de su optimismo respecto del avance de las conversaciones, su entusiasmo fue sistemáticamente matizado por Irán. El viernes, el mandatario sostuvo en su red Truth que el estrecho de Ormuz estaba “completamente abierto y listo para los negocios” y que Teherán se había comprometido a no cerrarlo nuevamente. También afirmó que Irán había accedido a renunciar a todo su uranio enriquecido.
Esas declaraciones fueron rápidamente desmentidas por el ministro de Asuntos Exteriores iraní, Abbas Araghchi, quien señaló que la vía marítima permanecería abierta únicamente en el marco del alto el fuego y bajo condiciones específicas, incluyendo rutas coordinadas bajo supervisión iraní, lo que deja entrever la posibilidad de imponer controles o costos al tránsito de petroleros.
En cualquier caso, el margen de maniobra del propio Araghchi es limitado. La Guardia Revolucionaria Islámica, sector de línea dura con fuerte peso en la estructura de poder iraní, criticó cualquier compromiso que no contemple el levantamiento del bloqueo estadounidense. En ese contexto, fuerzas iraníes dispararon contra petroleros que intentaban abandonar el Golfo Pérsico.
El estrecho —por donde habitualmente circulan unos 130 barcos diarios— permanece prácticamente cerrado, con excepciones limitadas. “Mientras continúe el bloqueo estadounidense, no permanecerá abierto”, advirtió el presidente del Parlamento, Mohammad Bagher Ghalibaf, quien encabezó la delegación iraní en la primera ronda de negociaciones. En paralelo, la Armada estadounidense interceptó y capturó un buque iraní que intentaba eludir las restricciones, tras abrir fuego. Irán prometió represalias.
Las tensiones en torno a Ormuz reflejan diferencias más profundas. No hay indicios de que Irán esté dispuesto a abandonar sus principales líneas rojas: su capacidad de enriquecimiento nuclear, su programa de misiles balísticos y su apoyo a grupos armados en la región. De hecho, la vinculación entre el alto el fuego con Estados Unidos y la situación en el Líbano subraya la importancia estratégica que Teherán asigna a actores como Hezbolá.
Superar el nivel de desconfianza acumulado no será sencillo. Estados Unidos señala el carácter clandestino del programa nuclear iraní y su historial de apoyo a organizaciones hostiles, mientras que Irán recuerda la retirada de Washington del acuerdo nuclear de 2018 y los ataques militares recientes llevados a cabo en pleno proceso negociador. Este trasfondo limita las posibilidades de alcanzar, en el corto plazo, un acuerdo integral.
Incluso si el equipo negociador estadounidense —integrado, entre otros, por el vicepresidente JD Vance y los enviados especiales Steve Witkoff y el yerno presidencial, Jared Kushner— lograra avanzar en el diálogo, las expectativas deberán ser moderadas. El antecedente del acuerdo nuclear de 2015, que requirió más de dieciocho meses de negociaciones, ilustra la complejidad del proceso.
Incentivos en ambos bandos
Irán necesita reconstruirse tras los daños causados por los ataques y reactivar sus exportaciones de energía, actualmente bloqueadas. Estados Unidos, por su parte, busca restablecer el flujo de hidrocarburos para evitar mayores efectos sobre los precios, la inflación y la economía global. En este contexto, un entendimiento limitado —centrado en la reapertura del estrecho mediante concesiones recíprocas— aparece como la opción más viable. La normalización del comercio energético permitiría ganar tiempo para encarar negociaciones más amplias y complejas, eventualmente orientadas a un nuevo acuerdo nuclear.
Aun así, ambas partes conservan herramientas de presión. Irán mantiene capacidad para volver a restringir el tránsito marítimo o afectar infraestructura energética en la región, mientras que Estados Unidos puede intensificar la presión militar o económica, al tiempo que ofrece incentivos como el levantamiento de sanciones.
Dado que el cierre del estrecho ha sido resultado de acciones convergentes, su reapertura difícilmente implique costos de prestigio si se produce de manera simultánea. Un levantamiento coordinado de los bloqueos podría constituir un primer paso hacia una distensión más amplia. En cambio, la persistencia de las restricciones haría difícil imaginar avances sostenidos y mantendría latente el riesgo de una nueva escalada.
En este marco, las decisiones de Donald Trump para cerrar el conflicto en términos favorables enfrentan límites claros. Ante el posible vencimiento del alto el fuego, una intensificación de la confrontación parece poco probable por dos razones: no garantizaría una victoria militar —dado que Irán conserva aún una posición relativamente sólida— y agravaría las restricciones sobre el flujo energético desde el Golfo Pérsico, con impacto directo en la economía mundial.
Pero Washington enfrenta un obstáculo central: la oposición de Israel, que impulsa la continuidad del conflicto con el objetivo de debilitar a Irán. A esto se suma la influencia del lobby israelí en la política estadounidense, que limita el margen de acción de la Casa Blanca. En consecuencia, incluso si se lograra algún entendimiento, es previsible la aparición de presiones orientadas a frustrarlo. En estas condiciones, la capacidad de maniobra de Trump aparece restringida, lo que ayuda a explicar la volatilidad de sus decisiones en las últimas semanas.
La balanza comercial energética del país arrojó en el mes de marzo un resultado superavitario de 1.090 millones de dólares.
Ello, como resultado de exportaciones de petróleo, gas y derivados por U$S 1.235 millones e importaciones por U$S 145 millones, según datos del INDEC.
Las exportaciones del sector en marzo registraron una suba interanual de 23,2 %, en tanto que las importaciones anotaron una baja de 38,5 i.a.
Así, en el primer trimestre de 2026 la balanza comercial energética registra un superávit de U$S 2.405 millones, producto de exportaciones que totalizaron U$S 2.837 millones ( + 1,9 % i.a.) importaciones por U$S 432 millones, con una baja de 35,7 % i.a., se detalló.
El gobierno del Neuquén licitará en agosto 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, una iniciativa impulsada a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial que cumple un rol central en la expansión de Vaca Muerta y en la articulación con nuevos inversores, se informó.
El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, detalló que estas áreas forman parte de un conjunto de áreas reservadas que GyP tiene bajo su órbita y que, en esta primera etapa, pondrá a disposición del mercado estas 15 con el objetivo de acelerar su desarrollo.
Las 15 áreas seleccionadas están ubicadas en la ventana de líquidos, en zonas estratégicas (Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul), rodeadas de desarrollos ya activos, con información geológica consolidada y cercanía a infraestructura existente. Esa combinación permite reducir incertidumbre, optimizar costos operativos y generar condiciones atractivas para nuevas inversiones, se describió.
El proceso prevé la publicación de los pliegos en mayo, un plazo aproximado de 90 días para la presentación de ofertas y la adjudicación de bloques antes de fin de año.
“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía provincial que está alineada con los objetivos estratégicos de Neuquén”, destacó Medele, al explicar que uno de los principales atributos de este esquema es la estabilidad que ofrece la participación de la empresa pública neuquina como socio local de largo plazo.
Medele remarcó además que existe un creciente interés internacional por Neuquén, particularmente de empresas independientes de Estados Unidos que ven en Vaca Muerta una oportunidad de expansión frente al agotamiento progresivo de nuevas áreas en otras cuencas.
El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza realizó la apertura de los sobres B correspondientes a la licitación nacional e internacional de áreas hidrocarburíferas, para consolidar inversiones, reactivar áreas y fortalecer la actividad energética en la provincia.
El proceso licitatorio avanzó luego de la apertura de los Sobres A realizada en febrero, instancia en la que se evaluaron los antecedentes técnicos, legales y económicos de los oferentes. Cinco de las seis empresas participantes quedaron habilitadas para continuar en el proceso, cumpliendo con los requisitos establecidos en el pliego. Ahora, las propuestas económicas de las empresas participantes fueron:
Venoil SA, con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
Geopetrol Drilling SA, también con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
Hattrick Energy SAS, con una oferta por el área de exploración “Atuel Exploración Sur”.
Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, con una oferta por el área de exploración “Río Atuel”.
Petróleos Sudamericanos SA, con una oferta por el área de explotación “Atamisqui”. En total, se registraron cinco ofertas correspondientes a cuatro áreas, incluyendo dos áreas exploratorias que actualmente no registran actividad.
Este dato, destacó el Ministerio a cargo de Jimena Latorre, resulta relevante ya que evidencia un interés concreto del sector privado por invertir en zonas con potencial geológico aún no desarrollado, impulsando nuevas etapas de exploración y generando movimiento en toda la cadena de valor: servicios, pymes, logística y empleo.
La Provincia procura avanzar en una estrategia integral que combina la reactivación de áreas convencionales con el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta Mendoza, consolidando proyectos piloto y ampliando el conocimiento del recurso.
Este enfoque se articula sobre tres ejes: mayor exploración para certificar reservas y reducir incertidumbre, incremento de la eficiencia en campos maduros mediante técnicas como EOR (recuperación mejorada de petróleo) y el desarrollo de infraestructura que permita escalar la producción.
Mediante el Decreto 266/2026 (Milei-Mahiques) el ministerio de Economía quedó facultado para “aumentar o disminuir” en hasta un 50 por ciento el nivel del recargo -actualmente de hasta el 7,5 % sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Trransporte- , destinado a subsidiar parcialmente el consumo de gas a usuarios residenciales que habitan en zonas frías del país.
Se trata del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (Artículo 75 Ley 25.565) que financia compensaciones tarifarias en zonas frías (Patagonia, Malargüe, Puna, y luego otras en regiones de Buenos Aires y Córdoba).
El esquema subsidia en niveles del 30 al 50 % los consumos facturados. Fue prorrogado por 10 años, hasta el 31 de diciembre de 2031, mediante la Ley 27.637. El gobierno procuró su eliminación cuando remitió el proyecto de Presupuesto nacional 2026, pero no tuvo el respaldo respaldo legislativo necesario.
El financiamiento de tales usuarios, entonces, es a través del cargo tarifario aplicado a todos sobre el precio del gas natural en el PIST, por cada metro cúbico. Dicho cargo aparece reflejado en las facturas de gas bajo la descripción “Fondo Fiduciario Subsidio Consumos Residencial), y se aplica a la totalidad de los metros cúbicos de gas que se consuman y/o comercialicen por redes o ductos cualquiera fuera el uso o utilización final de este insumo.
“Por razones operativas, y para una mejor administración que permita concretar las metas políticas diagramadas, resulta oportuno facultar al Ministerio de Economía (autoridad de aplicación del Fondo Fiduciario) a aumentar o disminuir el nivel del recargo establecido, con las modalidades que considere pertinentes”, señala el Decreto, remarcando que ello “resulta impostergable para una mejor gestión de gobierno”.
La semana arrancó con los precios del crudo disparándose, y el motivo es el de siempre en estos días: nadie sabe bien qué va a pasar en el Golfo. El alto el fuego entre Washington y Teherán sigue en pie sobre el papel, pero en la práctica las tensiones no ceden. Esta madrugada trascendió que Estados Unidos incautó un buque iraní en la zona, y el tránsito por el Estrecho de Ormuz continúa prácticamente paralizado.
El Brent saltó casi 5,6 puntos porcentuales y tocó los US$ 95,46. El WTI, por su parte, trepó algo más: 6% hasta los US$88,89. No es un número menor si se tiene en cuenta que el viernes ambos marcadores habían perdido alrededor de un 9%, cuando Irán había dejado entrever cierta apertura del paso marítimo.
Las partes dicen cosas distintas, y el mercado lo nota
Trump salió a decir que Irán prometió no volver a cerrar el estrecho. Horas después, funcionarios en Washington confirmaban que el bloqueo sigue en pie y que habían capturado un buque iraní que intentó cruzar. No es fácil saber qué creerle a quién, y esa ambigüedad es exactamente lo que mantiene nerviosos a los operadores.
Por Ormuz casi no pasa nada
En las últimas 12 horas cruzaron apenas tres embarcaciones. El contraste con el sábado es llamativo: ese día pasaron más de 20 buques cargados con petróleo, GLP, metales y fertilizantes, el mayor movimiento desde el 1 de marzo según Kpler. Que eso haya durado menos de 48 horas dice bastante sobre la inestabilidad del corredor.
Quienes siguen el mercado de cerca señalan que, mientras persista esta doble presión —controles de EE.UU. más la incertidumbre operativa en la zona—, los precios difícilmente van a aflojar de forma sostenida. Aunque se llegara a un acuerdo, la oferta no se normaliza de un día para el otro.
Negociaciones en el aire, tregua en duda
Desde Irán llegó una señal tímida: una fuente oficial dijo que el país no descarta sumarse a conversaciones de paz, aunque sin comprometerse a nada concreto. Trump, por su parte, no descartó dejar vencer la tregua sin renovarla.
Por ahora, el mercado parece estar digiriendo parte del golpe. El WTI todavía está por debajo de los US$100, y en algunos mercados los precios en surtidor incluso bajaron en los últimos días.
China, al margen pero presente
Fuera del Golfo, China sigue limitando sus exportaciones de combustibles refinados, aunque sin cerrar la llave del todo. Los datos de comercio muestran que Malasia y Australia siguieron recibiendo cargamentos durante abril, pese a que las restricciones se extendieron ese mes.
El costo de los servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) volvió a mostrar tensiones en abril, con una dinámica marcada por aumentos tarifarios en gas, cambios en los subsidios y una leve baja en el gasto total explicada por factores estacionales. Según el último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET), un hogar promedio sin subsidios destinó $212.694 mensuales a cubrir servicios públicos, con fuerte incidencia de la energía y el transporte.
En el frente energético, la evolución fue dispar. La factura de gas registró un incremento significativo del 16% mensual, impulsado por la suba del cargo fijo y el mayor consumo propio de la transición hacia meses más fríos. En contraste, el gasto en electricidad cayó 22,5% respecto de marzo, debido a una menor demanda estacional que compensó los ajustes tarifarios aplicados sobre los cargos fijo y variable.
A pesar de estas diferencias coyunturales, en términos interanuales tanto el gas como la electricidad continúan por encima de la inflación. Las facturas aumentaron 36% y 34% respectivamente frente a abril de 2025, consolidando una tendencia de recomposición tarifaria vinculada al rediseño del esquema de subsidios.
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), vigente desde este año, introdujo un cambio central: la reaparición de subsidios al gas desde abril y hasta septiembre. Esto impactó directamente en la cobertura de costos, reduciendo la proporción pagada por los usuarios. Actualmente, los hogares del AMBA cubren en promedio el 61% del costo de los servicios, mientras que el Estado absorbe el 39% restante.
En el caso específico de la energía, la participación estatal sigue siendo relevante. En electricidad, los usuarios cubren aproximadamente el 72% del costo, mientras que en gas el nivel ronda el 71%, reflejando un esquema mixto donde el Estado continúa sosteniendo una porción significativa del sistema.
Un punto clave del informe es la composición de las facturas. En electricidad, casi la mitad del monto final corresponde al Valor Agregado de Distribución (VAD), mientras que la energía en sí representa menos de un tercio. En gas, en cambio, el precio del insumo tiene mayor peso relativo. Esto implica que los aumentos tarifarios no responden únicamente al costo de generación o producción, sino también a la estructura regulatoria y a los costos de distribución e impuestos.
El peso de los subsidios en las cuentas públicas también muestra una recomposición. En lo que va de 2026, las transferencias a energía y transporte crecieron 70% en términos nominales y 29% en términos reales. Dentro de ese total, los subsidios energéticos explican el 78% y registran un incremento real superior al 100%, impulsados principalmente por mayores transferencias a CAMMESA y ENARSA.
Este aumento contrasta con la reducción de subsidios al transporte, lo que evidencia un cambio en la asignación de recursos fiscales hacia el sector energético en un contexto de recomposición tarifaria y tensiones en los costos de abastecimiento.
A nivel de los hogares, el impacto es claro: la energía sigue ganando peso relativo en el ingreso. Las facturas de luz y gas representan entre el 3,6% y el 5% del salario promedio, dependiendo del nivel de subsidios, en un contexto donde la segmentación convive con fuertes heterogeneidades entre usuarios. Además, la canasta total de servicios públicos ya equivale al 12,2% del salario promedio, reflejando una presión creciente sobre el poder adquisitivo.
En síntesis, abril dejó un escenario de transición. Mientras las tarifas energéticas continúan ajustándose para acercarse a los costos reales, los subsidios vuelven a jugar un rol clave —especialmente en gas— para amortiguar el impacto en los hogares. El equilibrio entre sostenibilidad fiscal y accesibilidad tarifaria sigue siendo el eje central de la política energética.
Un elemento adicional a monitorear hacia los próximos meses será la estacionalidad: el ingreso al invierno anticipa mayores niveles de consumo de gas, lo que podría amplificar tanto el impacto tarifario como la necesidad de subsidios. En ese marco, la evolución del esquema SEF y su capacidad de focalización efectiva será determinante para evitar un salto significativo en el gasto de los hogares y en las cuentas fiscales.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó su informe Abril 2026 referido a la Potencialidad del sector hidrocarburífero argentino en base a la actual situación del sector, y las perspectivas considerando tres escenario posibles: Moderado, Expansivo, y Acelerado.
El informe comprende la posible evolución de la producción de petróleo y de gas natural por cuenca, la participación del shale en dicha producción, y la evolución de la balanza comercial energética hasta el 2035, en un determinado contexto del mercado internacional de estos insumos energéticos.
La Cámara empresaria puntualizó que:
Nuestro país dispone de recursos hidrocarburíferos para abastecer la demanda local de petróleo por más de un siglo y, en el caso del gas natural, por dos siglos. Por primera vez en nuestra historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial.
De todas formas, para alcanzar el pleno desarrollo de los recursos hidrocarburíferos se requiere de un sensible incremento en los niveles de inversión a lo largo para los próximos años. Para ello, el sostenimiento de precios locales alineados con los valores vigentes en los mercados internacionales, así como la consolidación de un régimen regulatorio que potencie los niveles de inversión, son elementos centrales para alcanzar el pleno aprovechamiento de los recursos que posee el sector.
A su vez, la madurez de las cuencas convencionales determina la necesidad de conformar un marco regulatorio específico a fin de disminuir las tasas de declinación y, con ello, potenciar el pleno aprovechamiento de los recursos convencionales existentes en nuestro país. Cabe señalar, que el sostenimiento de los niveles de actividad en dichas cuencas productivas es central a fin de garantizar el mantenimiento de los niveles de empleo y, con ello, de la actividad económica en las provincias productoras. A la vez, que dicha producción es esencial para garantizar el suministro de crudo pesado requerido por parte del parque refinador local.
Un sector energético en expansión permitirá reducir aún más el déficit fiscal, disminuir el costo de suministro y conformar una balanza comercial y cambiaria crecientemente superavitaria, brindando las condiciones para alcanzar un sendero de crecimiento sustentable en el largo plazo.
Se debe destacar que el proceso de transición energética (mundial), más allá de su temporalidad, ofrece una ventana de oportunidad acotada en el tiempo a fin de alcanzar el pleno aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos que dispone nuestro país. La potenciación de los niveles de inversión en el sector en el corto y mediano plazo es crucial para no desaprovechar la oportunidad histórica que brinda la dotación de recursos y la coyuntura energética prevaleciente en el mercado mundial. Potencialidad del sector hidrocarburífero
En el trabajo se proyectan tres escenarios de evolución de la producción hidrocarburífera a lo largo de la próxima década, en donde la probabilidad de ocurrencia de cada uno se ellos se encuentra asociada a la evolución que presenten los precios internacionales y las condiciones que imperarán en la economía Argentina.
En este sentido, acceder a un sendero de crecimiento económico sustentable en el mediano y largo plazo será determinante a fin de alcanzar una disminución en los costos de financiamiento y, con ello, una expansión sustantiva en los niveles de inversión. Un escenario macroeconómico estable -y en expansión- permitirá potenciar el ingreso de inversión extranjera directa para expandir aún más el desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos.
A la vez, que se requiere de una mejora continua en los niveles de competitividad de la producción hidrocarburífera de nuestro país a fin de poder acceder a un mercado internacional cada vez más desafiante. Se requiere de la articulación de las empresas del sector privado con el sector público -en sus tres niveles- y los sindicatos, a fin de conformar las condiciones que posibiliten un crecimiento significativo de la producción hidrocarburífera destinada al abastecimiento del mercado mundial.
La CEPH sostiene que la elevada competitividad requerida para acceder a los mercados internacionales, seguramente exigirá la instrumentación de nuevas medidas, como la extensión de los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) a la producción hidrocarburífera, la eliminación de las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos, la disminución de la carga fiscal en las cuencas productoras, entre otras.
El inicio de los primeros proyectos de licuefacción en nuestro país no hubiera ocurrido sin la instrumentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, cuya extensión al conjunto de la producción hidrocarburífera seguramente permitirá potenciar aún más los niveles de inversión en los próximos años.
Sólo la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, en un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, permitirá incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, de la producción hidrocarburífera en la próxima década, se remarcó. la Cámara empresaria describió los posibles logros para el caso de un Escenario Moderado:
Se trata de un escenario con un crecimiento moderado de la producción de crudo (la cantidad de pozos enganchados de shale oil crece al 5 % anual acumulativo). Por su parte, la producción de gas natural se expande por el crecimiento de las exportaciones.
Transporte de crudo: i) OTASA exporta en promedio 90 kbbl/d de crudo; ii) se amplía la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Oil Sur en diciembre de 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales.
Transporte de gas natural: i) ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027); ii) ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina); iii) gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).
Exportaciones de gas natural: i) a los mercados regionales expandiéndose hasta 10 MMm3/d adicionales de exportación desde 2030; ii) 2,45 MTPA de exportación de GNL a partir de Septiembre 2027; iii) 5,95 MTPA de exportación total de GNL a partir de Septiembre 2028.
En dicho Escenario Moderado se proyectan para el 2035 alcanzar una producción país de 1.204.000 barriles de crudo día, una producción de gas natural de 218 millones de metros cúbicos día, con una participación de 84 % de shale oil y de 78 % de shale gas. El saldo positivo de la balanza comercial energética para 2035 se proyecta en 18.535 millones de dólares.
Por moderado que se lo considere, concretar este escenario requiere avanzar inmediatamente con las inversiones y los trabajos previstos para realizarlos en tiempo y forma, aún en el actual contexto político complicado.
El precio del crudo registró una fuerte caída este viernes 17 de abril, en un mercado que reaccionó de forma positiva a la confirmación de que el tránsito comercial del estrecho de Ormuz permanecerá abierto durante el período de alto al fuego.
El Brent cayó US$10,59, equivalente a 10,7 %, y se ubicó en US$88,80 por barril, luego de tocar un mínimo intradiario de US$87,71. En paralelo, el WTI retrocedió US$10,80, o 11,4 %, hasta US$83,89, tras operar en torno a los US$83. Ambos contratos alcanzaron sus niveles más bajos desde el 11 de marzo.
La baja se profundizó luego de que el canciller iraní confirmara que el paso para buques comerciales se mantendrá habilitado mientras dure el alto al fuego, una señal directa sobre uno de los principales puntos críticos para el suministro global.
Descompresión acelerada del riesgo geopolítico
El mercado reaccionó con ventas generalizadas tras varias semanas en las que el conflicto en Medio Oriente había tensionado los precios. La confirmación sobre Ormuz operó como un disparador concreto para el desarme de posiciones.
A ese factor se sumaron expectativas de nuevos contactos entre Estados Unidos e Irán durante el fin de semana, junto con un alto al fuego de diez días entre Israel y Líbano. El escenario conjunto reforzó la lectura de una posible desaceleración del conflicto en el corto plazo.
Desde el frente político, el presidente estadounidense, Donald Trump, sostuvo que las negociaciones con Teherán podrían estar cerca de un acuerdo y señaló que Irán habría ofrecido no desarrollar armas nucleares durante más de dos décadas, en uno de los puntos centrales de las conversaciones.
Un mercado que sigue atado a la geopolítica
La magnitud de la caída refleja hasta qué punto el precio del crudo sigue condicionado por la evolución del conflicto en Medio Oriente.
En las semanas previas, el mercado había incorporado un fuerte componente de riesgo ante la posibilidad de interrupciones en rutas clave. La señal sobre Ormuz funcionó como un catalizador para revertir parte de ese movimiento.
Aun así, el escenario permanece abierto. La continuidad del alto al fuego, el avance de las negociaciones y la evolución del despliegue militar en la región seguirán marcando la dirección de los precios en las próximas ruedas.
La secretaria General de la Presidencia, Karina Milei, y Manuel Adorni, jefe de Gabinete participaron de un acto en Vaca Muerta donde YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal desde 2012, recibió el certificado de Marca País Argentina.
La distinción fue recibida por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y reconoce a la compañía como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva del país.
La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa una mejor percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, y favorece la atracción de inversiones, se destacó.
Además, durante la jornada de los funcionarios en Neuquén, conocieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana, y pudieron ver cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén. Estuvieron acompañados por Marín y Diego Sucalesca, titular de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional.
Marín afirmó que “este reconocimiento (de Marca País) refuerza el compromiso de YPF con el desarrollo de la energía argentina y su proyección al mundo. Somos protagonistas de una industria estratégica que posiciona al país como un actor relevante en el escenario global”.
Por su parte, Sucalesca señaló: “Es un reconocimiento de algo que es constitutivo de cada uno de los argentinos. Simplemente lo que hicimos hoy fue saldar una deuda de mucho tiempo. Es la distinción más importante de la Marca País a la empresa más importante de la Argentina. Estamos muy felices”.
“Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo”, se destacó.
El Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Nápoli, encabezó una delegación que participó en Asunción del Paraguay de un encuentro convocado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) sobre reactores pequeños, durante el cual se destacó el rol de Argentina como líder regional en tecnología nuclear.
Se trató de la segunda edición del SMR School organizado por el OIEA que reunió a países de América Latina y el Caribe para “intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR)”, comunicó Nucleoeléctrica Argentina.
La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y reunió a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia quien destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.
Argentina ha venido trabajando desde hace al menos 20 años en el desarrollo de un prototipo de reactor modular pequeño, tarea a cargo de empresas públicas y privadas (CNEA, INVAP, y otras).
Es el caso del CAREM, cuya construcción se encaró dentro del Complejo Nuclear Atucha, en zona aledaña a las centrales Atucha I y II, en base a un diseño íntegramente argentino y concebido con proyección en múltiples aplicaciones energéticas. Pero su realización (la obra civil presenta un alto grado de avance) fue cuanto menos aletargada por el gobierno desde 2024, argumentando razones presupuestarias.
Mientras, otros países líderes en tecnología nuclear, por caso EE.UU., procuran acelerar el desarrollo propio de este tipo de proyectos.
La principal virtud de esta clase de tecnología es generar energía eléctrica con alta eficiencia y sin emitir dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero.
Posibilita el abastecimiento eléctrico a zonas alejadas de los grandes centros urbanos, permitiendo el diseño de redes eléctricas descentralizadas de alcance regional, incluso independientes del sistema interconectado nacional. Su aplicación puede resultar además un complemento clave de fuentes de energía renovable (solar, eólica) para dar estabilidad al abastecimiento, o la generación eléctrica para polos fabriles con alto consumo de energía.
Durante el encuentro en Asunción, se indicó, “se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares”.
La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.
En este contexto, Ramos Napoli destacó “los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor”. Subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales a nivel regional.
En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Juan Martín Campos, participó de un panel sobre “planificación de proyectos y modelos de inversión.
Durante su intervención, destacó “la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías”, se indicó.
Campos “puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación”, y señaló que “el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio”.
Cabe referir que el diseño de un prototipo SMR como el CAREM constituyó un hito para la industria y el programa nuclear argentino, dado que aproximadamente el 70 % de los insumos calificados, componentes y servicios serían provistos por empresas locales, fortaleciendo una cadena de suministro, con capacidad para acompañar la proyección internacional del sector.
YPF encara la fase final de la venta de Metrogas con ofertas por US$ 500 millones La desinversión de YPF en Metrogas gana impulso y podría ingresar en su etapa final dentro de los próximos dos meses. El proceso vuelve a concentrar el interés de grupos empresarios argentinos, varios de los cuales también participan en otras instancias de privatización y venta de activos impulsadas por el Estado nacional.
