La nueva plataforma permite consultar, en un solo lugar y con datos oficiales, el detalle de los proyectos aprobados, las cifras generales de los que se encuentran en evaluación, el monto total de inversión comprometida y los empleos directos e indirectos asociados.

El Ministerio de Economía puso a disposición del público una nueva página web con la información oficial y actualizada sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La herramienta centraliza, de manera clara y accesible, el estado de avance del régimen y permite que cualquier ciudadano, inversor o medio de comunicación consulte los datos.

En el caso de los proyectos aprobados por resolución publicada en el Boletín Oficial, la plataforma ofrece información detallada de cada iniciativa: a través de un mapa interactivo de la Argentina es posible identificar la provincia en la que se localiza cada proyecto, acceder a su descripción y conocer al titular responsable, junto con la cantidad de proyectos, el monto de inversión y los empleos directos e indirectos asociados.

Para los proyectos en evaluación, se publican las cifras generales: la cantidad de proyectos, el monto total de inversión comprometida y los empleos directos e indirectos estimados.

Proyectos aprobados por resolución

• 16 proyectos
• U$S 29.892 millones de inversión
• 54.495 empleos directos e indirectos

Proyectos en evaluación
– 25 proyectos
– U$S 111.037 millones de inversión
– 142.168 empleos directos e indirectos

De esta manera, entre proyectos aprobados y en evaluación, el RIGI ya moviliza un universo de 41 iniciativas que representan inversiones por más de U$S 140.000 millones y el potencial de generar cerca de 197.000 empleos directos e indirectos en sectores estratégicos como energía, petróleo y gas, minería, infraestructura y energías renovables.

Con la puesta en línea de esta plataforma, toda la información sobre el avance del RIGI queda disponible en un mismo lugar y al alcance de cualquier interesado, en línea con las reglas claras y estables que constituyen una de sus principales fortalezas para atraer grandes inversiones, incrementar las exportaciones y generar empleo.

Con esta herramienta, el Ministerio de Economía reafirma su compromiso de poner a disposición de la ciudadanía información oficial, verificable y actualizada sobre el avance de las inversiones que se concretan en todo el territorio nacional, se indicó.

La nueva web puede consultarse en link.

YPF inauguró en la provincia de Salta la primera estación Refiplus Energía YPF, un nuevo formato dentro de su red que propone una experiencia de carga más rápida, simple y confiable, con todo el respaldo de la compañía.

Refiplus nace como una versión enfocada en lo esencial, diseñada para quienes buscan optimizar su tiempo. El formato combina eficiencia operativa y autodespacho con una red confiable, permitiendo una circulación fluida desde el ingreso hasta la salida de la estación.

El acto contó con la presencia del gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, quien junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones y participó del descubrimiento de la marca Refiplus en la estación ubicada sobre Avenida Hipólito Yrigoyen, en la capital provincial.

“Refiplus es una propuesta pensada para lo que hoy valora el cliente: resolver la carga de forma ágil, sin resignar calidad. Es simple, eficiente y con el respaldo de YPF en cada litro”, señaló Marín.

Refiplus es una experiencia simple, con el respaldo de YPF

• Carga ágil y flexible, con combinación de islas asistidas y autodespacho.
• Combustibles y lubricantes de calidad YPF, garantizados en toda la red.
• Gestión simple y eficiente, orientada a reducir tiempos en cada visita.
• Integración con App YPF, para pago y vínculo con el cliente.
  Además, las estaciones Refiplus Energía YPF mantienen una propuesta de servicios esenciales, con opciones de conveniencia adaptadas a cada plaza y gestión operativa simplificada.
• Refiplus Energía YPF forma parte de la estrategia de la compañía de evolucionar su red con distintos formatos que respondan a las necesidades de los clientes en todo el país. En este marco, la compañía impulsa la transformación de estaciones existentes hacia este nuevo modelo, consolidando una propuesta más ágil y funcional en mercados clave.

La Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) mantuvo un encuentro con la ministra de Seguridad de la Nación, Alejandra Monteoliva, con el objetivo de avanzar en una agenda de trabajo conjunta orientada a fortalecer la prevención, la coordinación institucional y la seguridad en todo el territorio nacional.

La reunión se desarrolló en el marco del encuentro mensual de la entidad y contó con la participación de representantes de cámaras y federaciones de todo el país.

El presidente de CECHA, Isabelino Rodríguez, destacó la importancia de fortalecer los espacios de diálogo y cooperación entre el sector privado y el Estado. “Es fundamental construir ámbitos de trabajo que nos permitan intercambiar experiencias, identificar desafíos y avanzar en soluciones concretas para nuestros trabajadores, clientes y comunidades”, señaló.

Por su parte, la ministra Alejandra Monteoliva repasó las principales líneas de acción que lleva adelante el Ministerio de Seguridad en las distintas regiones del país y remarcó la importancia de mantener canales de diálogo permanentes con los diferentes sectores productivos para construir respuestas coordinadas y adaptadas a cada realidad regional.

La iniciativa busca consolidar una agenda de cooperación sostenida en el tiempo, promoviendo el trabajo conjunto entre el sector público y privado para contribuir al desarrollo de entornos más seguros en todo el país.

La secretaria de Energía, María Tettamanti, se refirió al abastecimiento de gas natural en éste invierno señalando que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado. Tenemos la misma o mayor capacidad de producción, la misma capacidad de transporte, y al menos la misma cantidad de barcos (cargamentos) de GNL para regasificar. Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización, y creemos que es posible una comercialización privada”.

Tettamanti sostuvo que “Necesitamos un sector energético eficiente, eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado (industrias) toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”. “El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas, tiene que salir a jugar”, agregó .

Acerca de eventuales cortes en el suministro en situaciones de alta demanda residencial (prioritaria a satisfacer) la Secretaria refirió que “las licenciatarias de transporte y distribución tienen claro sus derechos y obligaciones, y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden”.

En lo que respecta al GNL, la funcionaria sostuvo que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas al mercado. El sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular”.

Con respecto a los precios del gas, Tettamanti sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra de gas y contractualizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.

“Lo que nosotros (la S.E.) tenemos que hacer, para garantizar que el gas abastezca el mercado local, es que los consumidores locales lo contraten. El sector privado, que es el que demanda gas, se tiene que mover, planificar y contractualizar la compra y el precio debe surgir de la competencia, no ser fijado por el Estado”.

Asimismo consideró que “las distribuidoras ya tienen las reglas claras, entonces pueden planificar a futuro y empezar a pensar no solo cómo abastecer su demanda prioritaria, sino en cómo hacer negocios con la Industria.

En declaraciones que formuló en el marco del “Midstream & Gas Day” (EconoJournal) Tettamanti consideró que “si algún sector industrial esta complicado (en sus costos) en esta transición económica no es culpa de la energía. La energía en este país es muy competitiva, y el incremento de costos de la energía por la guerra se dió en todos los países”.

En lo que respecta al GNC, Tettamanti describió que “el contrato de aprovisionamiento de GNC fue siempre interrumpible, es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar”.

“Si las estaciones de GNC o las industrias no quieren interrupciones, que empiecen a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más gas en firme en los inviernos que viene”, remarcó.

En otro orden, Tettamanti destacó la decisión del gobierno respecto del esquema de facturación del consumo de gas a lo largo del año, señalando que “para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias (de mayor consumo en invierno) se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”.

Mediante el Decreto 437/2026 el gobierno aceptó la renuncia, a partir del 1° de junio de 2026, presentada por Néstor Marcelo Lamboglia al cargo de Presidente del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE).

Se trata del poco menos que flamante organismo regulador que reemplazó a los dos entes reguladores (del Gas, y de la Electricidad) preexistentes desde la década del 90.

Su conformación requirió de un Concurso y evaluación técnica de postulantes, algunos de los cuales formaban parte de los entes desaparecidos.