Según informó Santiago Spaltro en Clarín, durante la última semana se conocieron las tres compañías que avanzarán a la etapa vinculante del proceso, estructurado por Citibank. La petrolera estatal prevé desprenderse de su participación accionaria del 70% en la distribuidora de gas, en cumplimiento de la normativa vigente que fija un límite del 49% para este tipo de tenencias. Los fondos obtenidos —estimados en torno a los US$500 millones— serían destinados a inversiones en Vaca Muerta.
La Ley 24.076 establece la desintegración vertical del negocio gasífero, por lo que la venta viene a cumplir con un mandato regulatorio, y un alivio para YPF: la distribuidora requiere de inversiones, porque tiene la concesión en el área más antigua de la region metropolitana.
Entre los interesados en Metro se destacan Andina PLC, vinculada a José Luis Manzano; Central Puerto, la mayor generadora eléctrica del país, encabezada por Guillermo Reca junto con la familia Miguens-Bemberg; Eduardo Escasany, titular de Banco Galicia; y Neuss Capital, perteneciente a los hermanos Germán, Patricio y Juan Neuss. En este marco, el grupo Neuss logró articular una alianza con Mubadala Capital, brazo inversor del fondo soberano de Abu Dabi, y con la española SIA Capital, ligada al empresario Javier López Madrid. Mubadala gestiona activos por aproximadamente US$385.000 millones, con presencia en más de 80 países y en múltiples sectores económicos, lo que representa un respaldo significativo para la expansión del grupo Neuss en el segmento regulado de distribución de gas, tras su crecimiento reciente en el negocio eléctrico. En 2025, el fondo concretó inversiones globales por unos US$ 39.000 millones y registró beneficios cercanos a los US$ 38.000 millones.
Los mismos actores participan, además, en el proceso de venta del 26% de Transener, actualmente en manos del Estado nacional. En ese contexto, los Neuss integran el consorcio Edison Inversiones —junto a los propietarios de Havanna y Newsan— en asociación con Genneia, vinculada a Jorge Brito y David Martínez. Por su parte, Manzano participa junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti en Edenor, mientras que Central Puerto también presentó su oferta.
En este escenario, se profundiza una tendencia hacia la “argentinización” de los activos energéticos, en un contexto donde aún no se verifican apuestas significativas por parte de grandes multinacionales. Fuentes del sector señalaron, en el marco de AmCham Summit realizado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires, que parte del empresariado internacional mantiene una actitud expectante respecto del ciclo político, a la espera de mayores certezas antes de concretar inversiones de gran escala.
La asociación entre el grupo Neuss y capitales de Medio Oriente generó sorpresa en algunos ámbitos del mercado, donde prevalece el escepticismo sobre la magnitud y el alcance efectivo de ese vínculo.
Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.
La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región.
Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en la siguiente dirección: www.jovenesprofesionalespae.com.ar
PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.
El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.
Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior.
“En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.
Las empresas Naturgy y Trafigura mejoraron sus ofertas económicas, respecto de las que habían presentado el lunes 13 (Sobre 2) en la licitación convocada por la Secretaría de Energía para definir quien se adjudicará, y a que costo tarifario (fee) por Millón de BTU, la importación de GNL para satisfacer la mayor demanda interna durante el invierno.
El lunes Trafigura realizó una oferta de U$S 4,91 el MBTU y Naturgy de U$S 4,95, que fueron evaluadas por ENARSA habida cuenta de que se planteó así una suerte de empate técnico.
En sus nuevas propuestas económicas Naturgy ofertó U$S 4,50 por MBTU, en tanto que Trafigura cotizó U$S 4,57 el MBTU. Ahora, Energía vuelve a evaluar para resolver la adjudicación. Sería el 21/4.
Se estima que será necesario importar el cargamento de unos 20 buques. El GNL será regasificado en la planta flotante situada en el puerto de Escobar (Buenos Aires) e inyectado en el sistema de transporte troncal en el arranque de mayo.
Desde 2008 esta operatoria estuvo a cargo de la estatal ENARSA, cuyas actividades el gobierno esta desguazando. No obstante, esta empresa encaró una última compra de GNL, sería el cargamento de dos buques, mientras el operador privado arranque con su tarea.
El gobierno busca así dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
Habrá que ver cual es la incidencia final en las facturas considerando el costo adicional por la aplicación de la tarifa (fee) del operador, en un contexto internacional de muy fuerte suba del precio de este insumo (en torno a los U$S 20 el MBTU), provocado por la crisis de provisión que está ocurriendo desde países de Medio Oriente (Estrecho de Ormuz), desde los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó “las medidas implementadas por el Gobierno Nacional para ordenar la economía, que permitirán que en los próximos meses se acelere el proceso de desinflación y de crecimiento económico”, describió el Ministerio.
Caputo fue entrevistado en el AmCham Summit 2026 acerca de “Una Argentina federal en desarrollo”. pocas horas antes de que se oficializaran los datos del IPC del mes de marzo : Subió 3,4 por ciento promedio.
Ante un auditorio de empresarios ligados a firmas estadounidenses, el titular de Economía explicó que “el proceso de desinflación, que venía muy pronunciado, se vio interrumpido el año pasado en el proceso previo a las elecciones donde hubo una dolarización masiva y una caída fuerte de la demanda de dinero”.
“Todavía estamos purgando esa caída de la demanda de dinero, pero a partir de abril vamos a ver una desaceleración de la inflación importante. Vamos a ver un proceso de desinflación con mayor crecimiento, anticipó Caputo.
El Ministro aseguró que “mientras sigamos haciendo las cosas que estamos haciendo, la inflación va a tener certificado de defunción”, y afirmó que “el cuándo depende de cuánto se recupere la demanda de dinero, la confianza y la tasa de interés, que ya está bajando”.
“Entramos en un proceso virtuoso en el cual los próximos 18 meses (plazo que concluya el gobierno de Javier Milei) van a ser los mejores que Argentina haya visto en las últimas décadas”, aseveró.
Caputo hizo hincapié en la importancia “de haber estabilizado la macroeconomía” por decisión política para acelerar la llegada de inversiones al país. “El Presidente es un líder mundial. El caso argentino genera interés en el mundo y eso es un atajo para las inversiones”, manifestó el Ministro, al tiempo que mencionó que en el caso del RIGI ya hay más de 35 proyectos presentados por más de 80.000 millones de dólares y 13 proyectos aprobados por 28.000 millones de dólares.
El Ministro añadió que el Gobierno está impulsando mejoras en la logística del país y que “a partir de junio van a estar en marcha las obras de los 9.000 kilómetros de corredores viales”. “Además, vamos a estar licitando 12.000 km más de corredores y les estamos dando también a las provincias, con financiamiento en algunos casos, rutas nacionales para que ellos las hagan”.
El funcionario resaltó la necesidad de seguir fomentando “la inversión y la competencia para que la gente pueda tener acceso a mejores productos y a mejores precios”. Convocó a los empresarios presentes en el encuentro a que “participen activamente en este proceso de cambio que estamos llevando adelante en la Argentina”.
El Gobierno Nacional realizó la apertura de las ofertas técnicas en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario que el Estado Nacional posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener, principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país.
En esta etapa se presentaron 3 empresas interesadas en la compra, que formalizaron sus antecedentes conforme a los requisitos establecidos en el pliego, informó el ministerio de Economía.
Las empresas que ofertaron son: Genneia y Grupo Edison en forma conjunta; Central Puerto SA, y Edenor.
La operación se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de la estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA). “Representa un paso relevante en la reorganización del sector energético”, señaló Economía.
Transener administra infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV y una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre el norte y el sur del país, dimensión que refleja la relevancia técnica y territorial del sistema bajo concesión.
La venta de las acciones de CITELEC da por concluido un período excepcional en el que el Estado participó directamente en la actividad de transmisión y transformación de energía eléctrica y restablece el esquema previsto en el Marco Regulatorio Eléctrico, según el cual la prestación del servicio público de transporte debe ser realizada prioritariamente por el sector privado, bajo control y regulación estatal.
El cronograma continuará con la apertura de las ofertas económicas de aquellas empresas que hayan calificado técnicamente, “que serán informadas oportunamente”, se indicó. Se prevé la adjudicación en el mes de junio, conforme los plazos establecidos en el pliego licitatorio.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, sostuvo que “en el cortísimo plazo, el aumento de precios del petróleo y del gas natural licuado (GNL) que se produjo en el mundo (como consecuencia de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, y el cierre del tráfico de buques en el Estrecho de Ormuz) , tiene un efecto negativo en general en todas las economías”.
En lo específico de la Argentina “se tiene un ingreso de dólares mayor, porque exportamos el 40 % del petróleo que producimos, y en lo fiscal vamos a tener mayor recaudación por retenciones a las exportaciones de petróleo”, explicó González durante una entrevista en el marco del “AmCham Summit 2026” realizado en Buenos Aires.
Pero el funcionario advirtió que, por otra parte, “tendremos que definir el impacto negativo del precio del GNL en la generación de energía eléctrica y también el aumento del precio del gasoil”, en tanto insumo para usinas, el transporte, y la actividad agropecuaria.
González argumentó ante un auditorio con mayoría de directivos de empresas estadounidenses que operan en Argentina que “en términos generales, el impacto del conflicto es moderadamente positivo. Lo importante es el impacto a largo plazo”.
“En el largo plazo, lo que ha habido es un cambio claro de prioridades en el mundo, de sustentabilidad energética a seguridad energética”, señaló González, y agregó que “en ese sentido, países como el nuestro, que tiene un recurso increíble (reservorios no convencionales de hidrocarburos), un ecosistema de compañías que funciona bien, una macroeconomía que funciona bien, y estás lejos (geográficamente) de los conflictos, ha tenido un impacto muy positivo, por el interés que estamos viendo en los proyectos de energía en Argentina”.
Acerca de la importante suba de precios de los combustibles a nivel local registrada desde marzo, González señaló que, no obstante, “no instalamos un barril criollo, ni intervenimos artificialmente en los precios”.
La semana pasada la petrolera de mayoría accionaria estatal YPF anunció que no aumentaría sus precios durante los próximos 45 días. Criterio que habrían adoptado otras importantes marcas del mercado local.
El funcionario afirmó que “las empresas refinadoras y productoras, se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno. Ese es un cambio fundamental. A veces, no hacer algunas cosas es tan importante como hacerlas”.
“Dejamos que el sector privado se autorregule porque ese mismo sector sabe que, en la medida en que estas condiciones se mantengan, la posibilidad de hacer negocios y de maximizar el potencial de los recursos que tiene es inmensa, con lo cual claramente yo siento que estamos todos en el mismo barco”, señaló en referencia al gobierno nacional y las empresas.
La vuelta al capitalismo
Acerca de los logros de la gestión del gobierno nacional que él integra, el Secretario González destacó que “el más importante es la vuelta de Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, acá quiero estar”.
Y describió: “macro ordenada, vas a invertir en un país donde sabés que los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. “Hay exportaciones porque hay gente que está dispuesta a volver a invertir en Argentina”.
Hizo hincapié en el marco normativo favorable para los inversores: “A partir de la Ley Bases, los cambios en la Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde ponemos la maximización de recursos, y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde (como gobierno) nos restringimos como reguladores”.
Agregó que “el RIGI tiene un impacto muy grande, la (reforma de la) Ley de Glaciares para la minería y todo lo que hacemos en la Secretaría de Energía y en la Secretaría de Minería, desde quitar precios mínimos para las exportaciones de gas, autorizaciones, exportaciones de largo plazo”.
González remarcó que “todo eso genera un nivel de certeza muy grande. Lo más relevante es haber vuelto a un país normal”.
El RIGI y sus resultados
González enfatizó que “el RIGI (Incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios por 30 años para grandes inversiones) hasta ahora ha sido una historia de éxito. Extendimos el régimen 1 año más (hasta julio de 2027), y en simultáneo incluimos (su aplicación para) el desarrollo del upstream”.
“Ya hay 2 proyectos que ingresaron, hoy espero que ingrese un tercero. Ya tengo contados otros 7 u 8 que sé que van a entrar, y le queda 1 año y pico al RIGI”, se entusiasmó.
“El RIGI permite que dentro del campo (petrolero-gasífero) puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, argumentó el funcionario, “permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027, y vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.
Proyecciones de producción
González puntualizó que “tuvimos récord de producción de petróleo sobre finales del año pasado, 890.000 barriles diarios de petróleo. Creo que vamos a tocar el millón de barriles de producción de petróleo este año”.
Acerca del gas natural sostuvo que “en la medida que tengamos las terminales de licuefacción, y estamos a poco más de un año de tener la primera, va a haber un crecimiento muy fuerte de la producción”.
“De acá a cinco años, Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de 60 mil millones de dólares sumando estos dos sectores”, aseveró Gonzalez.
Y remarcó “no estamos hablando del potencial de los recursos, que es importante a largo plazo, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años, no en 20”. “En la medida que mantengamos este rumbo, no existirá más la restricción externa” (por escasez de divisas).
Las empresas Trafigura y Naturgy presentaron sus ofertas económicas (Sobre 2) en la licitación convocada por la Secretaría de Energía para definir quien se adjudicará, y a que costo tarifario (fee) por Millón de BTU, la importación de GNL para satisfacer la mayor demanda interna durante el invierno.
Trafigura realizó una oferta de U$S 4,91 el MBTU y Naturgy de U$S 4,95, que están siendo evaluadas para resolver la adjudicación (el 21/4).
Se estima que sería necesario importar el cargamento de unos 20 buques. El GNL será regasificado en la planta flotante situada en el puerto de Escobar (Buenos Aires) e inyectado en el sistema de transporte troncal en el arranque de mayo.
Desde 2008 esta operatoria estuvo a cargo de la estatal ENARSA, cuyas actividades el gobierno esta desguazando. Y es posible que esta vez haga una última compra de GNL, mientras el operador privado arranque con su tarea.
El gobierno busca así dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
Habrá que ver cual es la incidencia final en las facturas considerando el costo adicional por la aplicación de la tarifa (fee) del operador, novedad que ocurre además en un contexto internacional de muy fuerte suba del precio de este insumo (en torno a los U$S 22 el MBTU), provocado por la crisis de provisión que está ocurriendo desde países de Medio Oriente (Estrecho de Ormuz), desde los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán.
A través del Decreto 238/2026 (Milei-Adorni-Caputo), el gobierno nacional delegó en la Subsecretaría de Recursos Hídricos, en la órbita del Ministerio de Economía, “las facultades y obligaciones” para ejecutar las obras de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz que estaban a cargo de ENARSA, al tiempo que volvió a denominar a las dos centrales hidroeléctricas comprendidas por dicho proyecto como “Condor Cliff” y “La Barrancosa”, en lugar de “Presidente Néstor Kirchner” y “Gobernador Jorge Cepernic”.
Se trata de una nueva vuelta de tuerca en torno al proyecto que fuera licitado y adjudicado durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, aletargado durante la gestión de Mauricio Macri, vuelto a impulsar en el gobierno de Alberto Fernández, y reconsiderado hace pocos meses en sus aspectos técnicos, económico-financieros, y hasta de denominación, por la Administración Milei.
Los vaivenes políticos afectaron en varios años el desarrollo de las obras respecto del cronograma original, y de hecho tienen un pobre grado de avance -mejor el de La Barrancosa con un 30 por ciento aproximadamente-, lo que derivó en la firma de varias Adendas al contrato original, en términos de plazos y del financiamento otorgado por bancos de China, con varios desembolsos ejecutados.
El consorcio adjudicatario está integrado por Electroingeniería S.A. (Eling S.A.), Gezhouba Group Company Limited (de China), e Hidrocuyo S.A. (Unión Transitoria de Empresas).
A principios de marzo, se firmó la Adenda número 12 del contrato, entre el gobierno nacional, el provincial de Santa Cruz, y la UTE adjudicataria, con la expectativa de retomar los trabajos tras dos años de parálisis. Será para avanzar con La Barrancosa (ex Cepernic). Ello, implica un nuevo desembolso chino, por 150 millones de dólares.
El Decreto 238 ahora oficializado establece que Recursos Hídricos (Secretaría de Obras Públicas – Economía) “ejercerá la calidad de comitente de la obra, llevando adelante todas las funciones, derechos y obligaciones emergentes del contrato y sus adendas, y las actuaciones administrativas”.
Asimismo, el nuevo decreto instruye a la Secretaría de Energía para que, en coordinación con ENARSA (en proceso de desguace) “adopte las medidas y acciones que resulten pertinentes y brinde el apoyo requerido con el fin de materializar el traspaso de las funciones, derechos y obligaciones que surjan del presente, asegurando una transición ordenada y eficiente”.
El D-238 establece que las obras públicas correspondientes al proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz retomarán su denominación original: “Cóndor Cliff” y “La Barrancosa”, “dado que corresponde al Estado Nacional decidir respecto de la denominación de las obras públicas nacionales, licitadas y contratadas por él”. El cambio de denominación estuvo respaldado en su momento por un Ley de la provincia de Santa Cruz.
En su artículo 6, el Decreto de Javier Milei instruye “al Jefe de Gabinete de Ministros (Manuel Adorni) a efectuar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a efectos de trasladar los créditos asignados para la ejecución de la obra pública correspondiente al proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz, que forma parte del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas”.
Con ventaja en el terreno militar, Irán no percibe incentivos para ceder ante lo que considera exigencias desmedidas de Washington. En este contexto, el presidente estadounidense Donald Trump volvió a endurecer su retórica tras el fracaso de las negociaciones bilaterales desarrolladas en Islamabad.
Las conversaciones, mediadas por Pakistán, reunieron a altos funcionarios de ambos países luego de un frágil alto el fuego de dos semanas que sucedió a un conflicto de 40 días entre Estados Unidos e Israel contra Irán, iniciado el 28 de febrero. Pese a la jerarquía de las delegaciones —encabezadas por el vicepresidente JD Vance del lado estadounidense y por el presidente del Parlamento iraní, Mohammad Baqer Qalibaf—, las negociaciones concluyeron sin avances y con acusaciones cruzadas.
En el centro del desacuerdo permanece el programa nuclear iraní. Washington exige garantías explícitas de que Irán no desarrollará armas nucleares, mientras que Teherán sostiene que su programa tiene fines exclusivamente pacíficos, amparados en el derecho internacional, y defiende el enriquecimiento de uranio como un derecho soberano innegociable.
Mesa inflexible
La desconfianza mutua sigue siendo un obstáculo estructural. Las autoridades iraníes señalan que la experiencia reciente —incluyendo los enfrentamientos armados con Estados Unidos e Israel— impide avanzar sin señales concretas de cambio por parte de Washington. A su vez, voceros iraníes reconocen ciertos acercamientos en temas secundarios, pero destacan que persisten diferencias sustanciales en cuestiones clave.
El trasfondo inmediato de esta ruptura diplomática es el conflicto bélico reciente. Durante los 40 días de enfrentamientos, Irán sufrió ataques sobre infraestructura crítica y zonas urbanas, pero logró sostener su capacidad de respuesta, alcanzando objetivos estadounidenses e israelíes en la región. Esta capacidad de disuasión quedó reforzada, especialmente a partir del control operativo sobre el estrecho de Ormuz, un punto neurálgico del comercio energético global.
Desde la perspectiva iraní, el resultado del conflicto expone un error de cálculo estratégico de Washington y Tel Aviv, que no lograron debilitar significativamente sus capacidades ni forzar concesiones políticas. Este escenario se trasladó a la mesa de negociación, donde las posiciones se mantuvieron rígidas.
Tras el fracaso en Islamabad, Trump intensificó sus amenazas, incluyendo la posibilidad de interceptar buques en el estrecho de Ormuz. Esta postura introduce una fuerte contradicción: mientras exige la libre circulación marítima, plantea medidas que podrían implicar un bloqueo de facto.
Impacto en el mercado
Tras los anuncios, los precios del petróleo volvieron a superar los US$ 100 por barril, mientras Estados Unidos se prepara para bloquear el paso de los barcos que transitan por el estrecho de Ormuz con destino a Irán o procedentes de él, lo que agrava los temores de una crisis energética prolongada tras el fracaso de las conversaciones del fin de semana.
En las primeras operaciones europeas del lunes, el crudo Brent subió un 6,8%, hasta los US$ 101,7 por barril, mientras que el West Texas Intermediate aumentó un 7,2%, hasta los US$ 103,55 por barril. Los precios del gas natural también se dispararon: el contrato holandés TTF del mes más cercano —el referente europeo— subió un 9%, hasta los €47,58 por megavatio-hora.
Más allá del plano geopolítico inmediato, las consecuencias sobre el sistema energético global pueden ser profundas. La creciente incertidumbre podría impulsar a Europa a revisar su estrategia de abastecimiento, desplazándose desde el mercado spot —más flexible— hacia contratos de largo plazo para garantizar seguridad energética.
Este cambio implicaría una transformación estructural: el gas natural, que en los últimos años avanzó hacia una lógica de commoditización, podría volver a esquemas más rígidos y estratégicos, con relaciones más estables entre productores y consumidores.
En este contexto, Argentina y Vaca Muerta tienen una oportunidad significativa. A diferencia de otros proveedores, sus potenciales exportaciones de gas natural licuado y petróleo no dependen de rutas con estrechos, como Ormuz.
Los precios del gas natural licuado (GNL) en Asia registraron una fuerte caída en los últimos días, impulsados por el anuncio de un alto el fuego de dos semanas entre Estados Unidos e Irán, aunque el mercado continúa bajo presión ante la persistencia de riesgos logísticos y estructurales en la oferta.
De acuerdo con el último informe de la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL para entregas en mayo en el noreste asiático se ubicó en US$ 17,00 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), lo que representa una baja de US$ 2.- respecto de la semana previa y el nivel más bajo desde fines de febrero, cuando se intensificó el conflicto en la región.
Comercio
El comercio global de gas natural licuado (GNL) muestra una creciente participación de operaciones flexibles: actualmente entre el 30% y el 40% de las ventas se realizan en modalidad spot o de corto plazo, mientras que el 60%–70% restante continúa bajo contratos de largo plazo. Dentro de ese 30%–40% se incluyen tanto operaciones estrictamente spot (entregas inmediatas o en pocas semanas) como contratos de corta duración, generalmente de hasta 1 a 3 años, que en las estadísticas suelen agruparse en la misma categoría.
Esta participación ha aumentado de forma sostenida en las últimas décadas: a comienzos de los 2000 el spot representaba menos del 10% del comercio global, en la década de 2010 se ubicó en torno al 20%–25%, y en los últimos años se consolidó en el rango actual del 30%–40%, con picos superiores durante crisis como la de 2022–2023 en Europa. El crecimiento responde a una mayor liquidez del mercado, la expansión de exportadores con contratos más flexibles —como Estados Unidos— y el desarrollo de hubs de referencia como JKM en Asia y TTF en Europa; aun así, los contratos de largo plazo siguen predominando, ya que sostienen inversiones que requieren grandes volúmenes y estabilidad en el tiempo.
Asunto estrecho
Analistas del sector atribuyen esta corrección principalmente a la reducción de la prima de riesgo geopolítico. Go Katayama, de la firma Kpler, señaló que la tregua entre Washington y Teherán generó un alivio inmediato en los mercados energéticos globales. Sin embargo, advirtió que persisten factores de riesgo, especialmente vinculados a posibles daños de largo plazo en instalaciones clave como Ras Laffan, en Qatar, uno de los principales polos exportadores de GNL del mundo.
En paralelo, la situación en el Estrecho de Ormuz continúa siendo un punto crítico. El tránsito marítimo en la zona se mantiene por debajo del 10 % de los niveles habituales, reflejando la cautela de los operadores ante un escenario todavía inestable. En los últimos días, incluso se registraron incidentes con buques metaneros que debieron revertir su curso tras ser interceptados por fuerzas iraníes.
Según estimaciones de la consultora ICIS, al menos 15 buques cargados de GNL permanecen actualmente dentro del estrecho, a la espera de condiciones seguras para retomar sus rutas. A esto se suma la posibilidad de contar con volúmenes adicionales almacenados en terminales de Qatar y Emiratos Árabes Unidos, lo que permitiría reactivar parcialmente los envíos en el corto plazo. No obstante, expertos coinciden en que recuperar los niveles normales de exportación —entre 90 y 100 cargamentos mensuales en el caso qatarí— demandará tiempo.
En Europa, los precios también reflejaron la volatilidad del contexto internacional. El índice de referencia para el noroeste del continente se ubicó en torno a los US$ 15,1 por MMBtu para entregas en mayo, según distintas evaluaciones del mercado. La estructura de la curva de futuros, con tendencia plana o en retroceso, continúa afectando la rentabilidad del almacenamiento y limitando la liquidez en los hubs europeos.
Aun así, la demanda mostró señales de sostén. Intereses de compra por parte de Turquía y Argentina para cargamentos en los próximos meses contribuyeron a apuntalar el mercado, en un contexto de elevada sensibilidad a factores geopolíticos.
En el segmento del transporte, las tarifas de flete de buques metaneros registraron caídas tanto en el Atlántico como en el Pacífico, ubicándose en torno a los US$ 89.750 y US$ 73.000 diarios, respectivamente. Esta reducción, junto con una mejora en el diferencial de precios entre Asia y Europa, volvió a favorecer el arbitraje de cargamentos estadounidenses hacia el mercado asiático.
De este modo, aunque la tregua entre Estados Unidos e Irán introdujo un alivio temporal en los precios del GNL, el equilibrio del mercado sigue dependiendo de la evolución del conflicto y de la normalización de las rutas críticas de suministro energético global.
El Gobierno del Neuquén, a través del ministerio de Energía, autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre Pluspetrol e YPF.
Mediante los Decretos 475, 476 y 496, se autorizó la cesión del 100 % de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50 % de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente.
Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos de desarrollo de reservorios no convencionales.
Tras la autorización, y la formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo, indicó el gobierno neuquino. Será como parte de la estrategia de desarrollo de gas vinculada al proyecto Argentina GNL.
El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.
Datos técnicos de las áreas involucradas
Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km². Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km². Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km². Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.
El libro “Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina”, escrito por Jorge Augusto Sapag, ex Gobernador de Neuquén, fue presentado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, en un encuentro que contó con la presencia, entre otros, del actual gobernador de la provincia, Rolando Figueroa, y el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni.
El panel de presentación del libro estuvo integrado por Sapag, por Marcos Bulgheroni, quien escribió el prólogo, y por Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants.
También asistieron directores y referentes de las principales empresas de hidrocarburos que operan en la Argentina.
Pionero en ingresar y aprobar en Neuquén y en Argentina el sistema de producción de hidrocarburos con técnicas no convencionales, Sapag examina con minuciosidad los factores que hicieron posible el desarrollo de Vaca Muerta, los obstáculos estructurales que debió superar y las decisiones estratégicas que marcaron su consolidación, aportando una mirada tanto técnica como política.
El autor, nacido en 1951 en Zapala, Neuquén, es especializado en Producción, Minería, y Derecho Administrativo. Remarcó que “la riqueza de Vaca Muerta se mostrará con plenitud si se toman las decisiones acertadas en el presente y el futuro. De estos aciertos dependerá que la riqueza derrame en desarrollo económico inclusivo y sustentable sobre Neuquén y toda la República”.
“Vaca Muerta. Tesoro y Faro para la Argentina”, despliega uno de los mejores escenarios sobre el futuro energético, la soberanía nacional, la viabilidad económica y el desarrollo sostenible de la producción de hidrocarburos en nuestro territorio.
Vaca Muerta
“Es habitual comparar a Vaca Muerta con la cuenca de Permian, la formación con mayor actividad en Estados Unidos, considerada la meca de la explotación no convencional. Vaca Muerta y otros yacimientos no convencionales como Molles, convierten a Neuquén en la segunda reserva más grande de gas no convencional después de China y la cuarta reserva más grande de petróleo no convencional a nivel mundial, detrás de Rusia, Estados Unidos y China”, señala el autor.
La publicación remarca que “la provincia de Neuquén, desde 2013 hasta 2025, período comprendido por la gestión de tres gobernadores, ha otorgado 51 concesiones de desarrollo de no convencional, que cubren 11.000 de los 30.000 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta y tienen un compromiso de inversión del orden de los 215.000 millones de dólares, la cifra más importante de la historia argentina comprometida en una sola provincia”.
El libro fue editado por Sidera y está disponible en las principales librerías del país pudiendo adquirirse de manera on line a través de www.librum.com.ar
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó el lanzamiento de un programa de incentivo al sector hidrocarburífero: “Más producción y Trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”.