A poco de iniciada la gestión del nuevo Ente trascendieron situaciones de conflictos internos por cuestiones que el gobierno (Ministerio de Economía – Secretaría de Energía) no confirmó, ni desmintió, y que habrían derivado en la renuncia de Lamboglia.

Ahora, Energía deberá encarar un nuevo procedimiento de selección para reemplazarlo en el Organismo, que está operando con cuatro sobre un total de cinco miembros, y a cargo provisoriamente de su vicepresidente Vicente Serra.

Completan el Directorio Griselda Lambertini (Vocal Primera), Héctor Sergio Falzone (Vocal Segundo), y Marcelo Nachón (Vocal Tercero).

Como organismo descentralizado actuante en el ámbito de la Secretaría de Energía, el ENRGE es el encargado de fiscalizar y controlar los servicios de generación, transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica en el país.

H&P y GeoPark suscribieron un acuerdo por tres años para desplegar un equipo FlexRig® con tecnología integrada, junto con servicios asociados de perforación, en la formación Vaca Muerta, Argentina. Bajo este acuerdo, H&P apoyará la campaña de perforación en factoría de pozos horizontales de GeoPark en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, cuyas operaciones están previstas para iniciar a finales de 2026. El equipo operará sobre la avanzada plataforma tecnológica de perforación de H&P, diseñada para impulsar la eficiencia, la consistencia y el desempeño a lo largo del programa.

Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó: “Vaca Muerta es un eje central en la estrategia de GeoPark para retomar la senda del crecimiento, y estamos avanzando decisivamente para cumplir nuestro plan. Tras iniciar con éxito las operaciones no convencionales en octubre de 2025 y empezar la perforación en marzo, ahora aseguramos un equipo dedicado y de alta tecnología que respaldará nuestra campaña de ‘factory drilling’ durante los próximos tres años. Este hito es clave para el plan de inversión que presentamos en nuestra solicitud de adhesión al RIGI y refleja el avance disciplinado que estamos logrando en estos activos de clase mundial”.

Mike Lennox, vicepresidente ejecutivo de Operaciones Terrestres del Hemisferio Occidental de H&P, señaló: “Argentina continúa siendo una región de crecimiento significativo dentro de nuestro portafolio global, y esta alianza con GeoPark refleja ese impulso. A medida que GeoPark avanza en el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta con una visión estratégica de largo plazo, nos enorgullece aportar la experiencia, la tecnología y los equipos de perforación necesarios para contribuir al logro de esos objetivos”.

Este acuerdo representa un hito significativo para ambas compañías. Para GeoPark, marca el despliegue de su primer equipo de perforación dedicado en Argentina, en línea con el desarrollo de sus activos no convencionales. Para H&P, el acuerdo amplía su número de equipos activos en Argentina, reforzando su creciente presencia operativa en una de las cuencas shale más dinámicas del mundo y profundizando su compromiso con los operadores que la están desarrollando.

La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 130/2026 ya oficializada, que la actual concesionaria Hidroeléctrica Futaleufú S.A. (a cargo del Sistema Hidroeléctrico Futaleufú) continuará operando dicho Complejo en tanto remita a la Secretaría, dentro de los próximos 7 días corridos, la Carta de Adhesión correspondiente (Anexo I) de la R-130.

Una vez remitida la carta de adhesión antes referida, la Concesionaria continuará operando la Central “como fecha máxima hasta el 15 de diciembre de 2026 inclusive, o bien hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional”, para su privatización, en cuyo caso el plazo se podrá reducir a 90 días corridos, lo que ocurra primero.

La R-130/2026 de la S.E. estableció además que la concesionaria “ALUAR Aluminio Argentino S.A.I.C. continuará operando bajo las condiciones establecidas (en el Acta Acuerdo de junio de 1994 y sus modificatorias, para lo cual deberá prestar la conformidad”.

Dicha conformidad deberá ser presentada ante la Secretaría dentro del plazo de 5 días corridos de la entrada en vigencia de la R-130.