El programa fija reglas para recuperar la producción de un sector que impacta fuertemente en las regalías provinciales, que incluye, entre otros puntos, la rebaja de regalías, atadas a planes de inversión concretos. “Una iniciativa estratégica orientada a incrementar la producción, promover inversiones y generar empleo en una de las principales actividades económicas de la provincia”, se comunicó.
El acuerdo entre el gobierno provincial, operadoras y sindicatos, establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción. Para áreas convencionles maduras regalías del 12 % y la posibilidad de una reducción adicional de hasta 3 puntos según el tipo de proyecto y metas de inversión. La vigencia es entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027. Para nueva producción de hidrocarburos en No Convencionales y Offshore regirá una alícuota del 5 %, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión. El gobierno provincial procura avanzar en el desarrollo de la formación Palermo Aike.
El gobernador estuvo acompañado por el vicegobernador Fabian Leguizamón; el jefe de Gabinete de Ministros, Pedro Luxen, y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez.
Vidal recibió a los CEOs y directivos de la totalidad de operadoras petroleras que trabajan en Santa Cruz: Horacio Marín y Lisandro Deleonardis, de YPF; Hugo Eurnekian y Rodrigo Fernández de CGC; Juan Martín Bulgheroni y Horacio García, de Pan American Energy; Ignacio Pedrozo y Cristóbal López, de Clear Petroleum; como así también Jorge Neuss, Juan Neuss y Gustavo Salerno, de Patagonia Resources.
Asistieron además Carlos Gilardone de Quintana Energy; Silvana Chacra de Roch SAU; Pablo Peralta y Eduardo Oliver, por Crown Point; Hugo Rodríguez de Brest; Gustavo Naves y Daniel Varas de Venoil; Miguel Pesce por Petrolera Santa María; Ricardo Andriano por Alpa Ingeniería; Santiago Egurza, de Azruge; y Pedro Martínez Cereijo de Alianza Petrolera.
Vidal dijo que “la única forma de poder salir adelante es por el trabajo y el producto”. “Este gobierno dice claramente que la base de la economía es la producción, el trabajo y el desarrollo”.
Se refirió al desarrollo de Palermo Aike. “Apostamos fuerte a la Formación D-129 y a la exploración de Palermo Aike. Es hora de compartir información y experiencias para multiplicar la producción”, precisó.
Por su parte el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, realizó un balance de la reconfiguración del sector hidrocarburífero en Santa Cruz tras la decisión de YPF de concentrarse en el desarrollo del no convencional, lo que implicó la cesión de áreas históricas a la provincia luego de más de ocho décadas de operación.
En este escenario, atravesado por factores internacionales como el conflicto en Medio Oriente y la volatilidad del precio del barril, Alvarez resaltó la decisión del gobernador Vidal de impulsar una política activa para dinamizar el sector mediante este programa que propone más producción y más Trabajo, orientado a incrementar inversiones, producción y empleo.
Hugo Eurnekian, Chief Executive Officer de CGC, agradeció la convocatoria del Gobernador Vidal para trabajar en conjunto para mejorar las condiciones de la actividad y reconoció el “esfuerzo es muy importante de la provincia para bajar regalías para incrementar la actividad y la producción” lo cual se alinea “los objetivos de toda la comunidad y la industria”.
El empresario reconoció que en el contexto actual que vive la Industria se han vivido desafíos, y que han salido fortalecidos. Indicó que si bien, desde el ámbito internacional se focaliza el interés en Vaca Muerta “también se pregunta por el convencional, por Palermo Aike, lo que abre una ventana de oportunidad muy interesante”. “Hay mucho potencial y muchas cosas para hacer”, apuntó.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó del acto en el cual el Fideicomiso Bypass de Añelo confirmó la adjudicación de la obra vial a la Unión Transitoria (UT) integrada por las constructoras Luis Losi SA y Rovella Carranza SA, un hito en la colaboración público-privada para el despliegue de infraestructura clave para el sector energético nacional.
Un consorcio de diez operadoras líderes financia el emprendimiento a través del Fideicomiso Bypass de Añelo, como parte de un acuerdo histórico con la provincia del Neuquén. Se trata de las empresas Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Vista Energy e YPF.
También estuvieron presentes el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig; el presidente de la CEPH y chairman de Tecpetrol, Carlos Ormachea, en representación del Fideicomiso; el presidente de Rovella Carranza SA, León Zakalik, por el Consorcio Losi-Rovella; además de representantes de las empresas operadoras.
El proyecto comprende el nuevo tendido y la repavimentación de las rutas provinciales N° 8 y N° 17, junto con la construcción del denominado Camino de la Tortuga, un nexo estratégico que vinculará ambas vías. Esta configuración permitirá derivar el tránsito pesado fuera del casco urbano de Añelo, con un impacto directo en la seguridad vial y en la eficiencia logística del suministro hidrocarburífero.
El inicio de obra se producirá en los próximos días, con un cronograma de 18 meses corridos y fecha de finalización prevista para octubre de 2027.
“Estamos avanzando en un esquema de articulación público-privada que nos permite ordenar el tránsito en una de las zonas más dinámicas de la provincia. Con esta circunvalación de Añelo, que se complementa con nuevas obras y más de 70 kilómetros de intervención total, buscamos que el tránsito pesado deje de atravesar la localidad, mejorando la seguridad vial y la calidad de vida de los vecinos”, expresó Figueroa.
El gobernador destacó que “este desarrollo se integra a un plan más amplio que incluye repavimentaciones, nuevas conexiones y rutas alternativas para optimizar la circulación en toda la región”.
La adjudicación a la UT Losi-Rovella Carranza surgió de un proceso de licitación de precios en el que se recibieron nueve ofertas, resultando la propuesta del consorcio la mejor valorada por su competitividad económica y su solidez técnica, destacó el gobierno neuquino.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) consideró las modificaciones aprobadas a la Ley de Glaciares como “Una señal positiva para el futuro productivo de la Argentina”.
La entidad empresaria destacó en un comunicado que: “la aprobación por parte de la Cámara de Diputados de la Nación de las modificaciones a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una decisión de gran relevancia institucional, productiva y ambiental para la Argentina.
Se trata de un avance para incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad, atraer inversiones de largo plazo y dinamizar las economías regionales, al tiempo que impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros.
La actualización normativa permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares ambientales, técnicos y de control. Esto contribuye a despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos.
La industria minera argentina ratifica su compromiso absoluto con la preservación del agua y del ambiente, y con el cumplimiento de los más altos estándares internacionales.
La minería responsable requiere reglas claras y control efectivo, y esta modificación avanza en esa dirección.
Valoramos especialmente que esta iniciativa haya logrado un respaldo político amplio y diverso, a partir de una mirada estratégica compartida sobre la necesidad de poner en valor los recursos para impulsar el desarrollo productivo, la generación de empleo y la transición hacia una matriz económica más diversificada.
La modificación reafirma el rol indelegable de las provincias como titulares y protectoras de los recursos naturales, fortaleciendo un federalismo ambiental efectivo, tal como lo establece la Constitución Nacional. Este aspecto resulta central para una gestión territorial adecuada, con conocimiento local, participación de las comunidades y articulación con los gobiernos provinciales.
Confiamos en que esta decisión, adoptada con una mirada de largo plazo, permitirá destrabar inversiones relevantes, avanzar en nuevos proyectos y consolidar una minería moderna, sostenible y alineada con los desafíos del desarrollo argentino.
Desde CAEM reiteramos nuestra disposición a trabajar junto a los gobiernos nacional y provinciales, las comunidades y la sociedad, para que la minería continúe siendo un motor de crecimiento, desarrollo regional y generación de oportunidades para todo el país”, señalaron las empresas del sector.
El Congreso sancionó en la madrugada del jueves la modificación a la ley de Glaciares que regía desde 2010, con una mayoría de 137 votos (principalmente de LLA, UCR, PRO, y peronistas provinciales de Salta, Tucumán y Catamarca), contra 111 de la oposición (principalmente de UP), y 3 abstenciones. El proyecto había sido aprobado por el Senado en sesiones extraordinarias. Con todo, la nueva ley será resistida judicialmente por parte de entidades ambientalistas y sociales diversas.
A las puertas de un nuevo invierno, la estrategia oficial orientada a retirar al Estado de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y transferir dicha función al sector privado ha comenzado a generar resistencias en ámbitos industriales. La Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA) formalizó su inquietud ante la Secretaría de Energía, advirtiendo que el esquema propuesto introduce señales que considera “sumamente distorsivas” en términos de precios, disponibilidad y operatoria.
En una nota firmada por su presidente, Gabriel Pablo Vendrell —quien a su vez se desempeña como gerente de Aluar—, la entidad expresó su preocupación por la eventual asignación de GNL importado en un contexto internacional signado por la volatilidad energética, al tiempo que destacó la pérdida de competitividad que atraviesan diversos sectores de la industria nacional. El planteo se inscribe, además, en un escenario de tensiones entre el Gobierno y actores industriales relevantes, como el empresario Javier Madanes Quintanilla, en el marco del conflicto suscitado por el cierre de FATE.
ACIGRA nuclea a grandes consumidores industriales de gas natural y concentra aproximadamente la mitad del consumo fabril del país. Entre sus miembros se encuentran compañías de peso como Aluar, Aceitera General Deheza, Aceros Zapla, Arcor, Cargill, Peugeot y Profertil, lo que otorga especial relevancia a su posicionamiento.
En la comunicación dirigida a la secretaria de Energía, María Tettamanti, la entidad sostuvo que persiste una falta de comprensión acabada por parte de la demanda respecto de los recientes cambios normativos. En particular, advirtió que la estimación individual de requerimientos de gas por parte de cada industria resulta inviable, dado que depende de variables difícilmente previsibles, tales como las condiciones climáticas, el estado del sistema de transporte y eventuales restricciones locales.
La nota responde a un requerimiento oficial que instaba a las grandes industrias a informar sus necesidades de gas natural para los próximos dos meses. Frente a ello, los industriales manifestaron que no disponen de información suficiente para proyectar volúmenes sin incurrir en riesgos de sobrecontratación.
Asimismo, ACIGRA alertó sobre la posible irrupción de nuevos intermediarios en el mercado, lo que —a su juicio— podría derivar en posiciones dominantes, prácticas abusivas y la captura de rentas extraordinarias que encarezcan el suministro de manera desproporcionada. A ello se suma la advertencia de que numerosas empresas no cuentan con estructuras operativas preparadas para afrontar la complejidad del nuevo esquema de contratación.
En este contexto, la entidad propuso la adopción de un “camino intermedio” para el invierno de 2026. La alternativa sugiere que la Secretaría de Energía conserve la responsabilidad de estimar la demanda, contratar los volúmenes necesarios y organizar su distribución, garantizando a la vez un precio único de GNL y regasificación que sea íntegramente cubierto por los usuarios.
Mientras el sector industrial reclama certidumbre, la empresa estatal Enarsa —cuya participación como intermediaria el Gobierno procura reducir en pos de una mayor eficiencia— avanzó con el proceso licitatorio destinado a seleccionar un “cargador” privado. En la reciente apertura de sobres técnicos se registraron dos ofertas, aunque la conducción de la compañía, a cargo de Tristán Socas, decidió mantener en reserva la identidad de los postulantes.
No obstante, trascendió que las firmas interesadas serían la comercializadora global Trafigura y la empresa Naturgy. Ante los retrasos respecto de los plazos inicialmente previstos, el Gobierno resolvió acortar el cronograma de adjudicación para la semana próxima, considerando que el arribo del primer buque está previsto hacia fines de abril.
Pese a ello, la propia secretaria Tettamanti admitió que, en caso de no concretarse la privatización del esquema de importaciones durante el presente año, su implementación podría diferirse hasta 2027. En paralelo, Enarsa ya dispone de un procedimiento de contratación de emergencia para la adquisición de los dos primeros cargamentos bajo el esquema tradicional, en caso de que el proceso privado no alcance a cubrir los tiempos que impone la llegada de las bajas temperaturas.
El rediseño del modelo se produce, además, en un momento particularmente sensible para el mercado energético global. Los recientes ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán impulsaron el precio del GNL hasta los 20 dólares por millón de BTU, prácticamente el doble de los valores promedio abonados el año anterior.
Este encarecimiento plantea un interrogante central en torno a la asignación de costos. Mientras que el gas destinado a la generación eléctrica se canaliza a través de CAMMESA, los precios que pagan hogares y comercios aún no reflejan plenamente estas variaciones, lo que abre la posibilidad de futuros ajustes tarifarios o, alternativamente, de un incremento en los niveles de morosidad.
En un escenario donde la infraestructura de transporte local continúa siendo limitada —y en el que la ampliación del gasoducto Perito Moreno recién se proyecta para 2027—, la dependencia del GNL importado se consolida como un cuello de botella estructural que mantiene bajo presión tanto a la política energética oficial como al entramado productivo nacional.
La exploración de hidrocarburos en aguas profundas frente a Uruguay continua un derrotero que ya lleva décadas. En un movimiento que refuerza la actividad prospectiva, la estatal QatarEnergy y la estadounidense Chevron decidieron incorporarse a bloques adjudicados, asociándose con Shell bajo esquemas de farm-in que redistribuyen riesgo y capital en una etapa aún marcada por la incertidumbre geológica.
El ingreso de QatarEnergy en los bloques OFF-2 y OFF-7 —ya formalizado— y su inminente desembarco en el OFF-4, así como la participación de Chevron en el OFF-7, constituyen algo más que simples ajustes societarios. Señalan, en cambio, un creciente voto de confianza de actores globales con amplia experiencia en exploración offshore de alta complejidad. En un sector donde la asignación de capital es altamente selectiva, estas decisiones suelen interpretarse como indicadores de algún tipo de potencial.
Shell retiene la operación en los bloques clave —con un 70% en OFF-2 y un 40% en OFF-7— mientras sus nuevos socios asumen posiciones minoritarias pero significativas. QatarEnergy, fiel a su estrategia internacional, privilegia el rol de inversor no operador, aportando capital y diversificación geográfica sin involucrarse directamente en la ejecución técnica. Chevron, por su parte, combina aquí su perfil tradicional de operador con una posición más flexible como socio.
Detrás de estos movimientos subyace la lógica económica de la exploración en aguas profundas: costos elevados, largos horizontes de maduración y probabilidades inciertas. En ese contexto, los acuerdos de farm-in no solo permiten compartir el riesgo financiero, sino también integrar capacidades técnicas que resultan críticas en entornos geológicos complejos. La experiencia acumulada en otras cuencas —desde el Golfo de México hasta África occidental— se convierte en un activo transferible.
Aunque Uruguay carece aún de descubrimientos comerciales y los antecedentes le han negado la posibilidad de hallazgos aptos para producción, la actividad sugiere que el país ha logrado posicionar a su sistema financiero en el radar de la industria.
La adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos, junto con el desarrollo de modelos geológicos más sofisticados, apuntan a reducir la incertidumbre exploratoria y a delimitar con mayor precisión las estructuras prospectivas.
El interés no se limita a estos bloques. En noviembre pasado, YPF acordó con la italiana ENI la exploración conjunta del OFF-5, con una estructura que prevé el traspaso de la operación a la compañía europea. La decisión sobre una eventual perforación quedará supeditada a los resultados técnicos que se obtengan durante 2026, en línea con una disciplina de capital que privilegia hitos progresivos antes de comprometer inversiones mayores.
Chevron, además, había marcado previamente su retorno a Uruguay tras medio siglo, al asumir una participación operativa en el bloque OFF-1. Estos movimientos, aunque dispersos, configuran una tendencia: la convergencia de grandes jugadores en una cuenca todavía incipiente, pero cada vez más visible.
El caso del bloque OFF-6 ilustra tanto el potencial como los riesgos inherentes. APA Corporation evalúa la perforación de un pozo exploratorio con una inversión estimada en 200 millones de dólares, en aguas de más de 2.000 metros de profundidad. La operación, técnicamente exigente y logísticamente compleja, requerirá una campaña prolongada y recursos significativos, sin garantías de éxito. Un antecedente relevante es la exploración realizada por TotalEnergies en 2016, que no arrojó descubrimientos, aunque sí permitió avances en el conocimiento geológico de la cuenca.
En conjunto, el escenario actual no tiene precedentes en Uruguay. Por primera vez, la totalidad de las áreas offshore bajo la Ronda Uruguay Abierta se encuentra comprometida mediante contratos de exploración y producción. Sin embargo, el paso de la promesa geológica a la realidad comercial sigue siendo incierto.
Para Montevideo, el desafío será doble: sostener el interés inversor en un contexto global de transición energética y, al mismo tiempo, gestionar las expectativas en torno a una potencial nueva fuente de ingresos. Para las compañías, la apuesta es más directa: anticiparse —con información incompleta— a lo que podría ser, o no, una nueva provincia petrolera.
Antecedentes
La búsqueda de hidrocarburos en Uruguay se remonta a la década de 1940. El Instituto Geológico del Uruguay, con YPF como operador, perforó cerca de Salto sin encontrar petróleo; en su lugar, surgieron aguas termales que dieron origen a una actividad turística. Nuevos intentos en 1957 arrojaron resultados similares.
En los años setenta, la crisis petrolera llevó al gobierno a firmar un contrato offshore con Chevron. La empresa perforó a 150 km de Punta del Este en 1976, pero decidió abandonar, tras constatar el gran espesor del basamento basáltico perteneciente al denominado “macizo brasileño”. El contrato con el gobierno cívico-militar de la época, estableció tres pozos por lo acordadon amistosamente un segundo que posteriormente, también resultó seco.
En 2008, el presidente Tabaré Vázquez anunció hallazgos de hidrocarburos. El gobierno convocó a la Ronda Uruguay 2009 para atraer inversión internacional. Se ofrecieron 11 bloques offshore; dos fueron adjudicados a un consorcio integrado por YPF, Petrobras y Galp, sobre la base de estudios sísmicos previos. Varias empresas mostraron interés, aunque los avances posteriores fueron limitados.
En 2011 se lanzó la Ronda Uruguay II con el objetivo de sostener el interés inversor. La licitación, cerrada en 2012, ofreció 15 bloques, de los cuales ocho fueron adjudicados a compañías como BP, BG Group, Total y Tullow Oil. Posteriormente se produjeron asociaciones y cambios accionariales, incluyendo la entrada de ExxonMobil y la adquisición de BG por Shell.
En 2016, un consorcio liderado por Total perforó un pozo en aguas profundas a 400 km de Montevideo. Fue el primero desde 1976 y resultó seco. Aun así, la ronda incorporó nuevos actores y promovió inversiones en exploración offshore, sin derivar en producción comercial.
La Ronda Uruguay III, lanzada en 2023 por ANCAP bajo un esquema abierto, recibió ofertas. Pese a condiciones fiscales y geológicas consideradas competitivas, factores como la transición energética, los costos en aguas profundas y la falta de descubrimientos previos han limitado el interés. Más de un año después, no se han adjudicado bloques.
El contraste con expectativas oficiales, influenciadas por descubrimientos recientes en el Atlántico Sur, refleja un entorno inversor más selectivo. La continuidad del proceso depende de la capacidad de ajustar incentivos en un contexto de mayor aversión al riesgo.
Cuando sube la temperatura, sube el pico: cómo entender y moderar nuestro consumo hoy
En el debate sobre la energía —especialmente en un contexto de transición energética y electrificación creciente— suele instalarse una idea bastante extendida: que la demanda eléctrica crece de manera constante, lineal y en todos los sectores. Sin embargo, cuando uno mira los datos con mayor detenimiento, aparece una realidad más interesante: la demanda no crece de forma homogénea, sino que responde a dinámicas muy concretas, donde el clima y el consumo residencial tienen un rol central.
Rodrigo Santander*
Durante 2025, la demanda eléctrica en Argentina alcanzó los 141.249 GWh, con un crecimiento muy leve del 0,7% interanual. Pero ese número agregado revela diferencias importantes: el segmento residencial fue el que más creció (1,2%) y representa cerca del 47% del total, mientras que la demanda no residencial y la industrial mostraron variaciones mucho más acotadas, en torno al 0,2% y 0,4% respectivamente.
Es decir, no estamos frente a un sistema que crece homogéneo, sino que el principal movimiento está en los hogares. Y para entender por qué, hay que mirar una variable clave: la temperatura.
Cuando el calor aprieta, el sistema eléctrico responde casi de inmediato. Durante el verano 2025 se registraron picos históricos de demanda, como el del 10 de febrero, cuando la potencia alcanzó los 30.257 MW en un contexto de temperaturas superiores a los 31 °C. Algo similar ocurrió en el verano 2026, puntualmente el 3 de febrero, con picos cercanos a los 28.000 MW bajo condiciones térmicas prácticamente iguales.
Pero más allá de los récords puntuales, lo relevante es la tendencia: los picos de demanda siguen de cerca al termómetro. En semanas con temperaturas promedio cercanas a 30–31 °C, la potencia del sistema se ubica de forma sostenida en el rango de 27.000 a 28.000 MW. En cambio, cuando las temperaturas bajan hacia los 19–23 °C, los picos caen a valores de entre 17.000 y 20.000 MW.
En términos simples: el sistema puede exigir más de un 30% adicional de potencia solo por efecto del calor. Y ese salto no viene de la industria ni de los grandes usuarios. Viene, principalmente, de algo mucho más cotidiano: cómo usamos la electricidad en nuestros hogares.
Llevado a la vida diaria, el fenómeno es bastante claro. Un aire acondicionado típico puede demandar entre 0,8 y 1,5 kW, dependiendo de la tecnología y condiciones de uso. Si a eso le sumamos una heladera (0,1–0,3 kW), un microondas (1,0–1,5 kW), un termotanque eléctrico (1,5–2,0 kW) o una pava eléctrica (1,5–2,2 kW), el consumo instantáneo de un hogar puede superar fácilmente los 4 a 6 kW en simultáneo.
Ahora bien, el punto clave no es ese consumo individual, sino la simultaneidad: miles —o millones— de hogares haciendo exactamente lo mismo al mismo tiempo. Ahí es donde se construyen los picos del sistema.
Este comportamiento no es exclusivo de Argentina. A nivel global, distintos informes muestran que la climatización eléctrica —especialmente el aire acondicionado— se está consolidando como uno de los principales motores de la demanda, junto con la electrificación de nuevos usos: como los data center. Para darnos una idea de dónde estamos parados, según surge del informe “Consumo de energía y desarrollo” elaborado por UDEA, en Argentina nuestro consumo eléctrico promedio se mantiene en unos 3,0 kWh/cápita, superando la media de América Latina y el Caribe pero por debajo en la región de Chile y Brasil.
Por eso, más que hablar de un crecimiento lineal de la demanda, resulta más preciso pensar en una demanda sensible: fuertemente influenciada por el clima, el equipamiento de los hogares y nuestros hábitos de consumo.
Entender esta lógica, además de ser central para quienes planifican y operan el sistema eléctrico, también es una invitación a los usuarios, especialmente a las nuevas generaciones, a tomar un rol más activo en el uso de la energía.
Porque, en definitiva, detrás de cada pico de demanda y de cada récord del sistema, hay algo bastante simple: millones de decisiones cotidianas que, sumadas, explican cómo, cuánto y cuándo consumimos electricidad.
La caída del crudo tras el alto el fuego reconfigura el escenario energético global, pero en Argentina el impacto es desigual y gradual. Mientras el upstream ajusta expectativas y el downstream mantiene inercia en precios, la dependencia de fertilizantes importados introduce un canal adicional de presión sobre los costos agropecuarios y la inflación en los próximos meses.
Irán aceptó la propuesta de alto al fuego impulsada por Estados Unidos, resultado de gestiones diplomáticas encabezadas por China y Pakistán, según informó The New York Times. El acuerdo, de carácter transitorio y con una duración prevista de dos semanas, se alcanzó horas después de que el presidente Donald Trump amenazara con que “toda una civilización desaparecerá para no volver jamás” sino abren el estrecho de Ormuz.
En su rol de mediador, Pakistán instó a Washington a revisar su ultimátum y promovió una pausa en las hostilidades a cambio de que Irán habilitara la circulación segura por esa vía marítima durante el período acordado. De acuerdo con Associated Press, la diplomacia china mantuvo contactos con autoridades iraníes mientras se desarrollaban las negociaciones, canalizando su influencia a través de interlocutores como Turquía, Egipto y el propio Pakistán.
El Consejo de Seguridad Nacional de Irán confirmó el entendimiento y lo presentó como un resultado favorable a sus posiciones. Israel también adhirió al alto al fuego y suspendió sus operaciones durante el mismo lapso.
El precio internacional del crudo registró una caída inmediata tras el anuncio del cese al fuego, en un contexto de distensión geopolítica y retracción de la prima de riesgo en los mercados energéticos.
Antes del acuerdo, el crudo había escalado por encima de los US$ 110 e incluso alcanzado picos cercanos a US$ 140 por barril en el mercado spot; tras el anuncio del alto al fuego, el Brent retrocedió hacia la zona de US$ 90–95 dólares, con caídas superiores al 12–16%, según datos de Bloomberg.
Perspectivas
A pesar del Alto al fuego, el mercado energético internacional desconfía, por lo que se mantiene una fase de alta volatilidad, condicionada por las restricciones al tránsito de hidrocarburos a través del estrecho de Ormuz y sus efectos sobre la oferta global.
Según las últimas previsiones de la Energy Information Administration de los EE.UU. (EIA), la interrupción parcial de esta vía estratégica derivó en una rápida acumulación de inventarios en países exportadores del Golfo, forzando a Irak, Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Bahréin a suspender en conjunto unos 7,5 millones de barriles diarios en marzo, con una proyección de incremento hasta 9,1 millones en abril .
El escenario base contempla una normalización progresiva a partir de mayo, en la medida en que se restablezcan los flujos marítimos, lo que permitiría reducir las interrupciones a 6,7 MMb/d y converger hacia niveles previos al conflicto hacia fines de 2026. Sin embargo, la persistencia de incertidumbre geopolítica continúa incorporando una prima de riesgo significativa en los precios internacionales.
En este contexto, el crudo Brent promedió US$ 103 por barril en marzo y se prevé que alcance un máximo de US$ 115 durante el segundo trimestre de 2026, antes de iniciar una trayectoria descendente acompañando la recuperación de la oferta. Las proyecciones indican que el precio podría ubicarse por debajo de los US$ 90 hacia el cuarto trimestre y promediar US$ 76 en 2027, condicionado a la estabilización del escenario en Medio Oriente .
Las tensiones también ampliaron el diferencial entre el Brent y el WTI, que alcanzó los US$ 12 por barril en marzo y podría escalar hasta US$ 15 en abril, reflejando mayores costos logísticos y disrupciones en los flujos hacia los mercados asiáticos. Se espera que esta brecha se reduzca gradualmente a medida que se normalice el tránsito por Ormuz.
El impacto se extiende a los precios minoristas de combustibles en Estados Unidos, donde la gasolina podría alcanzar un pico cercano a US$ 4,30 por galón en abril, mientras que el diésel superaría los US$ 5,80, en un contexto de inventarios por debajo del promedio reciente.
En paralelo, la reducción de exportaciones de gas natural licuado desde la región tensionó el mercado global, ampliando la brecha entre el Henry Hub y los precios en Europa y Asia. Con las terminales estadounidenses operando cerca de su capacidad máxima —alrededor de 500 MMm3/d—, la posibilidad de incrementar la oferta es limitada, lo que contribuye a sostener los precios internacionales.
En conjunto, las proyecciones delinean un mercado aún condicionado por factores geopolíticos, donde la evolución del conflicto y la reapertura plena del estrecho de Ormuz serán determinantes para la dinámica de precios, producción y comercio energético en los próximos meses.
Por casa
En Argentina, el impacto del movimiento reciente del precio internacional del crudo es dual y asimétrico entre el upstream y el downstream.
Por un lado, la caída del precio internacional tras el alto el fuego —con el Brent retrocediendo hacia la zona de US$ 90 dólares luego de haber superado ampliamente los 100 durante la crisis— tiende a recortar el ingreso extraordinario que venía captando el sector productor. Durante la escalada, el país se había beneficiado por mejores términos de intercambio, mayor ingreso de divisas y ampliación del superávit energético, impulsado por Vaca Muerta. La baja reciente, en ese sentido, implica una moderación de esos beneficios, aunque sin revertir completamente el escenario favorable si los precios se mantienen en niveles relativamente altos.