La central hidroeléctrica del complejo se encuentra sobre la margen derecha del Río Futaleufú (Río Grande en Mapuche), está equipada con 4 turbinas tipo Francis de eje vertical de 140 MW cada una, para una potencia instalada total de 560 MW.

La energía se transporta desde Futaleufú a Puerto Madryn por medio de dos líneas de alta tensión de 330 kV con una longitud de 550 km, cruzando las mesetas patagónicas de oeste a este, desde la cordillera, hasta la costa atlántica.

Fue construida por el Estado nacional entre 1971 y 1976 con el objetivo principal de proveer electricidad a la planta de producción de aluminio ALUAR, de Puerto Madryn.

Cabe referir que la Resolución 74/1995 del ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos convocó al concurso público nacional e internacional para la venta del 98 % del paquete accionario de la hidroeléctrica, cuya adjudicación por treinta años fue formalizada por el Decreto 799/1995, en favor de ALUAR (Aluminio Argentino S.A.I.C.)

Ahora se establece que en caso de no efectuarse la adhesión referida en la R-130 la Concesionaria estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 90 días corridos, con el fin de que el Estado Nacional “adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio”, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del Contrato de Concesión iniciado el 15 de junio de 1995 (y que incluye una prórroga de hasta 12 meses desde su conclusión).

La resolución firmada por María Tettamanti puntualiza que “Si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando el complejo hidroeléctrico, quedará sujeta a las siguientes condiciones”:

. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a U$S 1.500.000. La garantía podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.

. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Estado Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria.

. Se deberá continuar abonando el esquema de regalías para la Provincia del CHUBUT, o del que a futuro se acuerde entre esta Secretaría y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda.

. Con una frecuencia trimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.

. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento.

. Se establece la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (de la S.E.) en su calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Futaleufú.

En los considerandos de la R-130 se ratifica que “es intención del Estado Nacional volver a licitar la concesión del Sistema Hidroeléctrico Futaleufú bajo un proceso competitivo nacional e internacional.

La Central Hidroeléctrica Futaleufú constituye un activo estratégico para el sistema energético nacional, contribuyendo a la diversificación de la matriz eléctrica y al fortalecimiento de la confiabilidad operativa del SADI, por lo que resulta necesario adoptar medidas que aseguren la continuidad de su operación sin interrupciones al concluir la concesión vigente, puntualizó la Secretaría.

Al respecto, refirió que “los procesos de licitación emprendidos por el Estado Nacional suelen revestir una notable extensión y complejidad que requiere, entre otras cuestiones, la elaboración de los pliegos de bases y condiciones correspondientes, la definición de las normas de manejo de aguas aplicables, la identificación de las inversiones obligatorias que deberán realizar los nuevos concesionarios con el objetivo de extender la vida útil de los activos de los complejos hidroeléctricos, el replanteo del perímetro de concesión, y la elaboración de los manuales de protección del ambiente y seguridad de presas”.

En el marco de su compromiso con la salud pública de la Provincia del Neuquén, Pluspetrol acordó un aporte de fondos al Ministerio de Salud para implementar el Plan de Telemedicina que cubrirá todo el territorio provincial, mediante la provisión de equipamiento especializado a diferentes centros de salud. Se priorizará especialmente aquellos lugares más alejados donde la presencia de profesionales médicos es más complicada, de manera de facilitar el acceso de la población a consultas médicas de manera rápida y segura.

El nuevo plan permitirá fortalecer el sistema público de salud, ampliando el acceso a consultas médicas especializadas facilitando la realización de diagnósticos a un segmento de la población que se encuentra en lugares remotos de la provincia.

El Plan de Telemedicina contará con equipamiento simple y de fácil manejo, administrado por personal de salud no médico, que permitirá realizar consultas a distancia con profesionales médicos sin necesidad de trasladarse, en una primera instancia, a centros de mayor complejidad. Además, el equipamiento será portátil, lo que facilitará la atención en locaciones fuera de los propios Puestos Sanitarios. Todos los establecimientos cuentan con conexión a internet, elemento clave para el funcionamiento del sistema y la comunicación con los médicos de referencia.

Esta articulación fue formalizada por el Ministro de Salud de la Provincia del Neuquén, Martín Regueiro y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, en Casa de Gobierno. “Estamos muy contentos de continuar apoyando proyectos que generan un impacto positivo y concreto en la salud de los neuquinos y de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, afirmó Escuder.

Este proyecto forma parte de la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, que prevé una inversión de USD 4.5 millones en la Provincia del Neuquén durante 2026. Los fondos estará destinados a diversos proyectos estructurados en tres ejes estratégicos: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así la actividad de Pluspetrol como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

YPF llevó adelante dos nuevas jornadas de la Academia de Proveedores en Neuquén y Río Negro,
consolidando una agenda de trabajo orientada a fortalecer el entramado productivo local y acompañar el
crecimiento de su cadena de valor.

Las actividades contaron con la participación de más de 160 representantes de empresas de ambas provincias y fueron organizadas en conjunto con la Secretaría de Industria de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente.

Ambos encuentros formaron parte del módulo “Mundo YPF” y convocaron a empresas previamente registradas en la Academia de Proveedores, con el objetivo de brindar una visión integral del funcionamiento de la compañía y de las oportunidades que se proyectan a futuro.

Durante la primera parte de la jornada se presentaron los principales proyectos de YPF y la proyección de la demanda para los próximos cinco años, con foco en iniciativas estratégicas como Argentina LNG. En la segunda parte, se abordó en detalle el ciclo de vida de un proveedor dentro de la compañía, incluyendo los procesos de alta, calificación, licitación, desarrollo de proveedores y el programa de compliance para terceros.

Además, se dedicó un espacio a instancias de networking, con el objetivo de fortalecer los vínculos entre empresas y fomentar la colaboración dentro de la industria. Estas dinámicas buscan ampliar las oportunidades de negocio, promoviendo una mayor articulación entre proveedores más allá de su vínculo directo con la compañía.

En territorios como Río Negro y Neuquén, donde el desarrollo de proyectos energéticos tendrá un fuerte crecimiento en los próximos años, este tipo de iniciativas resulta clave. La expansión de la actividad demandará proveedores cada vez más capacitados, con estándares alineados a una industria en transformación. La Academia de Proveedores permite anticipar esa demanda, fortalecer capacidades locales y generar condiciones para que las empresas de la región puedan integrarse de manera
competitiva a la cadena de valor, potenciando el empleo y el desarrollo económico.

WWW.YPF.C

La alianza OPEP+ aprobó el domingo 7 de junio un nuevo aumento de sus cuotas de producción: 188.000 bbl/d adicionales con vigencia desde julio, el cuarto ajuste mensual consecutivo desde abril de 2026. La decisión fue adoptada por siete países en reunión: Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán.
En su comunicado oficial, los siete productores encuadraron la medida como “un ajuste voluntario” orientado a “apoyar la estabilidad del mercado petrolero.” Con este último movimiento, los siete estados habrán elevado sus objetivos de bombeo en unos 800.000 bbl/d desde abril, reduciendo así parte del recorte voluntario de 1,65 millones de bbl/d que aplicaron en 2023 para sostener los precios cuando el mercado mostraba señales de debilidad.

Una cuota que no llega a los mercados

El punto que concentra la atención de los analistas no está en lo que la OPEP+ anuncia, sino en lo que efectivamente puede exportar. El cierre del estrecho de Ormuz, por donde transitaba cerca del 20% del petróleo y gas comercializado en el mundo, ha reducido drásticamente las exportaciones de varios de los principales productores de la alianza, como consecuencia directa del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán.
El impacto productivo resultó severo. La producción total de la OPEP+ cayó cerca de diez millones de bbl/d entre febrero y abril, una contracción que equivale aproximadamente a la cuarta parte del suministro previo al conflicto. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estima que cerca de 14 millones de bbl/d permanecen fuera del mercado por los problemas logísticos derivados del conflicto.