En el downstream, en cambio, la dinámica es más lenta y está mediada por decisiones regulatorias y fiscales. Los aumentos previos —con subas de hasta 10–17% en combustibles y presión acumulada en surtidores — no se trasladan automáticamente a la baja cuando cae el precio internacional. Esto responde a varios factores: atraso relativo de precios internos, carga impositiva, necesidad de recomponer márgenes de refinación y comercialización, y el uso de los combustibles como variable de administración inflacionaria.
Además, dado que el petróleo explica aproximadamente el 40% del precio final en surtidor, las variaciones internacionales impactan, pero no de manera lineal ni inmediata. En consecuencia, el descenso reciente del crudo podría aliviar la presión sobre futuros aumentos, pero difícilmente se traduzca en una baja significativa en el corto plazo.
Potencial inflación
El daño a infraestructuras energéticas y petroquímicas en zonas clave introduce un factor adicional de tensión sobre el mercado global de fertilizantes. La producción de insumos como amoníaco, urea y otros nitrogenados depende de manera directa del suministro continuo de gas natural y de complejos industriales altamente integrados; cualquier interrupción en plantas, puertos o rutas logísticas reduce de forma inmediata la oferta disponible a nivel internacional.
La normalización de la producción depende del grado de daño en las plantas. Si se trata de interrupciones operativas sin daños estructurales, la recuperación puede demorar entre 2 y 6 semanas. En cambio, cuando hay plantas dañadas —especialmente en complejos de amoníaco y urea— los tiempos de reparación y puesta en marcha suelen extenderse entre 3 y 6 meses, e incluso más si persisten restricciones logísticas o energéticas.
Argentina combina una capacidad relevante en fertilizantes nitrogenados —apoyada en el gas natural y concentrada en la producción de urea— con una dependencia estructural en fosfatados y potásicos, prácticamente inexistentes a escala local. En términos agregados, el país cubre entre el 30% y el 50% de su demanda y se configura como importador neto, expuesto a la dinámica de precios internacionales y a la logística global de insumos agrícolas.
En este contexto, un encarecimiento externo de los fertilizantes se traslada de forma directa a los costos del agro y, con rezago, a los precios de los alimentos. Dado su peso en la estructura productiva —especialmente en maíz y trigo—, subas del 20% al 60% pueden elevar los costos entre 2 y 12 puntos porcentuales y erosionar márgenes. Ese impacto se proyecta luego sobre la inflación: de manera gradual y acumulativa, podría añadir entre 0,3 y 2,5 puntos al IPC en un horizonte de varios meses, consolidando una presión persistente más que un salto puntual.
El CEO de Total Austral Sergio Mengoni y 45 colaboradores de la compañía, de las sedes de Argentina Brasil y Surinam, serán parte de la carrera en los diferentes desafíos de distancias: 10k, 21k, 42k, 70k, 110k y 100 Millas.
San Martín de Los Andes, 7 de abril de 2026.- TotalEnergies, empresa multienergética líder a nivel mundial, refuerza su compromiso con el deporte y la comunidad local de la Patagonia acompañando un año más la icónica carrera Patagonia Run. La competencia que ya ha logrado consolidarse como la carrera de Trail y Ultra Trail Non-Stop más importante de América y del hemisferio sur, tendrá lugar del 8 al 12 de abril en San Martín de los Andes reuniendo a más de 6 mil corredores.
TotalEnergies estará representada en las diferentes distancias (10k, 21k, 42k, 70k, 110k y 100 Millas) por su CEO Sergio Mengoni y 45 colaboradores pertenecientes a la compañía de las sedes de Argentina, Brasil y Surinam, que se unen para ser parte de esa energía que mueve. Este respaldo reafirma más de cuatro décadas de presencia activa de Total Austral en la Patagonia y el compromiso con el deporte como motor de superación. “Acompañar iniciativas de este nivel en Neuquén nos inspira a empujar nuestros límites y a potenciar nuevas oportunidades” afirmó Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies y Director General de Total Austral.
TotalEnergies reafirma una vez más su compromiso con la provincia de Neuquén y sus comunidades, donde lleva adelante además diferentes programas basados en los ejes como energía, educación y seguridad vial.
YPF anunció la emisión de una nueva ON. La licitación tendrá lugar el jueves hasta las 16 horas, es por 70 millones de dólares a 4 años y amortizan el 100 % al vencimiento. Tasa precio de mercado. (Se estima alrededor del 6 %).
La suscripción se hará localmente con dólares en una cuenta en el país. Los agentes colocadores que van a estar liderando la licitación son Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos, Allaria.
“La volatilidad del mercado energético global, impulsada por las tensiones en Medio Oriente (bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán) , ha situado a América Latina y el Caribe (ALC) en una encrucijada estratégica. Mientras los precios del diésel y la gasolina escalan a promedios de U$S 1,30 por litro, la región ha encontrado un blindaje financiero en la energía eléctrica”, indicó un informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía, OLACDE.
Según los últimos datos técnicos del sector, la flota de vehículos eléctricos actual en ALC ya genera un ahorro directo en consumo energético de U$S 1.000 millones anuales, lo que equivale a dejar de gastar U$S 2,7 millones cada día en combustibles fósiles, señaló un trabajo técnico de la entidad regional.
Un vehículo eléctrico es hasta cinco veces más eficiente que su contraparte de combustión, permitiendo que un automóvil liviano alcance un ahorro del 81 % por kilómetro recorrido bajo los precios actuales. En términos nominales, mover un auto eléctrico hoy es U$S 2.018 más barato al año que uno de gasolina; una brecha que se ensancha drásticamente si el crudo sigue al alza: ante un incremento del 50 % en los combustibles fósiles, este ahorro anual escalaría a los U$S 3.308.
Cifra destacada: El precio promedio actual de la electricidad se mantiene así: para carga de un bus eléctrico en 0,13 U$S/kWh y para carga de un automóvil eléctrico liviano en 0,15 U$S/kWh.
El segmento del transporte público masivo presenta las cifras más disruptivas para los presupuestos estatales y municipales. Un solo bus eléctrico representa un ahorro anual de U$S 26.000 frente a uno de diésel. No obstante, la rentabilidad es exponencial ante la crisis: si los combustibles suben 50 %, el ahorro anual por unidad se dispara a U$S 48.750, prácticamente duplicando el beneficio económico y consolidando a los buses eléctricos como el activo más resiliente para la infraestructura urbana.
Con un parque de 8.000 buses eléctricos y 400.000 autos livianos en circulación, la región ha logrado que un alza del 40 % en los combustibles amplifique el beneficio económico de la transición, incrementando el ahorro regional en 122 %. Este fenómeno demuestra que la electromovilidad no es solo una meta de descarbonización, sino una estrategia de ahorro energético frente a la dependencia de importaciones de hidrocarburos.
La inversión en movilidad eléctrica en ALC ha dejado de ser una apuesta a futuro para convertirse en una herramienta de estabilidad inmediata. De los ahorros totales, el 80 % proviene de la flota de vehículos livianos, demostrando que el consumidor final está capitalizando la mayor eficiencia del motor eléctrico. Al mantener costos de electricidad estables (U$S 0,15/kWh promedio), se atenúan los choques externos que hoy asfixian a las economías dependientes del petróleo.
La coyuntura geopolítica está acelerando el retorno de inversión para quienes apuestan por la red eléctrica. La transición hacia la movilidad cero emisiones se posicionan como el mejor seguro contra la inflación energética, donde cada kilómetro recorrido con electricidad protege el capital regional y fortalece la resiliencia económica de América Latina y el Caribe, sostiene el informe de la OLACDE.
Mientras la escalada del conflicto en Medio Oriente -motivado por los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Iran- empuja el precio del petróleo (y del gas) a nivel internacional y genera aumentos en los surtidores argentinos, desde la cámara de expendedores CECHA advierten que hay un factor local que se suma en los precios de las naftas, gasoil, diesel y gnc: las tasas viales.
“Antes de discutir el precio del petróleo en Medio Oriente, hablemos de las tasas viales que algunos intendentes le cobran a cada estación de servicio. Eso también impacta en el litro que paga el argentino”, señalaron desde la entidad empresaria. Una propuesta cuanto menos curiosa por la falta de equivalencias entre ambos factores.
En un comunicado, la entidad señaló que “según relevamientos de CECHA, en muchos municipios del país, las tasas pueden representar entre un 0,6 % y 4,5 % adicional sobre el precio final del combustible. Ese porcentaje –que varía según cada distrito– termina siendo trasladado directamente al bolsillo del consumidor.
“Eso es plata que la mayoría de los consumidores paga. No está gravado en el impuesto a los combustibles (que recauda Nación), pero está agregado en el precio de cada litro”, explicaron.
CECHA describió que “la situación también genera fuertes asimetrías dentro de una misma región. El precio que se abona en una estación de servicio de un municipio no tiene nada que ver con el precio que se paga por igual producto en otro municipio. Esta diferencia (que no está dada sólo por la Tasa Vial) distorsiona la competencia y genera inequidad”, remarcaron desde la entidad.
Desde CECHA aclararon que “el reclamo se viene realizando desde hace tiempo, y si bien algunos municipios lo entendieron y suspendieron su cobro, la mayoría aún no lo hizo”.
“Entendemos la repercusión de la coyuntura económica global por el conflicto en Medio Oriente, pero no podemos mirar sólo hacia afuera. El precio de los combustibles puede reflejar costos reales, pero no distorsiones locales. Es necesario poner sobre la mesa el costo extra que ocasiona la avidez recaudatoria de estas tasas tan perjudiciales para la competitividad y los consumidores” insistieron desde CECHA.
La Secretaría de Energía informó que se presentaron 2 ofertas, correspondientes al Sobre 1 (técnico), en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional para seleccionar un agente comercializador–agregador a cargo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL), y su comercialización como gas regasificado en el mercado interno durante el período invernal, utilizando la terminal de regasificación de Escobar.
El comunicado de la cartera a cargo de María Tettamanti no indicó la nómina de los oferentes.
De acuerdo con el cronograma que está ejecutando Energía Argentina, la presentación del Sobre 2 (económico) se realizará el lunes 13 de abril a las 9:00, y su apertura tendrá lugar ese mismo día, con transmisión por streaming del canal YouTube de ENARSA. La adjudicación está prevista para el martes 21 de abril.
Enarsa comprará el primer embarque para la planta de Escobar para asegurar el suministro mientras los operadores privados arrancan. “Es el último embarque planeado con inversion pública. Se verá el precio real del gas sin ayuda estatal”, se indicó.
“Argentina tiene que comprar ahora el GNL”, se indicó. Es para la provisión desde mayo, en un mercado internacional alterado por los ataques en las refinadoras ubicadas en la zona del Golfo Pérsico en el contexto de los bombardeos de EE.UU. e Israel contra Irán.
El precio del GNL se triplicó en el mercado internacional desde que se inició el conflicto en la región, hace poco más de un mes. Se ubica en torno a los 21 dólares el MBTU.
Energía remarcó que “esta licitación se inscribe en el proceso de privatización de activos y actividades de ENARSA conforme a lo establecido por la Ley Bases, avanzando en la desinversión de participaciones y operatorias comerciales que pueden ser realizadas por el sector privado”.
En ese sentido, la S.E. informó además que el próximo martes 14 de abril se realizará la presentación y apertura de ofertas técnicas para la venta del paquete accionario que posee el Estado Nacional de CITELEC, sociedad controlante de (la transportadora de electricidad en alta tensión) TRANSENER.
“Con este esquema, el Gobierno Nacional profundiza el camino de retirar al Estado de operatorias comerciales que el sector privado puede realizar con mayor eficiencia, reemplazando la intermediación estatal por competencia y reglas claras” se argumentó.
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 13/04/2026 al 30/04/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 33 ofertas -17 por comercializadoras y 16 por productores- por un volumen que totalizó 29, 6 millones de metros cúbicos día y Precios Promedio Ponderados de U$S 2,44 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,22 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Desde la cuenca neuquina llegaron 13 ofertas por un total de 12,20 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 7 ofertas que sumaron 8,70 MMm3/día. Desde Chubut 4 ofertas por 4 MMm3/día, Desde Santa Cruz se anotaron 5 ofertas por un total de 3,20 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste 4 ofertas que sumaron 1,50 MMm3/día.
Los PPP fueron de U$S 2,36 (Neuquén); U$S 2,44 (Noroeste); U$S 2,48 (Tierra del Fuego); También de U$S 2,48 para el gas de Santa Cruz; y de U$S 2,49 desde Chubut.
El miércoles 1 de abril se realizó el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento (TK404) de la Terminal Punta Colorada, uno de los hitos constructivos del proyecto Vaca Muerta Oil Sur.
Cada tanque tendrá 120.000 m³ de capacidad, 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, y están diseñados con tecnología específica para operación segura en ambiente costero, se describió.
El avance de esta infraestructura es clave para acompañar el fuerte crecimiento de la producción de crudo en Vaca Muerta, en un contexto en el que —según señaló Horacio Marín— Argentina podría superar en 2026 el millón de barriles diarios. VMOS permitirá convertir ese salto productivo en exportaciones a gran escala desde la costa atlántica.
La construcción de cada tanque demanda alrededor de 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura.
Para el montaje del techo —una estructura íntegramente de aluminio, con un peso total de 57 toneladas— se utilizaron cerca de 30.000 bulones y participaron 60 trabajadores durante la maniobra de colocación, 35 de ellos especialmente entrenados para el proyecto.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció una medida por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal, que procura estabilizar los precios de sus combusibles líquidos en el mercado interno durante los próximos 45 días, desacoplándolos de la muy fuerte alza de la cotización del petróleo (y del gas) a nivel internacional como consecuencia de los bombardeos ejecutados por Estados Unidos e Israel sobre Irán, y sus consecuencias en todo el Golfo Pérsico.
Marín, que había arriesgado que los precios locales no sufrirían “cimbronazos”, vió en las últimas semanas cómo el precio del crudo Brent llegó a tocar los U$S 119 el barril, para ubicarse por estos días en torno a los U$S 105, contra valores previos al conflicto en torno a los U$S 70 el barril. El Precio del GNL, en tanto, casi se triplicó en el mismo lapso, rondando los U$S 20 el MBTU.
A través de su cuenta en X, Marín describió en la tarde del miércoles (1/4) que “hemos decidido realizar un buffer de precios de combustibles por hasta 45 días, comenzando a partir del día de hoy. Esto nos permitirá mantener aproximadamente estables los precios en el surtidor”.
“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, añadió.
Y señaló que “Desde el comienzo de esta guerra en Medio Oriente, no buscamos especular con la alta volatilidad del precio internacional del petróleo, siendo nuestro objetivo generar valor en el largo plazo para nuestra compañía”. YPF detenta cerca del 60 % de participación en el mercado local de los combustibles.
La decisión se relaciona con la intención del ministerio de Economía de la Nación de procurar una contención de los efectos inflacionarios de las subas constantes registradas en las estaciones de servicio de todas las marcas operadoras en el mercado doméstico. Y también en el de las ventas a granel, sobre todo de gasoil.
Los precios de los combustibles inciden en los costos del transporte, de la generación de energía térmica, y de la manufactura industrial, ya muy afectada por otros factores como las importaciones, y la merma de la demanda interna.
Marín puntualizó que “Mediante este acuerdo buscamos renovar el compromiso honesto y moral con nuestros consumidores cuidando la demanda en un contexto de incertidumbre global”.
El directivo principal de YPF insistió en señalar que “Operamos en una economía de libre mercado: las empresas observamos la oferta y la demanda y definimos las mejores estrategias comerciales para acompañar a nuestros clientes”.
Esta semana la Secretaría de Energía, dependiente de Economía, activó la posibilidad (a criterio de las petroleras) de incrementar las proporciones de mezcla de las naftas y gasoils con los biocombustibles. Hasta el 15 % para el bioetanol en naftas (actualmente es de 12 por ciento), y hasta el 20 % para el biodiesel (actualmente es de 7,5% por litro).
Al respecto, Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en $ 1.808.690 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 abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio al consumidor final, en estaciones de servicio, y en las ventas a granel.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
Un “buffer de precios” entonces es una medida de estabilización aplicada por empresas, Tal como es ahora el caso de YPF, para absorber la volatilidad de los costos internacionales. Ocurre en momentos en que el litro de Nafta Súper de YPF tocó los $ 2.000 en estaciones de servicio ubicadas en CABA. Otras marcas superaron dicho precio de referencia.
La puesta a punto del evento líder del sector de los hidrocarburos en la región continúa su marcha. Tras una edición récord en 2025 en Buenos Aires, este año la exposición regresa a la Patagonia y apunta a superar todas las expectativas. Del 19 al 22 de octubre en Espacio DUAM de Neuquén, Argentina, los principales actores de la industria energética se reunirán para debatir en conjunto el presente y futuro de la actividad.
Más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones en una superficie de 17.000 m2. Se trata de un crecimiento que se traduce en una mayor cantidad de empresas, nuevos auditorios y una oferta renovada de actividades. También en un aumento en la demanda de vuelos y hoteles, por lo que se recomienda a los asistentes reservar pasaje y estadía con anticipación.
En 2024 más de 17.000 empresarios, profesionales y especialistas recorrieron los pasillos del evento, donde accedieron a las novedades de 335 empresas. La edición 2026 ya posee el 100% de sus espacios comercializadosy la cantidad de compañías confirmadas creció ampliamente. Al mismo tiempo, se espera superar el número total de visitantes, por lo que el encuentro contará con cuatro auditorios, la Plaza de Máquinas duplicará su superficie y se desplegarán seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo.
El crecimiento de la AOG Patagonia 2026 da cuenta de la importancia estratégica del sector energético en la región. En este sentido, el Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón expresó: “Hoy más que nunca, nuestra actividad adquiere un rol protagónico en la economía latinoamericana y mundial. Encontrarnos y discutir el rumbo a seguir es fundamental para transformar a nuestros países en potencias energéticas”.
Actividades como el Encuentro con los CEOS, la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG), la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la industria de Oil&Gas y un amplio cronograma de conferencias con temáticas como innovación, sustentabilidad e inclusión social expresan la madurez de una industria que asume su papel como uno de los sectores más dinámicos e influyentes a nivel global.
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 constituye el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América Latina.
La Plata, marzo de 2026 – AXION energy inauguró una nueva estación de servicio en la ciudad de La Plata, ubicada en Diagonal 77 N° 673, frente a Plaza Italia. Se trata de la única estación de la red en esta zona estratégica del centro urbano, lo que refuerza la presencia de la compañía en la ciudad y amplía su propuesta con una oferta integral que combina combustibles, servicios y una destacada experiencia gastronómica.
La apertura no solo fortalece la red de estaciones de la compañía, sino que también contribuye al desarrollo local mediante la generación de nuevos puestos de trabajo, reafirmando su compromiso con el crecimiento de las comunidades argentinas.
Desarrollada sobre un predio de 1200 m2, la estación se distingue por su ubicación privilegiada con vista a Plaza Italia, recientemente renovada, y por ofrecer un entorno moderno, accesible y seguro para quienes transitan la zona a diario. En línea con este enfoque, cuenta con estacionamiento exclusivo para clientes de la tienda, lo que facilita una experiencia ágil y cómoda en pleno centro de la ciudad.
La estación brinda servicio las 24 horas e incorpora los más altos estándares operativos y tecnológicos de AXION energy. Además, se encuentra alineada con los principales programas de la compañía, como ON, su plataforma de descuentos y beneficios, junto con los productos exclusivos de Spot!, la tienda de AXION energy.
“En cada nueva apertura buscamos ofrecer una experiencia cercana, con productos que representan lo mejor de nuestra identidad. Esta estación en La Plata refleja nuestro compromiso de seguir innovando con una propuesta de calidad y adaptada a las necesidades de cada comunidad”, afirmó Guillermo Abraham, gerente ejecutivo B2C de AXION energy.
Como parte de su propuesta, el espacio integra la Parada Sanguchera, cuya carta se ha consolidado como una de las favoritas en más de 100 puntos del país. Allí, los visitantes pueden encontrar siete variedades de sánguches ruteros (mortadela, bondiola, salame, cantimpalo, jamón y queso, vegetariano y El Prensado), junto con otras opciones como La Empanada (en tres sabores), La Pizza Porteña (en sus versiones muzzarella y fugazzeta) y hamburguesas como La Burger y La Doble. A esta oferta se suma su más reciente lanzamiento: la Panadería de la Parada Sanguchera, desarrollada en colaboración con La Mantequería.
“Esta apertura representa un paso más en nuestro compromiso con el desarrollo de la red de estaciones de servicio de AXION energy y con el crecimiento de la comunidad local. Apostamos a seguir generando espacios que aporten valor a los clientes y acompañen la evolución de la ciudad”, sostuvo Mauro Mattioda, operador de la estación de AXION energy de Plata Italia, La Plata.
La estación también suma servicios complementarios como delivery a través de PedidosYa y una oferta de productos que incluye merchandising exclusivo del equipo AXION energy Sport.
De esta manera, AXION energy continúa expandiendo su red en el país con un enfoque centrado en la innovación, la cercanía y la mejora constante de la experiencia del cliente.
Del 8 al 12 de abril, más de 6000 corredores participarán del Festival de Trail más grande de América.
Del 8 al 12 de abril se celebra la 16° edición de Patagonia Run en San Martín de los Andes, provincia de Neuquén, consolidada como una de las carreras de montaña más importantes del mundo. Desde su inicio en 2010, marcó un antes y un después en el desarrollo del trail y ultra trail multi distancia en Argentina.
Una experiencia que combina desafío, naturaleza y espíritu deportivo. Con la Cordillera de los Andes como escenario y el alma puesta en cada sendero, más de 6000 corredores de Argentina y del mundo participan durante cinco días del festival de trail running más grande de América.
La edición 2026 contará con diferentes distancias que van desde los 10K, 21K, 42K, 70K, 110K y las emblemáticas 100 millas, convocando tanto a corredores amateurs, como a atletas de alto rendimiento.
Los recorridos atraviesan senderos de montaña, bosques y filos con vistas privilegiadas al Volcán Lanín y la cuenca lacustre del Parque Nacional. Al igual que en 2025, los 42k serán clasificatorios para la mítica Sierre-Zinal, en los Alpes Suizos.
Los ganadores de esta instancia; femenino y masculino, serán invitados a una experiencia de confraternización junto a atletas de primer nivel mundial. Todas las largadas serán desde el Regimiento de Caballería Exploración de Montaña 4 y todas las llegadas serán en la plaza central de San Martín de los Andes, logrando así la integración de la carrera con la comunidad local.
Además de la competencia, la organización de Patagonia Run propone una experiencia integral para corredores y visitantes con la Expo Ultra Trail; charlas técnicas, encuentros con atletas y actividades abiertas al público. En este marco, se inaugurará el “Salón de la Fama”, donde se reconocerá por primera vez la trayectoria de 9 atletas históricos de la competencia: Sergio Trecaman, Maximiliano López, Gustavo Reyes, Sergio Pereyra, Sofía Cantilo, Adriana Vargas, Tania Díaz, Verónica Ramirez y Roxana Flores.
En esta edición, la organización también rendirá homenaje al Parque Nacional Lanín, destacando su rol fundamental en la preservación del entorno natural donde se desarrolla la carrera y reforzando el compromiso del evento con la sustentabilidad y el cuidado del medio ambiente.
Una vez más, TotalEnergies, la compañía multienergías líder a nivel mundial, reafirma su papel como patrocinador principal de la competencia. Este apoyo consolida su compromiso con el deporte y evidencia de más de 45 años de respaldo constante a las comunidades de la Patagonia. “Nos llena de orgullo acompañar eventos de esta envergadura en Neuquén, que nos motivan a desafiar nuestros límites y a potenciar nuestras capacidades”, afirmó Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies y Director General de Total Austral.
A lo largo de sus más de 15 años de historia, Patagonia Run atrajo a corredores de distintos países y posicionó a San Martín de los Andes como uno de los destinos más destacados del mundo para la práctica del trail running. Una vez más, Patagonia Run invita a vivir la montaña, el desafío y la emoción de correr en uno de los paisajes naturales más extraordinarios del planeta.
Nuevamente tendremos las mejores transmisiones y relatos en vivo para seguir la carrera minuto a minuto a través del Streaming que se realizará en la semana de comienzo de la carrera: www.youtube.com/@PatagoniaRunTV
En un contexto donde la seguridad en el hogar y el uso responsable de la energía ocupan un lugar cada vez más relevante, la empresa MetroGAS lanzó una nueva edición de su programa educativo “Hogar Cálido Hogar”, dirigido a escuelas primarias.
La iniciativa está destinada a alumnos de 5°, 6° y 7° grado y propone llevar al aula contenidos concretos sobre el uso seguro del gas natural, con el objetivo de que los estudiantes incorporen hábitos que luego puedan trasladar a sus hogares.
“A través del trabajo conjunto con las escuelas, el programa nos permite fortalecer el vínculo con la comunidad y promover prácticas más seguras en los hogares”, explica Hernán Chiesa, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
Mediante una dinámica participativa, el programa aborda temas clave como la prevención de accidentes, la importancia de contar con instalaciones seguras y el cuidado de la salud frente a riesgos como el monóxido de carbono.
El recorrido pedagógico se estructura en tres ejes: el uso responsable del gas como recurso no renovable, la relevancia de recurrir a gasistas matriculados y la identificación de situaciones de riesgo dentro del hogar. La propuesta no solo apunta a la formación de los alumnos, sino también a fortalecer el vínculo entre la escuela y la comunidad.
En su última edición, el programa alcanzó a más de 1.600 estudiantes y 48 docentes de 21 instituciones educativas, y se consolidó como una herramienta de impacto en el territorio donde opera la empresa.
Como instancia de cierre, las escuelas participantes desarrollan un proyecto grupal que puede ser un contenido audiovisual, una maqueta o un diseño gráfico que refleja los aprendizajes incorporados durante la cursada.
“Los conocimientos adquiridos en el aula tienen un efecto multiplicador, porque llegan a las familias y promueven prácticas más seguras en la vida cotidiana”, agregó Chiesa.
En su 25° aniversario, la compañía consolida una nueva etapa de expansión con inversiones estratégicas, mayor capacidad industrial y un rol central en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.
Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.
Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.
A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina.
La Secretaría de Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS OCHO MIL SEISCIENTOS NOVENTA ($ 1.808.690) 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 abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio del diesel al consumidor final, en estaciones de servicio, o en las ventas a granel. De hecho está habilitada para las refinadoras-comercializadoras la posibilidad de aumentar la proporción de mezcla con bioetanol del actual 7,5 % hasta el 20 por ciento.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos de EE.UU e Israel sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
La R-81 puntualiza que el plazo de pago del biodiesel (por parte de las petroleras) no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
En su 25° aniversario, la compañía consolida una nueva etapa de expansión con inversiones estratégicas, mayor capacidad industrial y un rol central en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta. Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno. Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano. A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina.
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) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en Neuquén y en Bahía Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km de longitud que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país. MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel nacional e internacional.
Un tribunal de apelaciones de Estados Unidos reconfiguró de manera decisiva el curso del denominado “caso YPF”, al anular la condena multimillonaria que pesaba sobre la Argentina por la expropiación parcial de la compañía en 2012. La sentencia, dictada el 27 de marzo de 2026 por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, introdujo un giro sustantivo en la interpretación jurídica del litigio, al desplazarlo del terreno del derecho contractual privado hacia el ámbito del derecho público y la soberanía estatal.
En una decisión dividida, de dos votos contra uno, el tribunal concluyó que las pretensiones de los demandantes —los fondos Petersen Energía Inversora (Bulford) y Eton Park— no resultaban jurídicamente exigibles bajo el derecho argentino. En particular, sostuvo que la supuesta obligación de lanzar una Oferta Pública de Adquisición, invocada como fundamento del reclamo, no constituye una promesa contractual autónoma del Estado argentino frente a los accionistas minoritarios. Al no configurarse una relación contractual en sentido estricto, queda asimismo descartada la posibilidad de imputar un incumplimiento indemnizable. Este razonamiento implica una revisión crítica del fallo de primera instancia dictado en 2023 por la jueza Loretta Preska, quien había condenado a la Argentina a pagar más de U$S 16.000 millones.
La Cámara entendió que aquella decisión se apoyaba en una interpretación expansiva del derecho comercial neoyorquino, incompatible con las categorías propias del derecho argentino, que rige el caso. Es decir, las disposiciones estatutarias de una sociedad no se traducen automáticamente en obligaciones contractuales exigibles contra el Estado, y menos aún cuando se inscriben en el marco de una expropiación dispuesta por ley. El tribunal reubicó el hecho central del litigio: la toma de control de YPF en 2012 no fue un acto comercial ordinario, sino el ejercicio de una potestad soberana del Estado argentino. En consecuencia, no puede ser tratada como un incumplimiento contractual típico, sino como una decisión de poder público, con un encuadre jurídico diferenciado. A partir de esta redefinición, la Cámara cuestionó igualmente el cálculo de daños efectuado en la instancia anterior.
La indemnización fijada —que superaba los U$S 16.000 millones y ascendía a unos U$S 18.000 millones con intereses— se sustentaba en la hipótesis de una obligación de OPA cuya exigibilidad ahora se descarta. Al caer ese supuesto, se desmorona el esquema indemnizatorio en su conjunto. Como resultado, la sentencia de primera instancia queda sin efecto, al tiempo que se deja también sin validez una orden posterior que obligaba a la Argentina a entregar acciones de YPF como forma de pago parcial. No obstante, el fallo no implica el cierre definitivo del caso, sino su reconfiguración bajo nuevos parámetros jurídicos.
Coherencia
El pronunciamiento del Segundo Circuito se inscribe en la más clásica tradición jurídica estadounidense, que reconoce en la expropiación una manifestación legítima del poder soberano del Estado y no un supuesto incumplimiento contractual. Bajo la Quinta Enmienda de la Constitución de Estados Unidos, el orden constitucional norteamericano admite que el Estado pueda privar de la propiedad a los particulares, siempre que medie una finalidad de interés público y una compensación justa. En ese marco, la decisión del tribunal no introduce innovación alguna: se limita a aplicar una lógica plenamente coherente con los principios estructurales de su propio derecho, rechazando toda tentativa de reconducir una expropiación al plano de las obligaciones contractuales.
Esa coherencia se refuerza en una distinción largamente consolidada en la jurisprudencia estadounidense: la separación entre los actos de poder público y los actos de naturaleza comercial. Mientras los primeros se inscriben en el ámbito de la soberanía —y, por tanto, obedecen a reglas propias—, los segundos pueden dar lugar a responsabilidades típicamente contractuales.
El fallo relativo a YPF retoma con claridad esa línea divisoria: se niega a tratar la decisión estatal como si fuera un compromiso negocial incumplido y la reubica, en cambio, en el terreno de los actos soberanos, donde rigen otros criterios de análisis y de eventual responsabilidad. En este sentido, la decisión no constituye una concesión excepcional ni un apartamiento doctrinal, sino la aplicación consecuente de una lógica jurídica arraigada, visible en precedentes como Kelo v. City of New London o Penn Central Transportation Co. v. New York City, donde el debate gira en torno a la legitimidad y a la compensación del acto estatal, y no a su encuadre como incumplimiento contractual. Desde esta perspectiva, el fallo no “avala” la expropiación argentina, sino que, con mayor sutileza, rechaza la artificial construcción que pretendía convertir un acto de soberanía en una controversia de derecho privado.
Así, reafirma un principio más profundo: que los actos del Estado, cuando se expresan en el ejercicio de su potestad pública, no pueden ser juzgados con las categorías propias del contrato. Al respecto, cabe recordar que la Constitución argentina, inspirada en buena medida en el modelo de la Constitución de los Estados Unidos, reconoce —aunque con sus propias adaptaciones— la potestad estatal de expropiar. En ese marco, el denominado “dominio eminente” se proyecta sobre todo el ámbito de la soberanía estatal, como expresión de la facultad del Estado de disponer de bienes privados por razones de interés público, con la correspondiente indemnización.
¿Influyó Trump?
En el curso del litigio por YPF, el gobierno de Estados Unidos, a través de su Departamento de Justicia, intervino en dos oportunidades ante la jueza Loretta Preska. La primera tuvo lugar en 2023, tras el fallo de septiembre contra la República Argentina, ocasión en la que advirtió que ciertas medidas solicitadas por los demandantes podían afectar la política exterior estadounidense y entrar en tensión con la inmunidad soberana. La segunda intervención, en 2024, reafirmó y profundizó esa postura, calificando dichos pedidos como “intrusivos” y problemáticos desde el punto de vista diplomático y jurídico, particularmente a la luz de la Foreign Sovereign Immunities Act. Así, el gobierno estadounidense planteó formalmente el asunto en dos ocasiones ante la jueza, en una línea convergente con la posición argentina por razones jurídicas e institucionales, más que políticas.
En la instancia superior, ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito, el gobierno de Estados Unidos volvió a intervenir en 2025, ya bajo la presidencia de Donald Trump, manteniendo sustancialmente los mismos argumentos. Allí reafirmó la defensa de la inmunidad soberana, advirtió sobre las consecuencias diplomáticas de interpretaciones expansivas y rechazó criterios que permitieran avanzar contra Estados extranjeros. Esta intervención, a menudo asociada mediáticamente a la nueva administración, se inscribe en realidad en una continuidad argumental.
Los fundamentos esgrimidos por Estados Unidos combinaron razones diplomáticas, jurídicas y estratégicas. Por un lado, sostuvo que ciertas medidas resultaban intrusivas al interferir en decisiones internas de Argentina y en la gestión de empresas estatales como YPF, con potencial para generar fricciones y afectar la política exterior. Por otro, invocó el principio de reciprocidad: una interpretación amplia contra Estados extranjeros podría volverse en contra del propio Estados Unidos en otras jurisdicciones. Asimismo, advirtió sobre el riesgo de sentar precedentes que expandan excesivamente la jurisdicción judicial y debiliten la inmunidad soberana. En este marco, la posición estadounidense no respondió a una afinidad política con Argentina ni a una decisión personal de Trump, sino a la aplicación de una doctrina constante: defensa del régimen de inmunidad soberana, cautela frente a medidas intrusivas y resguardo de los intereses estructurales del Estado en el sistema internacional.
Celebración
La resolución fue celebrada por el presidente Javier Milei, quien la presentó como un triunfo rotundo de la posición argentina. Pero el fallo también reabrió de inmediato la disputa política interna. Axel Kicillof, actual gobernador de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales artífices de la expropiación de 2012, sostuvo que la decisión del tribunal desmentía la postura que Milei había sostenido durante años. Según afirmó, la sentencia demostraba que la línea de defensa que él había impulsado era la correcta y que el juicio, desde su origen, había sido “absolutamente absurdo” Kicillof fue más allá y reprochó al Presidente haber utilizado políticamente el litigio e incluso haber favorecido, con sus declaraciones, la posición de los fondos demandantes. En sus palabras, Milei había respaldado a los “fondos buitre” y había debilitado la defensa nacional al insistir, incluso por motivos de confrontación interna, en que la Argentina estaba destinada a perder.
El gobernador interpretó el pronunciamiento del Segundo Circuito como una ratificación de la estrategia jurídica que en su momento había orientado la defensa del Estado y como una refutación explícita de quienes, desde la política local, habían dado por válida la tesis de los acreedores .La intervención de Kicillof no fue menor, porque enlazó el desenlace judicial con la memoria política de la expropiación. En 2012, como secretario de Política Económica, había sido una figura central en el diseño técnico y político de la expropiación del 51% de las acciones de YPF en manos de Repsol.
Dos años más tarde, ya como ministro de Economía, encabezó además la negociación que culminó en un acuerdo de compensación por U$S 5.000 millones en bonos para la petrolera española, solución que entonces defendió como un modo de evitar litigios prolongados y de cerrar un frente externo particularmente sensible para el país . De ese modo, el fallo no sólo alteró la suerte inmediata del expediente judicial, sino que resignificó retrospectivamente uno de los episodios más controvertidos de la política económica argentina reciente. En el plano jurídico, limitó severamente la posibilidad de convertir una expropiación legislativa en un litigio contractual ordinario. En el plano político, devolvió centralidad a una vieja discusión sobre el sentido, los costos y la legitimidad de la recuperación de YPF, una discusión que, lejos de haberse cerrado, volvió a quedar expuesta con toda su intensidad.
Impacto en las acciones
El fallo tiene, en principio, un impacto claramente positivo sobre el valor de las acciones de YPF, al eliminar —al menos en esta instancia— un riesgo financiero extraordinario asociado a la condena multimillonaria. La anulación de esa contingencia reduce de manera significativa la incertidumbre jurídica que pesaba sobre la compañía y sobre el Estado argentino, lo que tiende a traducirse en una mejora en la percepción de los inversores, una compresión del riesgo y un reordenamiento de la valuación hacia sus fundamentos productivos, particularmente en relación con Vaca Muerta y la evolución de los precios internacionales de la energía.
Sin embargo, el efecto favorable no debe interpretarse como definitivo. El litigio no se encuentra completamente cerrado y subsisten márgenes de incertidumbre vinculados a eventuales instancias futuras o estrategias alternativas de los demandantes. En ese contexto, el mercado probablemente incorpore una mejora en el precio de la acción, pero sin eliminar por completo el descuento asociado al riesgo legal residual, manteniendo así una valoración más prudente que la que correspondería en un escenario plenamente despejado.
El reordenamiento del mercado energético global vuelve a poner a Argentina frente a una oportunidad en expectativa: Vaca Muerta se consolida como un activo competitivo en términos técnicos, pero su ritmo de expansión depende cada vez más de la volatilidad internacional y de fuerte financiamiento externo. Entre precios que oscilan por la guerra y la política, el desarrollo local ya no se define solo en Neuquén, sino en el equilibrio inestable del sistema energético global.
Durante el último mes, el mercado petrolero global atravesó una secuencia de eventos que, más que una crisis puntual, configuran un cambio en el orden del mercado. La dinámica de precios dejó de responder únicamente a variables clásicas —oferta, demanda, inventarios— para quedar atravesada por una interacción constante entre guerra, logística y política.
Hasta ese momento, el mercado operaba bajo una lógica de riesgo latente, con tensiones conocidas pero contenidas. En ese cruce, el crudo volvió a comportarse como lo que históricamente fue en momentos de tensión: un activo geopolítico antes que un commodity.
En los primeros días de la escalada, los precios respondieron con una velocidad que sorprendió incluso a operadores experimentados. El Brent y el WTI superaron rápidamente la barrera de los US$ 100 por barril. En cuestión de jornadas, tocaron niveles cercanos a los US$ 119 dólares, máximos no vistos desde 2022. La prima geopolítica, que durante meses había permanecido contenida, reapareció con fuerza.
El alza inicial no fue meramente especulativa, sino que respondió al riesgo concreto de una interrupción del suministro global, con el estrecho de Ormuz —clave para cerca del 20% del petróleo mundial— como foco central. Sin necesidad de cerrarlo, Irán logró generar disrupciones parciales que volvieron incierto el tránsito marítimo, lo que alcanzó para tensionar el mercado y presionar los precios.
Hacia la quinta semana del conflicto, el impacto sobre la oferta era significativo. Se estimaba una disrupción de alrededor de 10 millones bp/d provenientes de Medio Oriente, lo que equivale a cerca del 10% del consumo global. Este dato no solo reflejaba pérdidas directas, sino también recortes preventivos, demoras logísticas y desvíos de rutas.
Asia, el principal importador de crudo, comenzó a absorber volúmenes mayores desde África, Europa e incluso América. Este desvío de cargamentos generó tensiones adicionales en mercados que ya operaban con márgenes ajustados. Europa, por ejemplo, empezó a competir por barriles que históricamente estaban disponibles, lo que elevó los diferenciales de precios. La estructura del mercado adoptó una forma de backwardation pronunciada, donde los precios inmediatos superan ampliamente a los futuros. Esta configuración suele ser indicativa de escasez en el corto plazo. No es una señal de equilibrio, sino de urgencia. Ataques sobre instalaciones en Qatar, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita consolidaron un cambio cualitativo lo que introdujo un nivel de riesgo distinto, más difícil de modelar y con consecuencias potencialmente más duraderas.
GNL
En el GNL, el impacto fue significativo: Qatar, uno de los principales exportadores, vio afectada su capacidad productiva, con hasta un 17% de su oferta potencialmente fuera de mercado por un período prolongado, lo que intensificó la presión sobre Asia, altamente dependiente de importaciones para sostener su matriz energética. La reacción internacional fue inmediata. La IEA avanzó con una liberación masiva de reservas estratégicas, superior a los 400 millones de barriles, una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo. El objetivo fue amortiguar la disrupción y evitar una escalada descontrolada de precios.
Sin embargo, el mercado recibió la medida con cautela. Aunque moderó algunos picos, no disipó la percepción de riesgo estructural: las reservas pueden cubrir déficits temporales, pero no reemplazan una pérdida sostenida de producción. En este contexto, comenzaron a ganar espacio escenarios más extremos. Algunas entidades financieras contemplaron precios del crudo de 150 o incluso 200 dólares por barril si el conflicto se prolonga y el tránsito por Ormuz se interrumpe completamente. Aunque no son el escenario base, su consideración incide en las coberturas y en la formación de precios.
“Es el petróleo, estúpido”
El mes estuvo marcado por la intervención política directa de Estados Unidos, con Donald Trump como principal catalizador de volatilidad. Sus declaraciones generaron movimientos abruptos en los precios, tanto al alza como a la baja. Cuando sugirió una resolución rápida del conflicto, el Brent cayó más de 7% en una jornada, perforando niveles considerados firmes; en cambio, mensajes más duros o ambiguos sostuvieron el rally. Un episodio clave ocurrió el 24 de marzo: datos de Reuters registraron operaciones por más de US$ 500 millones en contratos de crudo minutos antes de un anuncio presidencial. Estas transacciones-basadas en “inside inforamation” y concentradas en un lapso muy breve, anticiparon una fuerte caída posterior tras declaraciones de Trump sobre avances diplomáticos. El trasfondo político añade otra capa de complejidad. En Estados Unidos, el precio de los combustibles tiene un impacto directo sobre la percepción económica de los votantes. En un contexto electoral, esto convierte al petróleo en una variable crítica. Para la administración de Donald Trump, el desafío es gestionar esa tensión. Por un lado, necesita proyectar firmeza en el escenario internacional. Por otro, debe evitar que el encarecimiento de la energía se traduzca en un costo político interno. Hay una frase popular muy conocida en la Unión: “cuando el galon de nafta sube por encima de los US$ 4, el presidente pierde las elecciones”. Esto podrí explicar en parte, la naturaleza oscilante de las señales emitidas.
Política Exterior
En paralelo hubo anuncios. Entre ellos, la flexibilización de sanciones sobre el crudo ruso, con el objetivo de aumentar la oferta disponible. También se consideró ampliar el uso de reservas estratégicas. Ninguna de estas medidas, sin embargo, logró modificar de fondo la percepción del mercado. Eso sí, sumó la furia de los europeos y dejó atónitos a todos los trumpistas del mundo. Mientras tanto, el impacto del conflicto comenzó a extenderse más allá del petróleo. En Asia, varios países implementaron medidas de emergencia para reducir el consumo energético. Algunas administraciones avanzaron con esquemas de trabajo remoto en el sector público para limitar el uso de combustibles. Este tipo de decisiones, poco habituales en contextos normales, reflejan la magnitud del shock. China, por su parte, adoptó una estrategia defensiva. El país restringió exportaciones de combustibles y fertilizantes para priorizar su abastecimiento interno. Esta decisión tuvo efectos colaterales sobre economías vecinas, que dependen de esos insumos. El resultado fue una propagación del estrés energético a nivel regional. En paralelo, otros mercados energéticos comenzaron a moverse en la misma dirección. El carbón registró subas significativas, impulsado por su rol como sustituto en contextos de escasez de gas. Los precios del gas en Europa, por su parte, experimentaron picos intradiarios superiores al 30%. Esto muestra que el impacto del conflicto no se limita al crudo, sino que atraviesa todo el sistema energético.
Mercado local
Vaca Muerta es técnicamente competitiva, pero permanece condicionada por el contexto global. Una desescalada del conflicto en el Golfo que derive en una baja de los precios del petróleo y el gas comprime márgenes y enfría decisiones de inversión, especialmente en proyectos de mayor costo o incertidumbre. El impacto depende, primero, del umbral de rentabilidad: los no convencionales requieren precios elevados para sostener expansión intensiva. Con el barril en US$ 50/60, las empresas adoptan una lógica defensiva, priorizando la producción existente; en torno a US$ 70/80 dólares, la inversión continúa, aunque de forma más selectiva.
Además, incide la estructura de costos local. En Argentina, los costos dolarizados conviven con ineficiencias en infraestructura, logística y macroeconomía, lo que aumenta la sensibilidad a los precios internacionales frente a cuencas más eficientes como el Permian. En escenarios de precios bajos, esa brecha condiciona la competitividad. También influye el mercado de destino. El petróleo compite en un mercado global (Brent, WTI), por lo que una baja de precios reduce directamente el incentivo exportador. El gas depende más de mercados regionales y contratos específicos (Chile, Brasil) y de proyectos de GNL. En este caso, la caída de precios afecta tanto la rentabilidad como la viabilidad de inversiones de gran escala, en particular en licuefacción. En este marco, una baja de precios no detiene el desarrollo, pero sí ajusta su ritmo y escala: con precios altos hay expansión rápida; con precios intermedios, crecimiento selectivo; con precios bajos, una pausa relativa centrada en eficiencia y campos en producción. A ello se suma una política energética tradicional argentina cruzada por subsidios, precios sostén y contratos de largo plazo pueden amortiguar las fluctuaciones externas y sostener actividad, aunque con costos fiscales.
Escenarios
Tomando como base la situación actual, con un Brent a 100, Vaca Muerta entra en fase de expansión acelerada; con Brent a 80, sigue creciendo pero de manera selectiva; con Brent a 60, el desarrollo no se detiene, pero pierde velocidad y se concentra en las áreas más productivas. Hoy el punto de partida es más sólido que hace pocos años: en 2024 Argentina exportó combustibles y energía por US$ 9.677 millones, importó por US$ 4.009 millones y cerró con un superávit energético de US$ 5.668 millones. A la vez, Vaca Muerta ya explica 54,9% del petróleo y 50,1% del gas producido en el país.
La razón por la cual un Brent más bajo no “mata” Vaca Muerta pero sí la enfría es que los costos técnicos han bajado mucho. En su presentación de 2025, YPF mostró para su core oil hub en Vaca Muerta un development cost de US$ 10,6 por barril y un lifting cost de US$ 4,2 por barril, y además ubicó el marginal wellhead breakeven oil price de Vaca Muerta en torno a US$ 24 por barril. Ese dato sugiere alta competitividad geológica y operativa, pero no equivale al margen final de exportación, porque no incluye todos los costos de transporte, infraestructura, impuestos, descuentos comerciales ni el riesgo macro argentino. Esa última parte es una inferencia, no una cifra reportada por YPF.
Escenario Brent 80
Con Brent a 80, Vaca Muerta seguiría siendo claramente desarrollable. Ese nivel todavía queda muy por encima del breakeven técnico que YPF mostró para sus pozos más competitivos, así que el incentivo de inversión seguiría existiendo. Lo más probable no sería una frenada sino una selección más estricta de proyectos: más foco en los bloques core, más disciplina de capital y una expansión menos agresiva que con Brent a 100. Para la balanza energética argentina, este escenario sigue siendo compatible con un superávit robusto, porque el punto de partida ya es superavitario y la producción viene creciendo.
Escenario Brent 60
Con Brent a 60 cambia bastante la cuestión. A ese precio, Vaca Muerta no queda automáticamente fuera de juego, porque el recurso sigue siendo productivo y competitivo en sus mejores áreas; pero el colchón entre precio y netback se achica. Ahí es donde aparecen las restricciones argentinas: costos logísticos, cuellos de botella, descuentos sobre el precio internacional y volatilidad macro. El resultado más probable sería menor ritmo de perforación, postergación de proyectos marginales y prioridad para sostener producción en las zonas de mayor productividad. En términos de comercio exterior, Argentina aún podría conservar superávit energético, pero más estrecho: entrarían menos dólares por exportaciones y el impulso expansivo del sector sería menor. Esa conclusión surge de combinar el superávit de 2024 con la estructura de costos y productividad reportada por YPF; es una inferencia razonable, no una proyección oficial publicada. Para el gas, el cuadro es parecido pero más dependiente de infraestructura y contratos que del Brent en sentido estricto. La producción gasífera de Vaca Muerta también creció y la Secretaría de Energía sigue vinculando el desarrollo del sector con más exportaciones y con una balanza energética superavitaria. Pero en gas el cuello no es solo el costo de extracción: pesan mucho la estacionalidad, los gasoductos, la salida a Chile o Brasil y, a futuro, el proyecto LNG. Por eso, en un escenario global de energía más barata, el gas argentino puede sufrir por precio, pero sobre todo por timing comercial y capacidad de evacuación.
En el plano internacional, la falta de coordinación entre grandes potencias complica aún más el panorama. Mientras algunos países buscan acuerdos bilaterales para asegurar suministro, otros adoptan posiciones más cautelosas. Europa, por ejemplo, mantiene una postura ambigua, lo que limita la posibilidad de una respuesta conjunta. El resultado de esta combinación es un mercado que opera sin margen de error. La capacidad ociosa global es limitada, las rutas logísticas están bajo presión y la incertidumbre política es elevada.
En este contexto, cualquier evento adicional puede amplificar la volatilidad. Lo que deja este último mes no es solo una serie de movimientos de precios, sino una transformación en la lógica del mercado. El petróleo volvió a ser un instrumento de poder, donde cada actor busca maximizar su posición en un entorno inestable. La guerra redefine la oferta en tiempo real. La política introduce señales que alteran expectativas. La logística actúa como un cuello de botella que amplifica cualquier disrupción. Y el mercado, en el medio, reacciona con una sensibilidad extrema.
En definitiva, el sistema energético global atraviesa un momento de fragilidad estructural. Mientras el conflicto en Medio Oriente continúe abierto, esa fragilidad no solo persistirá, sino que probablemente se profundice. El precio del petróleo, en ese escenario, seguirá siendo menos un reflejo de equilibrio económico y más una medida de la tensión geopolítica global
La guerra en Oriente Medio abrió un nuevo frente de inestabilidad global: la crisis de fertilizantes. En un mercado altamente concentrado y dependiente del gas natural, la reducción de los flujos en el Golfo y el estrecho de Ormuz, amenazan con desencadenar una cadena de efectos que impactarán directamente en la producción agrícola y la seguridad alimentaria mundial. La Argentina podría recibir un golpe inflacionario.
El conflicto bélico de Oriente Medio, desencadenado el 28 de febrero, amenaza con precipitar una crisis de fertilizantes de alcance global —consecuencia del impacto en el precio del gas natural— cuya gravedad podría incrementarse en función de la duración de las hostilidades.
Así lo advierte el diario británico The Telegraph, que califica este fenómeno como un “cisne negro de proporciones catastróficas”. El conflicto ha impactado directamente sobre el núcleo geográfico de la producción mundial de fertilizantes —insumo esencial para la agricultura, capaz de duplicar o incluso triplicar los rendimientos de los cultivos— al interrumpir durante veintisiete días críticos del calendario agrícola el suministro de urea, amoníaco y azufre.
La magnitud del problema es significativa: aproximadamente un tercio de las exportaciones globales de urea y la mitad de las de azufre provienen de Qatar y otros países del Golfo, mientras que parte de los suministros iraníes permanece bloqueada. La coyuntura resulta especialmente delicada por su sincronía con los ciclos agrícolas: el hemisferio norte se aproxima a la siembra de primavera, al tiempo que Australia se prepara para su campaña de invierno. En este contexto, Abdolreza Abbassian, ex responsable de materias primas de la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, advierte que los mercados aún no han internalizado la magnitud de la crisis en ciernes. Incluso en un escenario de reapertura inmediata del estrecho de Ormuz, sostiene, la situación sería ya grave; de prolongarse el conflicto durante un mes o más, podría derivar en una crisis “verdaderamente espantosa, sin precedentes”.
En la misma línea, Jean-Marie Paugam, alto funcionario de la Organización Mundial del Comercio, subraya que la crisis de los fertilizantes constituye una amenaza más inmediata que la del petróleo o el gas. “Es la principal preocupación hoy”, afirma, al advertir que todos los cereales básicos y los sistemas de alimentación animal resultan vulnerables, y que el impacto se acumulará a lo largo del próximo año, con consecuencias potencialmente dramáticas para los países más dependientes de las importaciones. La fragilidad del sistema se ve agravada por su propia estructura: no hay mucho almacenamiento de fertilizantes y además es costoso y la mayoría de los países opera bajo esquemas de provisión “just in time”, lo que limita las reservas disponibles.
Aproximadamente la mitad de los inventarios globales se concentra en China, único país con capacidad relativa para amortiguar una crisis de gran escala. A diferencia del mercado energético, no existe un organismo internacional equivalente a la Agencia Internacional de Energía que pueda coordinar la liberación de reservas en situaciones de emergencia. Los analistas advierten que el mundo podría enfrentar una secuencia de tres crisis encadenadas: la actual escasez de fertilizantes, ya en curso; una caída en los rendimientos agrícolas hacia el otoño y, como consecuencia diferida, un aumento sostenido de la inflación alimentaria hacia 2027. En su conjunto, el escenario delineado sugiere no solo una perturbación coyuntural, sino una crisis sistémica en formación, con implicancias profundas para la seguridad alimentaria global.
El gas, la clave
El gas natural ocupa un lugar central en la producción de fertilizantes, en particular en la elaboración de los nitrogenados, que constituyen el segmento más difundido a escala global. A partir de él se obtiene hidrógeno, insumo fundamental para la síntesis de amoníaco mediante el proceso Haber-Bosch, base a su vez de productos como la urea. Esta dependencia convierte al gas no solo en una fuente energética, sino en una materia prima insustituible, cuyo costo y disponibilidad inciden de manera directa en los precios y volúmenes de producción.
Las perturbaciones actuales del mercado mundial de fertilizantes deben comprenderse como el resultado de una secuencia de conflictos que han impactado, de manera acumulativa, sobre sus fundamentos estructurales. Primero fue la guerra en Ucrania que alteró profundamente el equilibrio global al involucrar a uno de los principales exportadores de insumos agrícolas: Rusia. Las sanciones, las restricciones financieras y las disrupciones logísticas redujeron la oferta internacional y elevaron los precios, en un mercado ya altamente concentrado y dependiente de pocos actores .
A este shock inicial se suma, en una segunda fase, la guerra con Irán, que ha agravado la situación al afectar el corazón energético y logístico del sistema. El bloqueo o la inestabilidad en el estrecho de Ormuz —por donde transita una porción significativa del comercio de gas y fertilizantes— ha restringido las exportaciones desde el Golfo, encarecido el gas natural (insumo esencial para los nitrogenados) y generado una fuerte contracción de la oferta global .
El resultado es una crisis superpuesta: a la disrupción productiva heredada del conflicto en Europa oriental se suma ahora un estrangulamiento energético y logístico, que ha impulsado aumentos significativos de precios que se trasladan de forma casi inmediata al sistema alimentario global, evidenciando la estrecha interdependencia entre energía, industria química y seguridad alimentaria.
Producción mundial
La producción mundial de fertilizantes constituye uno de los pilares invisibles pero esenciales del sistema alimentario global. Su magnitud, difícil de precisar con absoluta exactitud, permite sin embargo delinear con claridad su peso estratégico: diversas estimaciones, como las de Global Market Insights, sugieren que el volumen anual supera holgadamente los 200 millones de toneladas, mientras que su valor económico se ubica por encima de los 200.000 millones de dólares.
En una línea convergente, IMARC Group señala que ya en 2023 el mercado había alcanzado ese umbral, proyectando además una expansión sostenida hacia el final de la década. Estas cifras no solo evidencian la dimensión del sector, sino también su carácter profundamente estratégico, en tanto sustenta de manera directa la seguridad alimentaria mundial.
Desde el punto de vista técnico, la producción global se organiza en torno a tres grandes familias de fertilizantes. Los nitrogenados —entre ellos la urea y el amoníaco— constituyen el grupo más extendido y utilizado, debido a su impacto inmediato sobre los rendimientos agrícolas. Les siguen los fosfatados, derivados del procesamiento de rocas fosfóricas, y los potásicos, basados en la potasa. Esta tríada no solo estructura la oferta global, sino que refleja la dependencia de recursos naturales específicos y no sustituibles entre sí.