En ese contexto, la decisión del domingo no debería tener impacto sobre el precio del barril en la apertura de los mercados, que seguirán más influenciados por la evolución de la guerra en Oriente Medio. La medida resulta “más una señal política que un verdadero impulso a la oferta.”
A esa lectura se suma otro dato estructural: la capacidad de la alianza para influir en el mercado resulta cada vez más limitada debido a las restricciones logísticas, la caída de la producción efectiva y la salida de Emiratos Árabes Unidos, uno de los países con mayor capacidad para aumentar rápidamente su bombeo. Los Emiratos abandonaron la organización el 1° de mayo pasado.

Brent cerca de US$ 97, con alta volatilidad

El barril de crudo Brent cotiza hoy, 8 de junio, a US$ 97,33, con una suba de US$ 4,24 en el día. El rango de las últimas 52 semanas oscila entre US$ 58,72 y US$ 126,41, lo que refleja la extrema volatilidad que generó el conflicto en Oriente Medio sobre los mercados de crudo. Los precios del crudo continúan elevados pese al aumento de las cuotas, precisamente porque la oferta real sigue siendo restringida. La ecuación argentina: precios altos, producción récord
Para Argentina, la paradoja de la OPEP+ resulta favorable. El país no forma parte de la alianza ni está sujeto a sus cuotas, y al mismo tiempo se beneficia de los precios altos que el bloqueo de Ormuz sostiene.

La guerra en Medio Oriente y la volatilidad global del petróleo revalorizaron el potencial de regiones consideradas políticamente estables para el suministro energético internacional, entre ellas la Argentina. En ese marco, en el primer trimestre de 2026 las exportaciones energéticas totalizaron US$ 2.837 millones, mientras que las importaciones cayeron 35,7%, hasta US$ 432 millones, lo que generó un superávit histórico. En marzo, el saldo positivo del sector alcanzó US$ 1.090 millones, la mayor marca para un mes individual desde que se tiene registro.

La producción de Vaca Muerta también acompaña esa tendencia. Un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario proyecta que la producción de petróleo crecerá 16% en 2026, y el gas no convencional continúa creciendo mientras el convencional retrocede. Los breakeven promedio en Vaca Muerta se ubican en torno a los US$ 40-45 por barril, margen que con el Brent cerca de los US$ 97 garantiza rentabilidad holgada para los operadores activos en la cuenca.

Los intercambios de fuego del fin de semana entre Tel Aviv y Teherán descartaron cualquier expectativa de distensión y revirtieron las caídas del viernes.
Los precios internacionales del crudo subieron más de un 3% este lunes. El Brent avanzó un 3,3% hasta US$ 96,17 por barril y el WTI ganó un 3,7% para ubicarse en US$ 93,91, borrando las pérdidas de la jornada anterior, cuando ambas referencias habían cedido cerca de un 1% ante señales de posible distensión entre Washington y Teherán.

El rebote llega sobre una escalada sostenida: desde que comenzó el conflicto en torno al Estrecho de Ormuz, hace más de cien días, el Brent acumula una suba del 33% y el WTI un 40%, con un pico por encima de los US$ 126 por barril registrado en abril. El detonante del lunes fueron los bombardeos israelíes sobre una planta petroquímica en el suroeste de Irán y los ataques del fin de semana sobre posiciones de Hezbollah en Beirut. Teherán respondió con un golpe sobre una instalación similar en Haifa. El embajador iraní en Moscú declaró que el Estrecho seguirá abierto, pero con peajes de tránsito a definir entre Irán y Omán, sin plazos precisados.

La OPEC+ acordó el domingo su cuarto incremento consecutivo de objetivos de producción en cuatro meses, aunque el impacto sobre el mercado físico resulta marginal. La mayoría de los miembros del bloque no logra alcanzar sus cuotas por el cierre del Estrecho o, en el caso de Rusia, por la guerra con Ucrania.