En términos geográficos, la producción presenta una notable concentración. China se erige como el principal productor y consumidor mundial, acompañada por Estados Unidos, Rusia, India y Canadá. En conjunto, estos cinco países concentran alrededor del 60% de la producción global.
A este núcleo se suman actores con especialización en recursos críticos: Marruecos, cuya relevancia en fosfatos es decisiva, y nuevamente Canadá y Rusia, que dominan la producción de potasa a escala mundial.
El comercio internacional reproduce, e incluso acentúa, esta lógica de concentración. Entre los principales exportadores se encuentran Rusia, China, Canadá, Marruecos, Estados Unidos y Arabia Saudita. No obstante, conviene subrayar que los mayores productores no siempre son los mayores exportadores: economías como China o Estados Unidos absorben una proporción significativa de su producción en el mercado interno, lo que limita su presencia relativa en el comercio global. La distribución regional refuerza esta configuración. La región de Asia-Pacífico concentra aproximadamente el 45% de la producción mundial, mientras que Europa y Asia dominan las exportaciones.
En contraste, América Latina y África presentan una participación productiva menor, a pesar de su relevancia agrícola. Esta geografía productiva no es arbitraria: responde a la disponibilidad de insumos clave —como el gas natural en el caso de los fertilizantes nitrogenados o los yacimientos minerales para fosfatos y potasa— así como al tamaño y dinamismo de los sectores agrícolas nacionales.
¿Y por casa?
Argentina es un productor de fertilizantes, pero claramente deficitario. Tiene capacidad relevante en nitrogenados (sobre todo urea) gracias al gas natural —principalmente a través de Profertil—, lo que le permite cubrir una parte importante de la demanda local en ese segmento. Sin embargo, en fosfatados y potásicos la producción es prácticamente inexistente a escala industrial, por lo que el país depende estructuralmente del exterior.
En términos agregados, Argentina no se autoabastece: cubre aproximadamente entre un 30% y 50% de su consumo con producción propia, dependiendo del año y del tipo de nutriente. Como consecuencia, el país es netamente importador de fertilizantes, con fuerte dependencia de proveedores como Rusia, China, Marruecos y Estados Unidos, especialmente para fósforo y potasio.
Las exportaciones existen pero son limitadas y concentradas en urea, sin cambiar el balance estructural negativo. En el contexto global, Argentina se ubica como productor mediano de nitrogenados pero importador neto, altamente expuesto a los precios internacionales y a la logística global de insumos agrícolas.
Inflación importada
Este incremento de costos tiende a trasladarse, total o parcialmente, a los precios de los alimentos, configurando un nuevo vector de presión inflacionaria. En la Argentina, los fertilizantes pesan, según cultivo y zona, alrededor de 9% a 22% de los costos totales directos, con mayor incidencia en maíz y trigo que en soja. Eso permite estimar que una suba internacional de 20% en fertilizantes elevaría los costos totales de producción agropecuaria aproximadamente entre 2 y 4 puntos porcentuales; una suba de 40%, entre 4 y 8 puntos; y un shock de 60%, entre 6 y 12 puntos, con el maíz y el trigo en la parte alta del rango. No es una exageración: el propio mercado internacional ya venía mostrando tensiones, y en marzo de 2026 Reuters reportó aumentos de hasta 40% en urea y de 20% en amoníaco, mientras que el Banco Mundial venía señalando que los fertilizantes habían subido 18% en 2025. En otras palabras: para el agro argentino, un shock fuerte de fertilizantes no suma “centavos”; suma varios puntos enteros al costo por hectárea y comprime márgenes rápidamente.
En inflación, el efecto sería indirecto pero relevante y, sobre todo, diferido. El FMI estimó que una suba de 10% en fertilizantes puede traducirse, con un trimestre de rezago, en una suba de 7% en los precios de los cereales; y en la Argentina el rubro Alimentos y bebidas no alcohólicas tiene una ponderación de 22,7% en el IPC nacional.
Por tanto, si el shock externo fuese de 20%, se proyectaría un impacto adicional de entre 0,3 y 0,7 puntos porcentuales sobre el IPC general en un horizonte de 6 a 12 meses; si fuese de 40%, entre 0,7 y 1,5 puntos; y si escalara a 60%, entre 1,2 y 2,5 puntos, concentrado primero en alimentos y luego propagado al resto de la cadena. Una proyección moderada es la de una presión inflacionaria persistente y escalonada, no un salto de un solo mes sino un arrastre de varios trimestres.
Fertilizantes nacionales
La limitada expansión de Profértil no responde a una única causa, sino a la convergencia de condicionantes estructurales que, en conjunto, moderan cualquier impulso inversor. Ante todo, la producción de urea está íntimamente ligada a la disponibilidad de gas natural: aun con el potencial de Vaca Muerta, la oferta no es plenamente firme a lo largo del año, pues en los meses invernales el sistema energético prioriza el consumo residencial y la generación eléctrica.
A ello se suma la escala acotada del mercado interno y la dificultad de competir en exportaciones frente a grandes productores globales de menor costo, lo que reduce los incentivos para acometer inversiones de gran magnitud. En paralelo, el entorno macroeconómico argentino introduce una capa adicional de incertidumbre —volatilidad cambiaria, restricciones regulatorias y dificultades financieras— que conspira contra proyectos intensivos en capital y de maduración prolongada. La expansión productiva exige, además, una infraestructura integrada de transporte, almacenamiento y logística que no siempre acompaña en tiempo y forma.
Negocios públicos y privados
En septiembre de 2025, Adecoagro y Asociación de Cooperativas Argentinas adquirieron el 50% de Profertil —la principal productora de fertilizantes del país, responsable de más de 1,2 millones de toneladas anuales y del abastecimiento de cerca del 80% del mercado interno— por 600 millones de dólares, compartiendo la propiedad con YPF S.A.. La operación no resulta menor si se considera que Daniel González, integrante del directorio de Adecoagro, fue designado por Luis Caputo como viceministro de Economía, con atribuciones sobre áreas estratégicas como Energía y Transporte, en una posición jerárquica superior incluso a la del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Este entrelazamiento entre intereses empresariales y funciones públicas reabre un interrogante recurrente en la historia económica argentina: quién define las prioridades del Estado y en beneficio de quién se ejerce el poder.
La participación de grandes actores locales, lejos de consolidar un proceso de acumulación interna, parece orientarse a estrategias de valorización financiera, donde la eventual renta obtenida no necesariamente se reinvierte en el país, sino que puede integrarse a circuitos de fuga de capitales y asociación con fondos internacionales.
La paradoja se acentúa cuando estos mismos sectores cuestionan la presión fiscal o las retenciones, al tiempo que participan activamente en procesos de extranjerización o desanclaje del excedente económico. En este contexto, la discusión trasciende lo estrictamente económico y se proyecta sobre el plano político: la necesidad de esclarecer qué compromisos asume el gobierno en el plano internacional y hasta qué punto la conducción del Estado responde a una lógica de interés nacional o a una articulación más difusa entre poder económico y decisión pública.
Efectos
Para una administración que sostiene que la inflación es, siempre y en todo lugar, un fenómeno estrictamente monetario, la intervención sobre los precios carece de legitimidad. Bajo esta premisa, el Estado no debe desacoplar los valores internos, aun frente a perturbaciones externas de gran magnitud. La estabilidad se concibe, así, como el resultado exclusivo de la disciplina fiscal y del control de los agregados monetarios, relegando a un segundo plano la dinámica de los precios relativos y su impacto social.
La consecuencia es una economía doméstica crecientemente subordinada a las cotizaciones internacionales. La Argentina no forma sus precios: los asimila. En ese proceso de traslación casi mecánica, los valores externos penetran en el tejido productivo y en la estructura de consumo sin mediaciones que atenúen sus efectos, trasladando al mercado interno la volatilidad propia de los mercados globales. Esta convergencia entre precios locales e internacionales introduce tensiones profundas en la economía nacional. Sectores vinculados a la exportación encuentran incentivos y oportunidades en el nuevo escenario, mientras que amplias franjas del entramado productivo orientado al mercado interno enfrentan un encarecimiento sostenido de sus costos y una contracción de la demanda.
El resultado es una economía escindida, en la que conviven dinámicas expansivas y recesivas bajo un mismo régimen de precios. La experiencia histórica argentina sugiere que estos procesos rara vez se agotan en el plano estrictamente económico.
La aceleración de los precios, la pérdida del poder adquisitivo y la creciente desigualdad en la distribución de los beneficios del ciclo externo suelen derivar en crisis económicas de envergadura, que, en no pocas ocasiones, desembocan en crisis políticas de igual o mayor intensidad. En tales contextos, la discusión sobre el rol del Estado deja de ser un debate teórico para convertirse en una cuestión de gobernabilidad.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad dispuso, a través de una serie de resoluciones oficializadas, que van desde la 180 a la 198/2026, las subas mensuales para los diversos componentes del transporte y la distribución de energía eléctrica, con vigencia a partir del 1 de abril.
Se trata de la aplicación de ajustes mensuales (en 31 cuotas consecutivas) surgidos de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que se inició en junio de 2025.
También, de la actualización mensual de los Valores Horarios que aplica sobre el Equipamiento Regulado y las Remuneraciones de las Transportadoras de energía en Alta Tensión, que se mantendrá durante los cinco años que deben transcurrir hasta la próxima RQT.
Tal actualización se dispone aplicando un índice combinado del IPIM y del IPC en proporciones de 67 % y 33%, respectivamente. Considerando sus valores de febrero, en abril aumentan 1,61 por ciento.
En el caso de las Distribuidoras Edesur y Edenor, sendas resoluciones determinaron subas a partir de abril del 1,98 % sobre el valor de marzo en el item Costo Propio de Distribución (CPD) para Edesur, y del 2,04 % para el CPD de Edenor.
El Valor Agregado de Distribución Medio (VAD) será de $ 55,90 para Edesur, y de $ 60,74 para Edenor.
En base a anexos que se adjuntan a las resoluciones, en el caso de un usuario Residencial de Edesur con un consumo mensual de entre 401 y 500 kw el Costo Fijo a facturar es de $ 10.295,46 por mes, mas un Costo Variable de $ 25,16 por kw. consumido.
Para los usuarios Residenciales también se adjuntaron los nuevos cuadros tarifarios Sin Subsidio, los cuadros tarifarios Con Subsidio parcial, y los cuadros tarifarios para Clubes de Barrio y de Pueblo.
Según lo dispuesto por el ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía) rige el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) para usuarios Residenciales, que afecta a sectores de ingresos medios.
El SEF se aplica a Consumos Base residenciales de hasta 300 kw/h en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre. Y hasta un consumo mensual de 150 kw/h en las facturas por los meses de marzo, abril, setiembre, octubre y noviembre. Este dato es relevante para tratar de morigerar el consumo y no incrementar la factura.
Al respecto, se dispuso para el transcurso de 2026 una “Bonificación Adicional Extraordinaria” sobre el Consumo Base de hasta 25 % , en función de cierta “gradualidad” en la aplicación del nuevo régimen de subsidios.
Las nuevas Resoluciones oficializadas comprenden a las empresas Transener, TransBa, TransNoa, TransNea, Distrocuyo, Transcomahue, TransPa, EPEN, InterAndes, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, Edesur y Edenor.
El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, realizó una conferencia de prensa sobre el reciente fallo de la Corte de Apelaciones de Nueva York referido al proceso de control de la compañía YPF.
“Nuestra posición desde la recuperación del control de YPF ha sido siempre la misma: defender el interés argentino, la soberanía nacional y la compañía de bandera, líder del sector, para promover la industria y el desarrollo del país”, sostuvo.
Kicillof sostuvo que “este fallo de la Cámara de Apelaciones de Nueva York puso las cosas en su lugar, pero debemos seguir siendo muy prudentes. Que el presidente les dé la razón a quienes pretendían quedarse con YPF no solo es contrario a los intereses del país, sino que además es muy riesgoso en el caso de que surjan nuevas apelaciones. Ahora es total responsabilidad de Javier Milei defender a la Argentina como corresponde”.
“YPF fue un ejemplo del efecto de las privatizaciones que se hicieron en la década del ´90 y derivaron en el vaciamiento de activos estratégicos para el país. Con la recuperación del control de la empresa, logramos revertir inmediatamente la tendencia, pero hoy el Gobierno nacional apuesta nuevamente al mismo plan privatizador”, expresó el Gobernador.
Y añadió: “Es una vergüenza que haya sectores que estén a favor de los grupos que atentan contra nuestro país: primero deben estar los intereses nacionales y nuestra soberanía. No podemos permitir que para oponerse al peronismo elijan estar del lado de los fondos buitre”.
En ese sentido, Kicillof subrayó: “Ahora la cuestión de fondo es para qué sirve YPF. Milei no lo entiende, solo ve sus resultados y lucra con eso”. “En un momento de alta volatilidad, en el que el litro de nafta en la Argentina supera los $ 2.000, el país cuenta con YPF, un instrumento muy poderoso para tener una política sobre el precio interno de los combustibles: llamo al Gobierno nacional a cuidar el bolsillo de los argentinos”, añadió.
Kicillof fue tajante al describir la postura del oficialismo. “Milei apoyó a los buitres, Milei está a favor de que YPF sea privada y extranjera. Y todo eso está mal”. Según su visión, no se puede ser patriota y al mismo tiempo defender que los recursos estratégicos queden en manos de empresas foráneas.
“No podemos permitir que nuestros recursos se dilapiden y se envíen al exterior sin elaboración mientras aquí se venden a precios internacionales”, sostuvo el Gobernador y concluyó: “YPF debe ser una palanca para el desarrollo, para generar un proceso de industrialización y productivo en nuestro país: la industria vinculada al boom de Vaca Muerta tiene que ser argentina y lograr así distribuir la riqueza en beneficio de todo el pueblo”.
Kicillof ratificó que la idea era estatizar el control de la compañía y no todas sus acciones, por eso el 51% por el que se avanzó en aquel entonces y por el que se indemnizó a Repsol. Más adelante, cuando la empresa del grupo Eskenazi -que tenía acciones- fue a la quiebra, que se tramitó en juzgados de España. El juez de la quiebra vendió el derecho a litigar a un fondo Burford y en 2015 reclamó que debió haberse aplicado el Estatuto de YPF.
“Se pretendía aplicar el Estatuto sobre la ley y la Constitución. La discusión si correspondía aplicar una u otra es un tema de derecho argentino. Durante 5 años se discutió si correspondía o no tomar en ese tribunal una demanda sobre la aplicación de leyes argentinas”, describió.
A través de una serie de resoluciones emitidas por el Enargas, el gobierno oficializó nuevos aumentos en las tarifas del transporte y de distribución del gas a partir del 1 de abril, y en las próximas horas hará lo mismo con las tarifas de electricidad.
Los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para el gas incluyen el ajuste surgido de la Revisión Quinquenal (RQT) que se viene aplicando desde junio de 2025 en 31 cuotas mensuales y consecutivas, hasta finales de 2027.
También se aplican subas en base índices de precios mensuales con el objetivo declarado por Energía de evitar retrasos en las tarifas respecto de la evolución de la inflación mientras transcurre el período que desembocará en 2030 con una nueva RQT, contemplada en la ley 24076 (Marco Regulatorio del gas).
A modo de referencia, cabe consignar que un usuario categoría R2-3 pagará un Cargo Fijo mensual de $ 17.387,76 si se domicilia en Capital Federal, y de $ 15.587,09 si habita en PBA. Para ambos casos, el Cargo por m3 de Consumo es de $ 272,29.
En el caso de las empresas a cargo del sistema de transporte del gas natural por ductos (TGN, TGS) se dispone además una actualización de las tarifas de “Intercambio y desplazamiento” (ED), por cada 1.000 m3, y de Transporte Firme (TF) un cargo por m3/día de capacidad de transporte reservado en el sistema.
Un dato relevante de Abril es que desde ése mes las distribuidoras deben cumplir con lo dispuesto mediante la Resolución 23/2026 por la S.E., que estableció el Precio Anual Uniforme (PAU) para el gas (dolarizado), a ser trasladado a los usuarios finales, entendiendo que ello aplanará las facturas a lo largo del año, para evitar los saltos bruscos que suelen ocurrir en los meses del invierno (de mayor consumo).
El PAU se aplica en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del “Plan Gas.Ar” 2023-2028 (De Reaseguro,y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el auto abastecimiento interno, las exportaciones y la expansión del sistema de transporte en ductos en todas las cuencas).
El PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios publicados por el ENARGAS.
En los considerandos de las resoluciones ahora oficializadas por el Ente Regulador, se hace hincapié en que, por el Decreto 943/25, se resolvió unificar los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, y crear el régimen de SUBSIDIOS ENERGÉTICOS FOCALIZADOS (SEF) que incluiría al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluído por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, “para asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
Cabe recordar que la aplicación del esquema SEF desplazó al esquema de subsidios en tres niveles (N1,N2, yN3) según ingresos de los usuarios. El SEF se limita a dos posibilidades: Con y Sin Subsidio, lo que en la práctica implicaría una fuerte reducción de la cantidad de usuarios parcialmente subsidiados (principalmente los de ingresos medios).
Por el Decreto 943/25 se resolvió mantener los bloques de consumo base de gas natural fijados en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, los que se extenderían, además, a los usuarios de gas propano indiluído por redes.
Se dispuso también que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar, según lo determine la Autoridad de Aplicación (Precio Anual Uniforme).
El PAU para los usuarios residenciales se fijó en U$S 3,79 por millón de BTU, eliminando la estacionalidad vigente que establecía un valor en invierno de U$S 4,71, y de U$S 3,12 el MBTU para el verano.
Energía (dependiente del ministerio de Economía) dispuso que “el costo de abastecimiento derivado de la provisión de gas natural regasificado (GNL), o de nuevos contratos de gas de cuenca que se celebraran fuera del marco del Plan Gas.Ar, no integraría la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones establecidas en el marco de dicho Decreto 943/25 y de la normativa complementaria que se dicte al respecto”.
En la resolución 23/2026 la S.E. aclaró que “el PAU es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), según corresponda”.
En los cuadros tarifarios de las Licenciatarias aprobados se incorporó un cuadro con el PAU, expresado en Pesos por metro cúbico ($/m3), correspondiente a cada subzona tarifaria, a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio de distribución de gas (incluídas las Subdistribuidoras) reflejen el PAU, y sobre éste concepto apliquen las bonificaciones establecidas en el SEF.
Las bonificaciones por subsidio para los usuarios de gas natural se aplicarán desde abril hasta septiembre, con un descuento del 50 % sobre el precio del gas. Por este año se aplicará además una bonificación adicional inicial de 25 %, que llegará a 0 % a fin de año.
Las resoluciones oficializadas por el Enargas van desde la 361 hasta la 379/2026, y comprenden a TGS, TGN, Transportadora de Gas Mercosur, Gas Link, Compañía Enterriana de Gas, Gasoducto NorAndino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, GasAndes, Enarsa, MetroGAS, Naturgy BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Naturgy NOA, Litoral Gas y GasNEA.
El ingeniero, con más de 25 años de trayectoria en la industria energética, fue designado para liderar la compañía comercializadora de energía y servicios de infraestructura energética vinculada a Camuzzi
Sebastián Sánchez Ramos asumió como Gerente General de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una sólida trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como Director Ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como así también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión.
Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos.
Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país.
Un tribunal de apelaciones de Estados Unidos reconfiguró de manera decisiva el curso del denominado “caso YPF”, al anular la condena multimillonaria que pesaba sobre la Argentina por la expropiación de la compañía en 2012. La sentencia, dictada el 27 de marzo de 2026 por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, introdujo un giro sustantivo en la interpretación jurídica del litigio, al desplazarlo del terreno del derecho contractual privado hacia el ámbito del derecho público y la soberanía estatal .
En una decisión dividida, de dos votos contra uno, el tribunal concluyó que las pretensiones de los demandantes —los fondos Petersen Energía Inversora y Eton Park— no resultaban jurídicamente exigibles bajo el derecho argentino.
En particular, sostuvo que la supuesta obligación de lanzar una oferta pública de adquisición, invocada como fundamento del reclamo, no constituye una promesa contractual autónoma del Estado argentino frente a los accionistas minoritarios. Al no configurarse una relación contractual en sentido estricto, queda asimismo descartada la posibilidad de imputar un incumplimiento indemnizable.
Este razonamiento implica una revisión crítica del fallo de primera instancia dictado en 2023 por la jueza Loretta Preska, quien había condenado a la Argentina a pagar más de US$ 16.000 millones. La Cámara entendió que aquella decisión se apoyaba en una interpretación expansiva del derecho comercial neoyorquino, incompatible con las categorías propias del derecho argentino, que rige el caso. Es decir, las disposiciones estatutarias de una sociedad no se traducen automáticamente en obligaciones contractuales exigibles contra el Estado, y menos aún cuando se inscriben en el marco de una expropiación dispuesta por ley.
El tribunal treubicó el hecho central del litigio: la toma de control de YPF en 2012 no fue un acto comercial ordinario, sino el ejercicio de una potestad soberana del Estado argentino. En consecuencia, no puede ser tratada como un incumplimiento contractual típico, sino como una decisión de poder público, con un encuadre jurídico diferenciado.
A partir de esta redefinición, la Cámara cuestionó igualmente el cálculo de daños efectuado en la instancia anterior. La indemnización fijada —que superaba los US$ 16.000 millones y ascendía a unos US$ 18.000 millones con intereses— se sustentaba en la hipótesis de una obligación de OPA cuya exigibilidad ahora se descarta. Al caer ese supuesto, se desmorona el esquema indemnizatorio en su conjunto.
Como resultado, la sentencia de primera instancia queda sin efecto, al tiempo que se deja también sin validez una orden posterior que obligaba a la Argentina a entregar acciones de YPF como forma de pago parcial. No obstante, el fallo no implica el cierre definitivo del caso, sino su reconfiguración bajo nuevos parámetros jurídicos.
Coherencia
El pronunciamiento del Segundo Circuito se inscribe en la más clásica tradición jurídica estadounidense, que reconoce en la expropiación una manifestación legítima del poder soberano del Estado y no un supuesto incumplimiento contractual.
Bajo la Quinta Enmienda de la Constitución de Estados Unidos, el orden constitucional norteamericano admite que el Estado pueda privar de la propiedad a los particulares, siempre que medie una finalidad de interés público y una compensación justa. En ese marco, la decisión del tribunal no introduce innovación alguna: se limita a aplicar una lógica plenamente coherente con los principios estructurales de su propio derecho, rechazando toda tentativa de reconducir una expropiación al plano de las obligaciones contractuales.
Esa coherencia se refuerza en una distinción largamente consolidada en la jurisprudencia estadounidense: la separación entre los actos de poder público y los actos de naturaleza comercial. Mientras los primeros se inscriben en el ámbito de la soberanía —y, por tanto, obedecen a reglas propias—, los segundos pueden dar lugar a responsabilidades típicamente contractuales. El fallo relativo a YPF retoma con claridad esa línea divisoria: se niega a tratar la decisión estatal como si fuera un compromiso negocial incumplido y la reubica, en cambio, en el terreno de los actos soberanos, donde rigen otros criterios de análisis y de eventual responsabilidad.
En este sentido, la decisión no constituye una concesión excepcional ni un apartamiento doctrinal, sino la aplicación consecuente de una lógica jurídica arraigada, visible en precedentes como Kelo v. City of New London o Penn Central Transportation Co. v. New York City, donde el debate gira en torno a la legitimidad y a la compensación del acto estatal, y no a su encuadre como incumplimiento contractual.
Desde esta perspectiva, el fallo no “avala” la expropiación argentina, sino que, con mayor sutileza, rechaza la artificial construcción que pretendía convertir un acto de soberanía en una controversia de derecho privado. Así, reafirma un principio más profundo: que los actos del Estado, cuando se expresan en el ejercicio de su potestad pública, no pueden ser juzgados con las categorías propias del contrato.
Al respecto, cabe recordar que la Constitución argentina, inspirada en buena medida en el modelo de la Constitución de los Estados Unidos, reconoce —aunque con sus propias adaptaciones— la potestad estatal de expropiar. En ese marco, el denominado “dominio eminente” se proyecta sobre todo el ámbito de la soberanía estatal, como expresión de la facultad del Estado de disponer de bienes privados por razones de interés público, con la correspondiente indemnización.
Celebración
La resolución fue celebrada por el presidente Javier Milei, quien la presentó como un triunfo rotundo de la posición argentina. Pero el fallo también reabrió de inmediato la disputa política interna.
Axel Kicillof, actual gobernador de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales artífices de la expropiación de 2012, sostuvo que la decisión del tribunal desmentía la postura que Milei había sostenido durante años. Según afirmó, la sentencia demostraba que la línea de defensa que él había impulsado era la correcta y que el juicio, desde su origen, había sido “absolutamente absurdo”
Kicillof fue más allá y reprochó al Presidente haber utilizado políticamente el litigio e incluso haber favorecido, con sus declaraciones, la posición de los fondos demandantes. En sus palabras, Milei había respaldado a los “fondos buitre” y había debilitado la defensa nacional al insistir, incluso por motivos de confrontación interna, en que la Argentina estaba destinada a perder. El gobernador interpretó el pronunciamiento del Segundo Circuito como una ratificación de la estrategia jurídica que en su momento había orientado la defensa del Estado y como una refutación explícita de quienes, desde la política local, habían dado por válida la tesis de los acreedores .
La intervención de Kicillof no fue menor, porque enlazó el desenlace judicial con la memoria política de la expropiación. En 2012, como secretario de Política Económica, había sido una figura central en el diseño técnico y político de la recuperación del 51% de las acciones de YPF en manos de Repsol.
Dos años más tarde, ya como ministro de Economía, encabezó además la negociación que culminó en un acuerdo de compensación por US$ 5.000 millones en bonos para la petrolera española, solución que entonces defendió como un modo de evitar litigios prolongados y de cerrar un frente externo particularmente sensible para el país .
De ese modo, el fallo no sólo alteró la suerte inmediata del expediente judicial, sino que resignificó retrospectivamente uno de los episodios más controvertidos de la política económica argentina reciente.
En el plano jurídico, limitó severamente la posibilidad de convertir una expropiación legislativa en un litigio contractual ordinario. En el plano político, devolvió centralidad a una vieja discusión sobre el sentido, los costos y la legitimidad de la recuperación de YPF, una discusión que, lejos de haberse cerrado, volvió a quedar expuesta con toda su intensidad.
Impacto en las acciones
El fallo tiene, en principio, un impacto claramente positivo sobre el valor de las acciones de YPF, al eliminar —al menos en esta instancia— un riesgo financiero extraordinario asociado a la condena multimillonaria. La anulación de esa contingencia reduce de manera significativa la incertidumbre jurídica que pesaba sobre la compañía y sobre el Estado argentino, lo que tiende a traducirse en una mejora en la percepción de los inversores, una compresión del riesgo y un reordenamiento de la valuación hacia sus fundamentos productivos, particularmente en relación con Vaca Muerta y la evolución de los precios internacionales de la energía.
Sin embargo, el efecto favorable no debe interpretarse como definitivo. El litigio no se encuentra completamente cerrado y subsisten márgenes de incertidumbre vinculados a eventuales instancias futuras o estrategias alternativas de los demandantes. En ese contexto, el mercado probablemente incorpore una mejora en el precio de la acción, pero sin eliminar por completo el descuento asociado al riesgo legal residual, manteniendo así una valoración más prudente que la que correspondería en un escenario plenamente despejado.
La Secretaría de Energía de la Nación, dependiente del Ministerio de Economía, “actualizó” a través de la Resolución 79/2026 una especificación técnica de calidad de las naftas, elevando el límite máximo de oxígeno permitido hasta 5,6 %, indicando que la medida “apunta a dar mayor flexibilidad a la industria (de los hidrocarburos) y a amortiguar las subas en el precio de los combustibles en surtidor, protegiendo al consumidor”.
Asimismo, comunicó que desde el Gobierno se tomó la decisión de suspender el aumento del impuesto a combustibles (IDC e ICL) para abril. Se trata entonces de “medidas para mitigar el impacto del precio de la suba de petróleo en surtidor y acompañar al consumidor”.
Se estima que los precios de las naftas y gasoils aumentaron en torno al 20 por ciento en el último mes, llevando el litro de nafta Súper a cerca de $ 2.000 en el caso de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA. En otras marcas importantes del mercado local superan ése precio de referencia.
Cabe referir que la carga impositiva representa alrededor del 40 por ciento en el precio de cada litro de combustible, siendo uno de los ingresos importantes y de fácil recaudación para el fisco.
La “actualización técnica” por parte de la cartera a cargo de María Tettamanti, ocurre pocas horas después de reafirmar que el gobierno “no intervendrá en el mercado local” de los combustibles, a pesar de un contexto de subas en los precios internos que se vienen registrando en las últimas semanas, en el marco de la fuerte alteración que se produce en las cotizaciones del petróleo y del gas en el mercado internacional, que son tomadas como referencia por el gobierno y las empresas.
Las subas son una consecuencia de los bombardeos por parte de los Estados Unidos e Israel sobre Irán (fuerte productor de crudo y gas) , y la deriva del conflicto en otros países de Oriente Medio.
El freno a la circulación de buques petroleros y cargueros de GNL por el Estrecho de Ormuz, más la destrucción -por ahora parcial- de infraestructura de producción hidrocarburífera en la zona, por ataques y réplicas, elevaron el precio del barril de crudo, que llegó a tocar los U$S 119 hace pocos días. (el crudo Brent en U$S 108 el viernes 27). El GNL, en tanto triplicó su precio en las últimas semanas y ronda los U$S 20 el MBTU.
Energía se ocupó de destacar que “la Resolución 79/2026 no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras”. Y dijo que “su objetivo es adecuar la normativa vigente para que, si una empresa lo considera conveniente, pueda incorporar voluntariamente hasta 15 % de bioetanol en las naftas, dentro de los parámetros de calidad establecidos”.
Es decir que dejó esa decisión en manos de las empresas, las que deberán evaluar que tipo de combustibles ofrecen a los usuarios, y cómo incidirá ello en sus precios finales al consumidor.
Cabe señalar que en los considerandos de la R-79 se refiere que “en el marco del régimen de biocombustibles aprobado mediante la Ley 27.640, a través de la Resolución 689/2022 de la S.E., se incorporaron nuevas especificaciones técnicas de calidad para los combustibles líquidos, incluidas las correspondientes a las naftas, a cuyo fin se sustituyó el Anexo II de la Resolución 1283/06” de la propia Secretaría.
“A través de la sustitución dispuesta, se admitieron contenidos de hasta un QUINCE POR CIENTO (15 %) en volumen de bioetanol en naftas, y de hasta un VEINTE POR CIENTO (20 %) en volumen de biodiesel en gasoil”.
Energía argumentó que “en la práctica, esto les da a las refinadoras más flexibilidad para definir la composición de sus combustibles. Si optan por incorporar una mayor proporción de bioetanol, podrán reducir en igual medida la participación del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final”.
“La adecuación técnica responde a que el contenido de oxígeno de las naftas está directamente vinculado con el porcentaje de bioetanol incorporado. Por eso, para habilitar mezclas superiores de bioetanol sin afectar las especificaciones de calidad, resultaba necesario actualizar ese parámetro”, insistió Energía, que también remarcó que “La resolución (79/2026) tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20 por ciento”.
El Complejo Nuclear Atucha recibió la visita de Karine Herviou, Directora General Adjunta y Jefa del Departamento de Seguridad Nuclear, Tecnológica y Física del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), en el marco de una actividad de intercambio técnico para el fortalecimiento de la cooperación en materia de seguridad nuclear.
Durante la jornada, una comitiva encabezada por Herviou realizó una recorrida por la Central Nuclear Atucha II, que incluyó la visita a la sala de control, el edificio de turbinas, los transformadores principales y las instalaciones de toma y descarga de agua del río, donde se presentaron las principales características operativas de la unidad y los estándares de seguridad implementados.
La delegación argentina estuvo encabezada por la Subsecretaria de Políticas Nucleares, Ayelén Giomi; el Presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos; y el Presidente de la Autoridad Regulatoria Nuclear, Leonardo Sobehart, junto a autoridades de la empresa y del organismo regulador, quienes brindaron detalles sobre la operación de las centrales nucleares argentinas y las políticas de seguridad y calidad aplicadas en el país.
También se llevó a cabo una reunión de trabajo con autoridades de Nucleoeléctrica en la que se abordaron temas vinculados con la operación segura de las centrales nucleares, el cumplimiento de los estándares internacionales del OIEA, y las acciones de mejora continua orientadas a fortalecer la seguridad tecnológica y física.
La visita se enmarcó en el trabajo conjunto que la Argentina mantiene con el OIEA para promover el uso responsable de la energía nuclear, en línea con los estándares internacionales y las mejores prácticas de la industria.
Pluspetrol acordó esta semana la cesión de parte de sus activos estratégicos en la Cuenca Neuquina a la firma de capitales estadounidenses JPM Energía S.A., en una operación que refuerza el ingreso de inversiones internacionales a Vaca Muerta, indicó el gobierno provincial.
La novedad surgió después de la visita del gobernador, Rolando Figueroa, a Houston. Viaje que tuvo como objetivo impulsar la llegada de nuevos capitales. En la oportunidad el mandatario anunció beneficios fiscales destinados al desarrollo de proyectos en los yacimientos No Convencionales.
Pluspetrol cedió su participación del 80 por ciento en la UTE Los Toldos I Sur y el 50 por ciento en la concesión no convencional y de transporte de gas en Pampa de las Yeguas I, áreas donde actualmente se desempeña como operadora.
JPM Energía, la compradora, es una sociedad con capitales de Estados Unidos interesada en el potencial hidrocarburífero de la Cuenca Neuquina.
En su viaje Figueroa también anunció beneficios fiscales específicos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL), y adelantó nuevas licitaciones en áreas de Vaca Muerta, con el objetivo de ampliar la base de operadores y acelerar el desarrollo productivo, se describió.
La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, reiteró que el Gobierno no intervendrá en el mercado local de los combustibles en el actual contexto de fuertes alzas en la cotización internacional de petróleo, que a su vez está repercutiendo en subas de los precios de las naftas y gasoils en las bocas de expendio, a granel, y en las estaciones de servicio.
La semana pasada, cuando los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán arreciaron, y hubo réplicas de ese país en la región del Medio Oriente, Estrecho de Ormuz incluído, el precio del barril de crudo Brent llegó a tocar U$S 119, el precio del GNL se triplicó hasta los U$S 20 el MBTU.
Cuando promedia esta semana el Barril del Brent ronda los U$S 101, y el crudo WTI los 90 dólares. El GNL no aflojará habida cuenta de los daños provocados a infraestructuras de producción en la zona del Golfo Pérsico.
Si bien en esta semana esas cotizaciones se morigeraron al compás de la guerra y las declaraciones políticas, muchos países dispusieron medidas para contener parcialmente los precios internos de los combustibles, que incluyen una menor carga fiscal, que en la Argentina representa cerca del 40 por ciento del precio final, considerando todos los impuestos aplicados.
“Nosotros no intervenimos en el mercado”, fue la respuesta de Tettamanti ante la consulta periodística, luego de una exponer en la apertura del Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP), en el hotel Hilton de Puerto Madero. El encuentro es coordinado por la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).
Acerca de la posibilidad de una revisión impositiva para con los combustibles, la funcionaria señaló que tal cuestión no depende de la cartera a su cargo, aunque Energía esta en la órbita del ministerio de Economía.
Sobre el mismo tema de morigerar los precios internos de las naftas y gasoils ante la escalada internacional, del conflicto bélico y de los precios del crudo y del gas ante una menor producción y abasto, Tettamanti fue consultada si acaso la Secretaría estaría considerando modificar la actual proporción de mezcla de los hidrocarburos con los biocombustibles.
Afirmó que “la ley (de biocombustibles) habla de mínimos y no de máximos (porcentajes de mezcla), y afirmó que el tema “lo está analizando la Subsecretaría de Combustibles”.
En tanto, en las estaciones de servicio se observan nuevas actualizaciones de precios, que están ocurriendo “sin cimbronazos”, como anticipó Horacio Marín (YPF), pero con pausas demasiado breves.
En bocas de expendio ubicadas en CABA de la marca YPF ( la de mayor participación en el mercado interno) el miércoles 25/3 el litro de Nafta Súper llegó a $ 1.947; la Infinia Nafta a $ 2.141; la Infinia Diesel a $ 2.203, y el Diesel500 (común) a $ 2.005.
Podría ocurrir que un posible cambio de las proporciones de mezcla con biocombustibles quede a criterio de las petroleras productoras-refinadoras-comercializadoras según sus propias ecuaciones de precios.
En base a la Ley 27.640 (Biocombustibles) en la actualidad las naftas deben contener un porcentaje obligatorio de bioetanol (de maíz y de caña de azúcar en proporciones iguales) de 12 % en volumen sobre la cantidad final del producto, ampliable hasta el 15 por ciento. En cuanto al gasoil, la actual proporción de mezcla con biodiesel es de 7,5 por ciento, y podría ampliarse hasta el 20 por ciento.
Energía podría alentar una suba del porcentaje obligatorio de mezcla de biodiésel en función del abastecimiento, la balanza comercial, la promoción de inversiones, o razones ambientales, o bien impulsar su reducción hasta el 3 % si fuera el caso que un incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiésel (por caso la soja) pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor.
Cabe referir en cuanto a precios de los biocombustibles que la ley 27.640 indica que la autoridad de aplicación (Energía) establecerá el precio de adquisición del biodiésel y del bioetanol destinado a la mezcla obligatoria de acuerdo con metodologías de cálculo que aplica periódicamente para cada uno de estos productos.
En su presentación en el Congreso de la AIGLP, la Secretaria de Energía Tettamanti destacó principales aspectos de la política del Gobierno en la materia, remarcando que “el objetivo es aprovechar al máximo el potencial energético que tiene la Argentina”.
Acerca de la forma de lograrlo, sostuvo que “el camino del estatismo no funcionó”, y remarcó que “el rol del Estado en el sector es configurar y definir un ordenamiento macroeconómico para que el sector privado vea como invierte y comercializa”. “Lo mejor es el libre funcionamiento del mercado y la libertad de precios en los mercados mayoristas de la energía”.
“Se trata de impulsar un mercado energético eficiente, en competencia, para producir al menor costo final para el consumidor doméstico y también para acceder al mercado del exterior”, con el Estado regulando en materia de seguridad del servicio”, añadió.
Tettamanti hizo hincapié a modo de antecedente positivo a la política sectorial encarada en la década del 90, “ya que la desarrollada en los siguientes veinte años, de exceso de regulaciones, fue una política inadecuada”.
“Por suerte las leyes de los 90 estaban”, señaló en alusión a los marcos regulatorios del Gas (24076), y de la energía eléctrica (24065), y “estamos volviendo a su aplicación”.
Tettamanti destacó medidas dispuestas por la actual gestión gubernamental en el sector. “La libre exportación de petróleo y gas permitieron lograr una balanza energética positiva de casi 8 mil millones de dólares en el 2025, será mayor este año”, enfatizó ante el auditorio empresario.
“En el sector eléctrico mayorista estamos atravesando un período de transición, también hacia la libertad de mercado”, remarcó.
En un contexto internacional atravesado por la volatilidad y el conflicto bélico en Medio Oriente, por los bombardeos sobre Irán, cerca del 30 % del GLP no logra salir del Estrecho de Ormuz, lo que genera una creciente preocupación por el abastecimiento, especialmente en Asia.
La situación fue analizada en el marco del 39° Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo, que se desarrolla en Buenos Aires. La crisis energética que elevó el precio del barril de petróleo por encima de los 100 dólares y disparó el valor del GLP entre un 30 % y hasta el 100 % en distintos mercados se convirtió en uno de los ejes centrales del debate, junto con las crecientes preocupaciones por el abastecimiento y la seguridad energética a nivel global.
En ese marco, el presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado de Petróleo (CEGLA), Pedro Cascales, destacó que Argentina tiene un crecimiento sostenido de su producción. En 2025, el país alcanzó 1,6 millones de toneladas exportadas, más del doble del consumo interno. A su vez, remarcó las inversiones en marcha que permitirán ampliar significativamente la capacidad exportadora.
“El país se posiciona como un destino clave para las inversiones en energía, especialmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas de shale gas y shale oil del mundo”, sostuvo.
LOS DESAFIOS DEL GLP EN EL MERCADO LOCAL
En Argentina, unas 20 millones de personas (46,30 % de la población) requiere de garrafas para calefaccionarse y cocinar. Además, es esencial para las industrias, comercios y actividades agropecuarias, especialmente, en las provincias donde no cuentan con gas natural (Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones).
Y el sector del GLP atraviesa una transformación profunda, gracias al Decreto 446/2025, que avanzó en la desregulación del mercado, dejando al Estado enfocado en aspectos técnicos y de seguridad.
Según explicó Cascales, el nuevo esquema no generó aumentos desmedidos, por el contrario al traer mayor previsibilidad, fomentó la inversión y un importante excedente de producto disponible, mientras que los precios evolucionaron por debajo de la inflación, evidenciando un funcionamiento más eficiente del mercado.
En cuanto a los desafíos, el presidente de CEGLA apuntó, por un lado, a la seguridad, en una industria que abastece a más de 5 millones de hogares. Por otro, el valor de la marca de los envases, clave para garantizar calidad y confianza, respaldada por una inversión anual de 45 millones de dólares destinada al mantenimiento de más de 20 millones de unidades en circulación.
En paralelo, el sector avanzó en la modernización del sistema de canje de envases, con un esquema descentralizado que apunta a mejorar la eficiencia y reducir costos.
“De cara al futuro, el desafío será no solo consolidar el mercado actual, sino también expandir nuevos usos del GLP”, destacó Cascales. Entre ellos, el autotransporte, el sector náutico, la generación eléctrica y aplicaciones industriales. “Estas alternativas permitirían reducir la importación de combustibles como el gasoil, disminuir la contaminación y generar ahorros para los usuarios, especialmente en regiones alejadas de los gasoductos”, explicó.
En ese sentido, destacó el trabajo conjunto con la Secretaría de Energía para actualizar normativas técnicas y planteó la necesidad de avanzar en una ley de estabilidad fiscal (por 10 años) que brinde previsibilidad a estas nuevas inversiones.
“El desafío es construir una industria cada vez más segura, eficiente y sustentable”, concluyó.
En medio de tensión creciente, los mercados de petróleo enfrentaron cambios bruscos entre el 24 y el 25 de marzo tras señales contradictorias. Minutos antes de un comunicado importante de Donald Trump, hubo movimientos financieros significativos. El 24 de marzo, operaciones superiores a 500 millones de dólares tuvieron lugar justo antes del anuncio presidencial. Al mismo tiempo, se produjeron ataques militares contra instalaciones en Teherán, aunque paralelamente surgieron gestiones diplomáticas sin rumbo claro que continuaron al día siguiente.
Información recopilada por Reuters indica que traders apostaron fuerte en contratos de crudo. Esas transacciones ocurrieron únicamente durante un lapso breve, desde las 10:49 hasta las 10:50 GMT del 24 de marzo. Lo llamativo fue el volumen inesperadamente elevado en horario poco activo. Predominaron posiciones bajistas en esa ventana estrecha.
Poco después, Trump declaró haber recibido respuestas positivas desde Irán y dijo esperar diálogos productivos en los próximos días. Como efecto inmediato, comenzó una oleada de ventas generalizadas en los mercados energéticos. Un minuto bastó para mover contratos por trece millones de barriles. Entonces, el Brent pasó de casi 112 dólares a rozar los 99, al tiempo que el WTI bajaba de 99 a 86.
Esta caída generó dudas sobre cuándo ocurrieron exactamente esas transacciones, pese a que el petróleo había subido más del 40 por ciento desde finales de febrero, empujado por tensiones en el Golfo.
Esa misma tensión se mantuvo el 25 de marzo. Mientras tanto, Israel atacó instalaciones cerca de Teherán, aunque Estados Unidos afirmó mantener vías diplomáticas abiertas para buscar una salida al enfrentamiento.
Detrás de escena, el gobierno de Trump promueve condiciones duras, con foco en el control del programa nuclear iraní, la limitación de sus misiles y restricciones hacia sus aliados regionales. Aun así, Teherán envía mensajes encontrados. Pese al rechazo oficial a la propuesta, voceros gubernamentales indican que analizan la idea en círculos privados.
En el ámbito energético, la combinación de tensión bélica y diálogo posible provocó saltos bruscos entre el 24 y el 25. Hubo cotizaciones bajo los 100 dólares cuando creció el optimismo, aunque persiste firmeza por temores sobre la duración del conflicto y su impacto en rutas críticas como el estrecho de Ormuz.
Dentro del sector hidrocarburífero, todo sigue sujeto a fuertes vaivenes. Minutos después de una señal política, el precio ya reaccionaba. Sin embargo, en lo tangible todo sigue bajo amenaza, con instalaciones, rutas marítimas y capacidad real de suministro en riesgo.
Este desajuste constante mantiene al mercado suspendido, tironeado por tensiones contrapuestas. La prima de guerra sostiene los valores, mientras la expectativa de un acuerdo diplomático sigue presente más en el discurso que en hechos concretos.
GeoPark acaba de iniciar su primera perforación en Vaca Muerta, en el bloque Loma Jarillosa Este (Neuquén), y lo consideró un hito clave en su desembarco y crecimiento en la Argentina.
El proyecto implica una inversión de entre 80 y 100 millones de dólares en 2026, y apunta a multiplicar hasta 4 veces la producción de la empresa en el país en el corto plazo, se indicó.
Ello implicará pasar de 1.500 barriles/día a 6.000 barriles de crudo hacia finales de este año. Para el año 2028 proyecta llegar a 20.000 barriles diarios.
Para avanzar con este proyecto GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de diferentes especialidades de servicios, lo que implicó 40 acuerdos comerciales.
El presidente de Brasil, Lula da Silva, analiza establecer una alianza de producción de petróleo y gas entre Petrobras y Pemex en las aguas del Golfo de México. Pemex carga con el peso de una deuda que se aceleró a partir de 2014 luego de la reforma energética de 2013, creciendo el endeudamiento a más de U$S 100.000 millones en 2018, y alcanzando su pico en 2020. Hoy, la deuda financiera de US$ 85.000 millones, y miles de millones más adeudados a sus proveedores, la apremiada Pemex no tiene los recursos para invertir en exploración y producción en aguas profundas de alto costo para reemplazar la producción agotada en aguas someras.
La experiencia de Petrobras en aguas profundas lo convierte en un socio ideal para explorar en el golfo, esperando la petrolera mejicana producir 1,8 millones de barriles de petróleo por día (Mb/d) para 2030, frente a alrededor de 1,6Mb/d en 2025 y muy por debajo de los 3,4Mb/d que alcanzó en 2004. La reforma de las leyes energéticas de Sheinbaum en 2025 no ha logrado hasta ahora atraer a grandes compañías petroleras internacionales para asociarse con la empresa. Petrobras es una de las petroleras estatales de más rápido crecimiento, impulsada principalmente por los descubrimientos del presal en alta mar en Brasil. En 2025, su producción de petróleo aumentó un 11% hasta 2,4Mb/d.
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 30/03/2026 al 12/04/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 36 ofertas por un volumen total de 29,9 millones de metros cúbicos díarios a Precios Promedio Ponderados de U$S 2,40 por millón de BTU en el PIST, y U$S 3,19 puesto en el Gran Buenos Aires.
Los PPP fueron de U$S 2,18 desde Neuquén; U$S 2,42 desde Santa Cruz; U$S 2,44 desde Tierra del Fuego; U$S 2,45 desde NorOeste; y de U$S 2,48 desde Chubut.
Desde Neuquén se realizaron ofertas por 11,9 MMm3/día; Desde Tierra del Fuego por 8,9 MMm3/día; desde Chubut se ofrecieron 4,9 MMm3/día, Desde Santa Cruz 3,5 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste 1,6 millones de metros cúbicos día.
Las centrales nucleares Atucha I y Embalse conmemoran en marzo nuevos aniversarios, reflejo de operación continua y más de medio siglo de experiencia generando energía segura y confiable para la Argentina, destacó Nucleoeléctrica Argentina (NA_SA).
El 13 de marzo se cumplieron 43 años de la puesta en marcha del reactor de la Central Nuclear Embalse, que cuenta con una potencia de 656 MW y se consolidó como uno de los pilares de la generación eléctrica nacional. Tras su Proyecto de Extensión de Vida, finalizado en 2019, la central inició un nuevo ciclo operativo por 30 años.
Por su parte, el 19 de marzo se conmemoró la primera conexión a la red eléctrica de la Central Nuclear Atucha I, ocurrida en 1974. Es la primera central nuclear de América Latina, que cuenta con una potencia de 362 MW.
La energía nuclear aporta alrededor del 10 % de la electricidad del país.
Nucleoeléctrica Argentina avanza en su Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I, lo que permitirá ampliar su operación por 20 años adicionales de generación segura y confiable, se destacó.
“En la actualidad la planta se encuentra fuera de servicio para llevar adelante las tareas que permitirán modernizar sus sistemas bajo los más altos estándares tecnológicos. Esta obra estratégica para el país ya superó el 50 % de avance”, se describió.
Se estima finalizar las tareas principales hacia fines de este año, tras lo cual se iniciará el proceso de carga de combustible y puesta en marcha.
Se indicó que “el proyecto cuenta con presupuesto garantizado y avanza conforme a lo previsto”. Su entrada en operación comercial ocurriría en el segundo semestre de 2027.
Por otra parte, la Central Atucha II se encuentra realizando su revisión anual, de acuerdo con lo planificado, en tanto que la Central Embalse se encuentra en operación a plena potencia.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos, destacó la trayectoria del sector nuclear argentino y señaló: “La energía nuclear ha demostrado durante décadas su capacidad para operar con los más altos estándares de seguridad y aportar energía de base al país de manera sostenida”.
“Esa experiencia, construida a partir de años de operación, y de la ejecución de proyectos complejos y exitosos, posiciona hoy a Nucleoeléctrica en condiciones de ofrecer servicios y capacidades al sector nuclear internacional, generando nuevas oportunidades para el desarrollo de la empresa y del país”, añadió.
El gobierno nacional se ha propuesto la privatización parcial de NA-SA, empresa cuyos accionistas son el Ministerio de Economía (79 %), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20 %) y Energía Argentina (Enarsa 1 %).
Las centrales nucleares argentinas operan de manera continua durante todo el año, aportando energía de base al sistema eléctrico nacional. En 2025, permitieron abastecer a más de 2,5 millones de hogares, lo que equivale a más de 7,4 millones de personas en todo el país.
Sobre Nucleoeléctrica
Nucleoeléctrica es la empresa a cargo de la operación de las tres centrales nucleares en funcionamiento en la Argentina: Atucha I, Atucha II (Buenos Aires) y Embalse (Córdoba). También se encarga de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la operación segura y eficiente de sus instalaciones.
La producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó en febrero último los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13 % en comparación con enero. No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36 % respecto al mismo mes de 2025.
En el acumulado del primer bimestre, la producción creció 31,23 % frente a igual período del año pasado, destacó el gobierno provincial.
La variación mensual se explica principalmente por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte.
En cuanto al gas, la producción fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento de 7,14 % respecto a enero y una suba interanual de 0,18 %. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55 % en comparación con el mismo período de 2025, se indicó.
El incremento mensual en gas se vincula principalmente al desempeño de áreas como Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.
El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva. En febrero, representó el 96,92 % de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01 % en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.
Dentro de este segmento, el shale gas aportó el 80,03 % del total provincial, mientras que el tight gas representó el 9,99 %, consolidando el rol estratégico de estos recursos en el desarrollo energético de la provincia.
Los datos reflejan la continuidad en el crecimiento de la actividad hidrocarburífera, con un fuerte protagonismo del no convencional y una dinámica que se mantiene sólida a pesar de variaciones mensuales, se destacó.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, firmó un acuerdo con YPF para avanzar en un plan integral de abandono de pozos que opera en la Cuenca del Golfo San Jorge, que se desarrollará durante los próximos cuatro años, y será financiado en su totalidad por la compañía.
YPF decidió y está ejecutando su retiro de áreas Convencionales maduras en todo el país, y hacer foco principal en la explotación de yacimientos No Convencionales en Vaca Muerta.
La gobernación indicó que Vidal estuvo acompañado en el acto de firma por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el presidente de FOMICRUZ SE, Fernando Baños.
Uno de los puntos centrales del entendimiento es que “todo el programa será financiado por YPF, tanto en la provisión de equipos como en la ejecución de los trabajos vinculados al cierre de pozos y la remediación ambiental”. No se detallaron los cálculos económicos de este programa.
Equipos y tareas previstas
El plan contempla la puesta en funcionamiento de un equipo de workover, tres equipos de pulling, uno de flush by, uno de wireline y dos equipos de cementación, que estarán destinados a ejecutar las tareas en campo.
Además, incluye la resiembra de las locaciones intervenidas, como parte del proceso de recuperación ambiental, se indicó.
El acuerdo fue formalizado mediante una adenda que establece los procedimientos operativos, la certificación de tareas y los criterios técnicos de intervención, en línea con los estándares del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
Asimismo, se definió un esquema de control y seguimiento por parte de la autoridad provincial para garantizar el cumplimiento de la normativa vigente y el avance sostenido del plan.
“Con este acuerdo, el Gobierno de Santa Cruz avanza en una política orientada a dar respuesta a los pasivos ambientales de la actividad hidrocarburífera, con financiamiento asegurado y bajo criterios técnicos específicos para la Cuenca del Golfo San Jorge”, se destacó.
El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró que “actualmente el shock externo no impacta como hubiera impactado siempre porque se están haciendo las cosas bien, y si seguimos por este camino, el riesgo país va a bajar más”. En este sentido, el titular de Economía explicó que “en el largo plazo siempre permanecen los fundamentals”.
Caputo expuso en el cierre del 21º Simposio Mercado de Capitales y Finanzas Corporativas, organizado por el Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF).
Se refirió a los efectos de la situación internacional (guerra de EE.UU. e Israel contra Irán, caída de la producción y fuertes subas de los precios del petróleo y el gas), en la economía argentina, y recordó que “hace dos o tres años nuestros aliados eran Venezuela e Irán y éramos importadores de petróleo”. “Hoy estamos geopolíticamente mejor alineados (con los EE.UU. e Israel) y la economía está en orden”, añadió.
Además, el Ministro realizó un balance del Argentina Week desarrollado en los Estados Unidos (la semana pasada) al sostener que el equipo económico “fue a vender las oportunidades de inversión (en Energía y Minería) que ofrece el país y hubo un efecto súper positivo”. También, afirmó que “estamos viendo la llegada de inversiones porque el Gobierno está dando las condiciones económicas, institucionales y jurídicas para que se sepa que Argentina es creíble”.
Los bombardeos sobre ciudades e infraestructura energética que ocurren en la región del Golfo Pérsico, y el freno a la circulación de cargueros en el Estrecho de Ormuz, derivaron en un muy fuerte aumento en las cotizaciones internacionales del crudo y del gas natural licuado (GNL), insumos claves para la economía mundial.
El barril del petróleo Brent llegó a tocar el jueves 19 los U$S 119 y cerró en torno a los U$S 106, en tanto que el GNL cotiza en torno a los U$S 30 por MBTU, casi triplicando el precio que tenía hace algunas semanas. Es que los daños ocasionados contra instalaciones de producción, de procesamiento, y de embarque afectarán el abasto desde ésa región por mucho tiempo, si las cosas no empeoran. Sus efectos negativos en la economía internacional serán mas inmediatos.
En la economía argentina estan por verse. La buena noticia de mayores ingresos para los productores-exportadores locales de crudo y de gas natural, se ve contrarrestada por los mayores precios que deberán pagarse por los embarques de GNL que deben importarse para pasar el invierno.
En cuanto a los combustibles líquidos, desde YPF -la mayor operadora del mercado local- se insiste en que los precios en surtidor “no tendrán cimbronazos”, pero de hecho no pararon de subir en las últimas semanas.
A modo de referencia, y sin considerar la suba del crudo del jueves 19/3, en estaciones de servicio ubicadas en CABA, un litro de Nafta Súper de YPF se vende a $ 1.838; la Infina Nafta se paga a $ 1.984 ; el Diesel500 (común) cuesta $ 1.867, y el Infinia Diesel $ 2.076, siendo más altos fuera del AMBA. Otras fuertes marcas del mercado (AXION, SHELL, PUMA) comercializan a precios que exceden a los de YPF.
La incidencia en los costos del Transporte de todo tipo, y en los costos de Generación de energía, se observará en la inflación de marzo, a pesar del consumo interno deprimido.
En tanto, y durante la charla con el Presidente del IAEF, Pablo Miedziak, el Ministro Caputo afirmó que actualmente el país posee “opciones más baratas que salir a tomar deuda en los mercados internacionales”.
“Hoy ya tenemos financiamiento identificado para cubrir los próximos tres vencimientos de capital; el Cupón de julio de este año; y los de enero y julio del año que viene”, agregó, al tiempo en que precisó que “son más o menos U$S 9.000 millones que tienen sus fuentes identificadas”.
El Ministro remarcó que el Gobierno va “a seguir recurriendo al mercado local, a la venta de activos (estatales) y a los financiamientos alternativos, que por ahora son más baratos que el mercado internacional”. Al ser consultado por la relación con el Fondo Monetario Internacional (FMI), Caputo hizo hincapié en que “es espectacular porque se ha ganado un gran nivel de confianza”.
En otro orden, Caputo se refirió a los beneficios de permitir el ingreso de productos importados al país al asegurar que “el ganador de este modelo es la gente” y cuestionó a las regulaciones “regresivas e inmorales” impuestas por gestiones anteriores, que “perjudicaban a los que menos tienen”.
Asimismo, Caputo se refirió a Ley de Inocencia Fiscal y a la Reforma laboral al afirmar que “el Gobierno vino a bajar impuestos y regulaciones, a abrir la economía y a hacer que el sector privado invierta”. Por este motivo, explicó que “no es casualidad que hayamos mandado las dos leyes juntas; queremos mayor recaudación a través de más formalización del empleo y del ahorro para poder seguir bajando impuestos”.
La escalada en Medio Oriente sumó un nuevo capítulo con ataques directos de Irán contra infraestructura energética en distintos países del Golfo, en respuesta a los bombardeos israelíes sobre instalaciones clave de gas en su territorio.
El foco del impacto estuvo en Qatar. El complejo de Ras Laffan, el mayor hub global de gas natural licuado, sufrió daños que podrían tardar años en repararse. Desde QatarEnergy advirtieron que parte de la capacidad exportadora quedó comprometida y que no descartan declarar fuerza mayor en contratos de largo plazo.
Las estimaciones iniciales indican que hasta un 17 % de la oferta de GNL del país podría quedar fuera de mercado durante un período de entre tres y cinco años, un golpe relevante para un sistema global que ya operaba con márgenes ajustados.
El impacto no se limitó a Qatar. Arabia Saudita reportó ataques sobre refinerías, Emiratos Árabes Unidos interrumpió operaciones en instalaciones de gas, y en Kuwait se registraron incendios en complejos de refinación.
La secuencia responde directamente al ataque israelí sobre el yacimiento South Pars, el mayor campo de gas del mundo, compartido entre Irán y Qatar. Ese activo concentra entre el 70 % y el 75 % de la producción gasífera iraní y es central para su abastecimiento interno.
En los mercados, la reacción fue inmediata. El gas en Europa llegó a escalar más de 30 % intradiario, mientras que el petróleo registró subas de dos dígitos y una volatilidad poco habitual. El Brent llegó a tocar niveles cercanos a los 119 dólares por barril durante la jornada, para luego recortar y ubicarse en la zona de 108 dólares al cierre, mientras que el WTI se movió en torno a los 96 dólares.
Más allá del movimiento de precios, el cambio de fondo pasa por la naturaleza de los objetivos. La infraestructura energética dejó de ser un daño colateral y pasó a ocupar el centro de la estrategia militar. Eso introduce un nivel de riesgo distinto para la seguridad de suministro global y extiende la incertidumbre sobre la duración del shock.
Trump busca contener la escalada tras el ataque al mayor yacimiento gasífero del mundo
En paralelo a la intensificación del conflicto, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, intentó marcar un límite a la dinámica de ataques sobre activos energéticos, en particular luego del impacto sobre el megacampo South Pars.
El yacimiento, compartido con Qatar, es una pieza crítica del sistema energético regional y uno de los principales nodos de suministro de gas a nivel global. Su afectación encendió alarmas tanto por el abastecimiento como por el precedente que implica en términos de targeting.
Desde Washington señalaron que no buscan una escalada adicional sobre ese tipo de infraestructura, en un contexto donde el conflicto ya empezó a trasladarse a activos en terceros países y a tensionar el comercio energético.
La advertencia llega después de que Irán respondiera con ataques coordinados sobre instalaciones en el Golfo, ampliando el alcance geográfico del enfrentamiento y comprometiendo nodos clave de exportación de petróleo y gas.
El trasfondo es claro. La ofensiva inicial sobre South Pars no solo afectó capacidad productiva, también modificó las reglas implícitas del conflicto. A partir de ese momento, los activos energéticos pasaron a ser objetivos directos.
En este escenario, el intento de la Casa Blanca apunta a evitar una espiral que termine afectando de forma estructural la oferta global. Sin embargo, con ataques ya materializados sobre infraestructura crítica en varios países, el margen de contención aparece cada vez más limitado.
República Dominicana será la sede de la XI Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
Autoridades de 27 países debatirán sobre los desafíos estratégicos de la transición energética regional, con énfasis en la innovación tecnológica, la integración regional y la seguridad energética.
La jornada, organizada por OLACDE, junto a los ministerios de Energía y Minas, de Relaciones Exteriores, y las empresas del Estado vinculadas al sector eléctrico de República Dominicana, se realizará en octubre y contará con más de 200 panelistas y cerca de 3.000 participantes, representantes de gobiernos, del sector privado, organismos multilaterales y de la sociedad civil.
Entre las actividades destacadas figuran la LVI Reunión de Ministros de Energía, el IV Consejo Empresarial de OLACDE y sesiones técnicas sobre los principales retos del sector energético, como la expansión de energías renovables, eficiencia y seguridad energéticas frente al cambio climático.
El ministro de Energía y Minas de Dominicana, Joel Santos, anunció que el país avanza hacia su consolidación como un hub energético del Caribe, y que pondrá en marcha una Agenda Nacional de Almacenamiento Energético, clave para integrar más renovables y garantizar la estabilidad del sistema. ” República Dominicana no solo participa en la transición energética, la está liderando desde el Caribe”, dijo.
En tanto que, el secretario ejecutivo de la OLACDE, Andrés Rebolledo, resaltó que la energía se ha convertido en un eje central para el desarrollo económico, la innovación tecnológica y la seguridad energética en un contexto global marcado por grandes transformaciones.
En la XI Semana de la Energía se desarrollará una agenda de actividades paralelas que enriquecerán el diálogo multisectorial sobre los principales desafíos y oportunidades del sector. Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la tercera edición de los Premios de Excelencia Energética, que reconocen iniciativas impulsadas por actores públicos, privados, académicos y comunitarios.
República Dominicana, como país anfitrión de esta undécima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 25 % de energías renovables en su matriz eléctrica impulsada principalmente por la tecnología solar fotovoltaica. Además, promueve un marco normativo moderno en materia de eficiencia energética y ordenamiento territorial con bajas emisiones.
Los organizadores han habilitado el sitio oficial www.semanadelaenergia.olade.org, donde las personas interesadas pueden registrarse gratuitamente como participantes y conocer más detalles de la programación.
Tras una edición récord en 2025 en Buenos Aires, avanzan los preparativos para la AOG Patagonia 2026. Este año la exposición regresa a la Patagonia y se desarrollará desde el 19 hasta el 22 de octubre en Espacio DUAM de Neuquén, con la participación de principales actores de la industria energética.
Se reunirán para debatir en conjunto el presente y futuro de la actividad. Además, más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones en una superficie de 17.000 m2.
En 2024 más de 17.000 empresarios, profesionales y especialistas recorrieron los pasillos del evento en esta misma ciudad, donde accedieron a las novedades de 335 empresas. La edición 2026 ya posee el 100 % de sus espacios comercializados y la cantidad de compañías confirmadas creció ampliamente.
El encuentro contará con cuatro auditorios, la Plaza de Máquinas duplicará su superficie y se desplegarán seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo.
El crecimiento de la AOG Patagonia 2026 da cuenta de la importancia estratégica del sector energético en la región. En este sentido, el Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón expresó: “Hoy más que nunca, nuestra actividad adquiere un rol protagónico en la economía latinoamericana y mundial. Discutir el rumbo a seguir es fundamental para transformar a nuestros países en potencias energéticas”.
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, en la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 se desarrollarán además el Encuentro con los CEOS, la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG), la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la industria de Oil&Gas y un amplio cronograma de conferencias con temáticas como innovación, sustentabilidad e inclusión social.
Las inversiones, presentadas en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), conforman una nueva fase del plan integral de ampliación y expansión 2023-2028, que alcanzará una inversión total estimada de USD 650 millones.
La compañía Mega S.A. líder del mercado del midstream de NGLs argentino, presentó un proyecto de inversión por USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), destinado a ampliar de manera significativa su capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos (NGLs) asociados al petróleo y gas natural de Vaca Muerta. La iniciativa fue presentada ante el Ministerio de Economía y forma parte del plan estratégico de la compañía.
“El nuevo plan de inversiones que presentamos para su calificación en el RIGI reafirma la solidez de nuestra estrategia y el respaldo permanente de nuestros tres accionistas. Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina. Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país, a través de una operación sostenible, segura y confiable”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.
El proyecto permitirá incrementar en aproximadamente un 27% la producción total de la compañía, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta y la mayor disponibilidad de líquidos asociados al gas natural. Del volumen adicional generado, alrededor del 80% estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de GLP (propano – butano) y gasolina natural, mientras que el 20% se orientará al mercado interno, fundamentalmente en forma de etano para la industria petroquímica local.
El proyecto prevé un plan de obras de tres años de ejecución (2026–2028) que se desarrollará en cuatro provincias. La iniciativa incluye la construcción de dos nuevas plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), destinadas a incrementar la capacidad de transporte de líquidos del gas natural (NGLs) del poliducto que une la Cuenca Neuquina con Bahía Blanca. Asimismo, contempla nueva infraestructura para el acondicionamiento de gas natural y gas asociado al petróleo crudo en la Planta Separadora Loma La Lata (Neuquén) y un conjunto de adecuaciones complementarias en la Planta Fraccionadora de Bahía Blanca.
Estas obras se ajustan adecuadamente al propósito de acompañar las necesidades de crecimiento de la producción de los recursos hidrocarburíferos de la Cuenca Neuquina, acondicionamiento del gas natural para su inyección a los Sistemas de Transporte, evacuación y monetización de la producción de NGLs en crecimiento.
En términos de producción incremental, el proyecto permitirá incorporar nuevos volúmenes de líquidos del gas natural (NGLs), con una producción adicional estimada superior a 500.000 toneladas anuales, compuesta por etano, propano, butano y gasolina natural. Esta ampliación incrementará de manera significativa la disponibilidad de productos destinados a la exportación.
Una vez finalizado el ciclo de construcción, la compañía estará en condiciones de elevar su capacidad total de producción de NGLs a más de 2,5 millones de toneladas por año, consolidándose como un actor relevante en el desarrollo energético y en la oferta exportadora del país.
Durante la etapa de construcción, el proyecto tendrá además un impacto significativo en la generación de empleo, con una demanda de picos de 600 puestos de trabajo (directos e indirectos) asociados a toda la cadena de valor que brindará servicios varios y actividades de ingeniería, logística, construcción y provisión de nuevos equipos.
Mega es el único operador en la Argentina de un poliducto dedicado al transporte de líquidos de gas natural (NGLs), que conecta la Cuenca Neuquina con el polo petroquímico y el puerto de aguas profundas de Bahía Blanca. Esta infraestructura integrada permite evacuar de manera eficiente y confiable los líquidos asociados al petróleo y gas natural, asegurando un acondicionamiento óptimo para el consumo del mercado local y la exportación a diferentes países de la región y del mundo.
El proyecto de ampliación incorpora, además, un enfoque tecnológico orientado a mejorar la eficiencia operativa y a ampliar las alternativas de captación de gas y líquidos, fortaleciendo la flexibilidad del sistema y su capacidad de adaptación al crecimiento de la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta.
La presentación del proyecto en el marco del RIGI se inscribe en una estrategia de largo plazo orientada a consolidar la competitividad del midstream argentino, promover nuevas inversiones y acompañar el crecimiento sostenido del sistema energético nacional.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, consideró que “Argentina está en una zona libre de conflictos. Si sumamos seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y respaldo político, las condiciones están dadas para que esta vez sea ‘sí’”. “Cuando salimos al mundo a buscar inversiones es importante que el mundo nos vea consolidados”, añadió.
“Hoy se da una sinergia entre industria, Estados nacional y provinciales, y el contexto energético mundial nos posiciona en un lugar preferencial”, sostuvo Figueroa en declaraciones que reprodujo un comunicado de la Gobernación.
Fueron formuladas durante su participación en el encuentro Vaca Muerta Insights 2026, en la ciudad de Neuquén, oportunidad en la cual Figueroa afirmó que “tenemos muy en claro la hoja de ruta que debemos seguir, y esa hoja de ruta implica ordenar el desarrollo del sector energético con una visión de largo plazo, articulando el trabajo entre el Estado y la industria”.
“La próxima etapa de los hidrocarburos va a ser la gran oportunidad de la Argentina”, agregó, y manifestó que el camino es acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, avanzar en el GNL y consolidar a la Argentina como un proveedor confiable de energía en el mundo.
“Ese crecimiento, señaló Figueroa, debe tener impacto directo en la gente, a través de la generación de empleo, desarrollo local y mejores condiciones de vida”. “Nuestro objetivo es que el neuquino viva mejor, y para eso necesitamos que a la industria le vaya bien”, señaló e indicó: “Somos socios, con distintos objetivos, pero socios al fin”.
El gobernador anunció que para agosto la provincia del Neuquén prevé licitar nuevas áreas hidrocarburíferas. “Están muy medidas por GyP (la empresa provincial) y eso es lo que generó tanto interés en Nueva York de varios inversores (durante la Argentina Week) para poder participar de esas licitaciones”, explicó.
Figueroa informó además que se está trabajando con el gobierno nacional para “ver si podemos lograr que los derechos de importación de los bienes de capital sea cero”.
“Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina”, de reciente aparición es el libro escrito por Jorge Augusto Sapag, ex Gobernador de la Provincia de Neuquén, en el que reconstruye el itinerario de la transformación del yacimiento de clase mundial y donde analiza los desafíos políticos, económicos y tecnológicos que acompañaron cada etapa del proceso del que ha sido, a su tiempo, protagonista y testigo.
Pionero en ingresar y aprobar en Neuquén y en Argentina el sistema de producción de hidrocarburos con técnicas no convencionales, el autor examina con minuciosidad y genuina pasión los factores que hicieron posible el desarrollo de Vaca Muerta, los obstáculos estructurales que debió superar y las decisiones estratégicas que marcaron su consolidación, aportando una mirada tanto técnica como política.
“Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión y el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío. Irónicamente, ha llegado a convertirse hoy en una herramienta central para encauzar la economía argentina, generar divisas y asegurar estabilidad”, asegura Sapag en la introducción del libro.
El autor, nacido en Zapala, Neuquén, en 1951, abogado egresado de a UCA y especializado en Producción, Minería, Derecho Administrativo y Consultoría Empresarial remarca que “su riqueza se mostrará con plenitud si se toman las decisiones acertadas en el presente y el futuro. De estos aciertos dependerá que la riqueza derrame en desarrollo económico inclusivo y sustentable sobre Neuquén y toda la República”.
En el prólogo del libro, Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group, afirma que la escala de producción y reservas de Vaca Muerta “nos genera nuevos desafíos, pero también oportunidades, especialmente en un contexto de transición energética global. Vaca Muerta es una realidad. Pero si algo nos enseña este libro es que esta realidad debe seguir construyéndose todos los días con esfuerzo, creatividad y una justa medida de osadía”.
En los distintos capítulos del libro, se repasan aspectos administrativos, regulatorios, comerciales y técnicos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta, y sobre todo las experiencias humanas, los esfuerzos y logros de las personas involucradas en la tarea que logró cambiar la matriz energética de la Argentina.
“Vaca Muerta. Tesoro y Faro para la Argentina”, despliega uno de los mejores escenarios de reflexión y diálogo sobre el futuro energético, la soberanía nacional, la viabilidad económica y el desarrollo sostenible de la promisora producción de hidrocarburos en nuestro privilegiado territorio. Un escenario crucial en las encrucijadas del presente.
En la expresión de Jorge Augusto Sapag la intención de la publicación es “que estos relatos aporten conocimiento, anhelos, experiencias y normas; que sirvan para desbaratar relatos erróneos y para compartir la historia vívida de Vaca Muerta y de mi querida provincia”
El libro fue editado por Sidera y está disponible en las principales librerías del país pudiendo adquirirse de manera on line a través de www.librum.com.ar
Vaca Muerta
“Actualmente, detalla el libro, es habitual comparar a Vaca Muerta con la cuenca de Permian, la formación con mayor actividad en Estados Unidos, considerada la meca de la explotación no convencional. Vaca Muerta y otros yacimientos no convencionales como Molles, convierten a la provincia de Neuquén en la segunda reserva más grande de gas no convencional después de China y la cuarta reserva más grande de petróleo no convencional a nivel mundial, detrás de Rusia, Estados Unidos y China”.
En materia de gestión la publicación remarca que “la provincia de Neuquén, desde 2013 hasta 2025, período comprendido por la gestión de tres gobernadores, ha otorgado 51 concesiones de desarrollo de no convencional, que cubren 11.000 de los 30.000 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta y tienen un compromiso de inversión del orden de los 215.000 millones de dólares, la cifra más importante de la historia argentina comprometida en una sola provincia”.
Con el objetivo de acompañar el desarrollo energético en la formación Vaca Muerta (Neuquén) se inauguraron el lunes 16/3 el Instituto Vaca Muerta, para la capacitación técnica de jóvenes con vistas a su inserción en la actividad petrolera en la región, y en forma casi simultánea el Parque Industrial Vaca Muerta, espacio diseñado para albergar empresas proveedoras del sector hidrocarburífero.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, inauguró en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén, el Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) junto a los gobernadores de Neuquén y Río Negro, el intendente de la ciudad, el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, y la ministra de Capital Humano de la Nación.
También, estuvieron presentes directivos de las empresas operadoras y de servicios que forman parte de iniciativa para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo energético del país. Durante el acto, Marín se refirió al rol clave de la educación para lograr el desarrollo de Vaca Muerta: “No hay crecimiento si no hay educación. No hay crecimiento si nosotros no trabajamos para darle las oportunidades a todas las personas”, añadió.
El nuevo edificio comprende 2.625 m² con cuatro salas de simuladores, laboratorios de química aplicada y de automatización/PLC, talleres mecánico y eléctrico, ocho aulas y un auditorio para 100 personas.
La oferta académica incluye siete trayectos esenciales para el Upstream: Perforación, Fractura, Instrumentos, Producción, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico y Seguridad Operativa en Yacimiento, con cursos de 4 meses. El pozo escuela de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán realizar maniobras críticas en condiciones operativas reales, es el único del país y uno de los pocos en la región y va a permitir reducir la curva de aprendizaje.
Para la primera camada de estudiantes se anotaron más de 17.000 personas y se estima capacitar entre 2.000 y 3.000 trabajadores por año. Marín señaló que “la industria energética tiene la obligación generacional de desarrollar Vaca Muerta y para eso necesitamos educación”.
El parque industrial
Ubicado sobre la Ruta Provincial 17, kilómetro 5, en la localidad de Añelo, el parque industrial se presenta como una respuesta concreta a la creciente demanda de infraestructura logística e industrial del sector energético que desarrolla actividades en el reservorio No Convencional. Está ubicado a solo 5 minutos de Loma Campana.
El desarrollo está a cargo de ZLT, una empresa con base en Rosario especializada en el gestión y administración de negocios en distintos puntos del país. La iniciativa que se construye con mano de obra 100 % neuquina, cuenta además con el acompañamiento de Grupo Flecha Bus, Grupo Corven, La Segunda Seguros, Andreu, MBC, Qala Desarrollos, Soldini Stock, Avalian, Grupo Beraldi y Las Taperitas, socios estratégicos que respaldan el proyecto.
Gino Zavanella, director de ZLT, destacó que “el parque industrial está destinado a las distintas empresas que tienen que hacer pie en Vaca Muerta y acoplarse a la cadena de valor de la industria, ya sea porque ya están trabajando o porque quieran desembarcar”.
El Parque Industrial Vaca Muerta fue concebido a partir de un masterplan de 35 hectáreas, con infraestructura preparada para el desarrollo industrial y logístico. El proyecto contempla 106 lotes industriales, con superficies que van desde 1.350 metros cuadrados hasta 27.000 metros cuadrados.
En total, 24 hectáreas están destinadas específicamente al desarrollo de lotes, mientras que el resto corresponde a infraestructura, circulación y servicios comunes.
Los precios del crudo aflojaron este lunes, en una rueda marcada por señales de distensión parcial en uno de los puntos más sensibles del mercado energético global: el estrecho de Ormuz. Declaraciones desde Washington y la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas ayudaron a recortar parte de las subas acumuladas en las últimas semanas.
El Brent cayó 1,4% y se ubicó en US$101,68 dólares por barril, mientras que el WTI retrocedió 4% hasta los US$94,76. La corrección llega después de un rally fuerte: ambos benchmarks habían escalado a máximos desde 2022 y acumulan subas superiores al 40% desde el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero.
Uno de los factores que moderó los precios fue el mensaje del Tesoro estadounidense. Washington señaló que, por ahora, no objetará el tránsito de ciertos buques iraníes, indios y chinos a través del estrecho de Ormuz. La definición introduce un matiz relevante en medio del conflicto, porque reduce el riesgo inmediato de un bloqueo total en una vía por la que circula cerca de un quinto del suministro mundial de petróleo y gas natural licuado.
En paralelo, se mantienen negociaciones indirectas para sostener la navegación comercial. Irán solicitó a India la liberación de tres petroleros retenidos en febrero, en el marco de conversaciones más amplias para garantizar el paso seguro de buques vinculados al comercio indio.
Sin embargo, el frente geopolítico sigue lejos de estabilizarse. Aliados de Estados Unidos descartaron, por el momento, desplegar fuerzas navales para asegurar el tránsito en la zona, pese a los pedidos de la Casa Blanca. Desde Europa, la postura es más ambigua: si bien no hay respaldo a la ofensiva militar contra Irán, algunos gobiernos dejan abierta la puerta a futuras acciones para resguardar la libertad de navegación.
En este contexto, la política energética vuelve a jugar un rol central. Gobiernos de países consumidores buscan amortiguar el impacto del encarecimiento del crudo sobre la inflación y la actividad económica. La IEA (agencia internacional de energia) dejó abierta la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas. Según su director ejecutivo, incluso después del mayor uso coordinado de stocks de la historia, todavía quedarían más de 1.400 millones de barriles disponibles.
De hecho, ya está en marcha una inyección significativa. Más de 400 millones de barriles comenzarán a volcarse al mercado en las próximas semanas, en un intento por contener la volatilidad de los precios.
En el terreno militar, las perspectivas tampoco ayudan a despejar incertidumbre. Israel anticipó que sus operaciones podrían extenderse al menos tres semanas más, mientras continúan los ataques sobre infraestructura iraní. Desde Washington, estiman que el conflicto podría resolverse en un plazo similar, con una eventual normalización de la oferta energética.
La escalada incluyó amenazas sobre la isla de Kharg, clave para las exportaciones iraníes, y nuevos episodios de represalias. A esto se suman disrupciones concretas en la logística regional. ADNOC suspendió cargas de crudo en Emiratos Árabes Unidos tras un ataque con drones que provocó incendios en una terminal estratégica.
En Fujairah, uno de los principales hubs fuera del estrecho de Ormuz, las operaciones comenzaron a reactivarse parcialmente. Dos de los tres puntos de carga ya están operativos. Desde allí se despacha alrededor de 1 millón de barriles diarios de crudo Murban, un volumen que representa cerca del 1% de la demanda global.
El mercado, por ahora, se mueve entre señales cruzadas. Por un lado, la continuidad del conflicto mantiene el riesgo geopolítico elevado. Por otro, las medidas para sostener el flujo de crudo y el uso de reservas estratégicas actúan como un freno a nuevas subas abruptas. El equilibrio es frágil y depende, en buena medida, de lo que ocurra en Ormuz en las próximas semanas.
Los precios del crudo aflojaron este lunes, en una rueda marcada por señales de distensión parcial en uno de los puntos más sensibles del mercado energético global: el estrecho de Ormuz. Declaraciones desde Washington y la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas ayudaron a recortar parte de las subas acumuladas en las últimas semanas.
El Brent cayó 1,4% y se ubicó en US$101,68 dólares por barril, mientras que el WTI retrocedió 4% hasta los US$94,76. La corrección llega después de un rally fuerte: ambos benchmarks habían escalado a máximos desde 2022 y acumulan subas superiores al 40% desde el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero.
Uno de los factores que moderó los precios fue el mensaje del Tesoro estadounidense. Washington señaló que, por ahora, no objetará el tránsito de ciertos buques iraníes, indios y chinos a través del estrecho de Ormuz. La definición introduce un matiz relevante en medio del conflicto, porque reduce el riesgo inmediato de un bloqueo total en una vía por la que circula cerca de un quinto del suministro mundial de petróleo y gas natural licuado.
En paralelo, se mantienen negociaciones indirectas para sostener la navegación comercial. Irán solicitó a India la liberación de tres petroleros retenidos en febrero, en el marco de conversaciones más amplias para garantizar el paso seguro de buques vinculados al comercio indio.
Sin embargo, el frente geopolítico sigue lejos de estabilizarse. Aliados de Estados Unidos descartaron, por el momento, desplegar fuerzas navales para asegurar el tránsito en la zona, pese a los pedidos de la Casa Blanca. Desde Europa, la postura es más ambigua: si bien no hay respaldo a la ofensiva militar contra Irán, algunos gobiernos dejan abierta la puerta a futuras acciones para resguardar la libertad de navegación.
En este contexto, la política energética vuelve a jugar un rol central. Gobiernos de países consumidores buscan amortiguar el impacto del encarecimiento del crudo sobre la inflación y la actividad económica. La IEA (agencia internacional de energia) dejó abierta la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas. Según su director ejecutivo, incluso después del mayor uso coordinado de stocks de la historia, todavía quedarían más de 1.400 millones de barriles disponibles.
De hecho, ya está en marcha una inyección significativa. Más de 400 millones de barriles comenzarán a volcarse al mercado en las próximas semanas, en un intento por contener la volatilidad de los precios.
En el terreno militar, las perspectivas tampoco ayudan a despejar incertidumbre. Israel anticipó que sus operaciones podrían extenderse al menos tres semanas más, mientras continúan los ataques sobre infraestructura iraní. Desde Washington, estiman que el conflicto podría resolverse en un plazo similar, con una eventual normalización de la oferta energética.
La escalada incluyó amenazas sobre la isla de Kharg, clave para las exportaciones iraníes, y nuevos episodios de represalias. A esto se suman disrupciones concretas en la logística regional. ADNOC suspendió cargas de crudo en Emiratos Árabes Unidos tras un ataque con drones que provocó incendios en una terminal estratégica.
En Fujairah, uno de los principales hubs fuera del estrecho de Ormuz, las operaciones comenzaron a reactivarse parcialmente. Dos de los tres puntos de carga ya están operativos. Desde allí se despacha alrededor de 1 millón de barriles diarios de crudo Murban, un volumen que representa cerca del 1% de la demanda global.
El mercado, por ahora, se mueve entre señales cruzadas. Por un lado, la continuidad del conflicto mantiene el riesgo geopolítico elevado. Por otro, las medidas para sostener el flujo de crudo y el uso de reservas estratégicas actúan como un freno a nuevas subas abruptas. El equilibrio es frágil y depende, en buena medida, de lo que ocurra en Ormuz en las próximas semanas.