Compañía Mega invirtió USD 260 millones para incrementar en un 50% la capacidad de producción de NGLs. Se concreta la primera etapa de un plan de expansión en el que se invertirán en total USD 650 millones destinado a potenciar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina.

Compañía Mega inauguró hoy el Nuevo Tren de Fraccionamiento en Bahía Blanca, que requirió una inversión de USD 260 millones, como parte de un plan programado por USD 650 millones. Se trata de una obra estratégica que potencia el crecimiento y la creación de valor para la compañía al fortalecer su capacidad para responder a la expansión de la producción de hidrocarburos en la Cuenca Neuquina y al desarrollo del sistema energético argentino.

Compañía Mega tiene como accionistas a YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow /28 %). El acto oficial contó con la participación de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Federico Susbielles, intendente de Bahía Blanca además de autoridades municipales, representantes de las empresas accionistas, clientes, proveedores y referentes de la industria energética.

“Quiero agradecer a nuestros socios en MEGA, Petrobras y Dow. Mega es una empresa que cumple 25 años, genera cultura en sus trabajadores, espacialmente en los que están desde el inicio. Con la segunda etapa de ampliación de MEGA un proyecto que fue presentado en el RIGI vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos de gas de Vaca Muerta. Ampliar MEGA es darle valor agregado al gas natural”. afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

La obra inaugurada demandó una inversión de USD 260 millones y permitirá incrementar hasta en un 50% la producción de NGLs de la compañía, acompañando el crecimiento sostenido de la producción de gas natural en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta.

Por su parte, Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, señaló: “Esta ampliación representa uno de los hitos más importantes de nuestra historia como una empresa clave para habilitar el procesamiento y acondicionamiento del gas y petróleo proveniente de Vaca Muerta. Refleja la confianza de nuestros accionistas en las oportunidades concretas que ofrece la Argentina en materia energética. Y, sobre todo, nos permite estructurar el próximo ciclo de crecimiento de la compañía, acompañando la expansión de Vaca Muerta con más capacidad y eficiencia para seguir dando valor a la producción energética del país y continuar exportando energía a diferentes mercados internacionales”.

En tanto, el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles, señaló: “Esta inversión consolida a Bahía Blanca como uno de los principales polos energéticos e industriales del

país. El desarrollo de infraestructura como el Nuevo Tren de Fraccionamiento no solo potencia el crecimiento de Vaca Muerta, sino que también genera empleo, dinamiza la economía regional y posiciona a la ciudad como un nodo clave para la exportación de energía argentina”.

La nueva instalación ejecutada bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA, permitirá absorber el crecimiento sostenido de la producción de gas natural en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta, incrementando la capacidad de procesamiento y fortaleciendo la generación de valor.

Desde el inicio de sus operaciones en 2001, Mega se consolidó como uno de los principales actores del segmento midstream argentino. Actualmente procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina, opera una infraestructura integrada que conecta Vaca Muerta – Neuquén con el puerto de Bahía Blanca mediante un poliducto de 600 kilómetros y se posiciona como el principal exportador argentino de GLP y gasolina natural, además de ser el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local.

En paralelo, la compañía avanza en la siguiente fase de su plan de inversiones, que contempla desembolsos por USD 650 millones entre 2023 y 2028. En ese marco, presentó en abril, un proyecto de USD 360 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destinado a ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, fortaleciendo la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.

La iniciativa prevé obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, incluyendo 2 nuevas plantas de rebombeo, ampliaciones de infraestructura y mejoras operativas que permitirán incrementar aproximadamente un 27% la producción total de la compañía e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de líquidos del gas natural (NGLs).

Se estima que cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante se orientará al abastecimiento del mercado interno, fundamentalmente mediante el suministro de etano para la industria petroquímica.

Compañía Mega reafirma su compromiso con el desarrollo de la infraestructura necesaria para transformar el potencial de Vaca Muerta en más producción, más exportaciones y mayor competitividad para la Argentina.

La reactivación de la actividad hidrocarburífera convencional en Santa Cruz comenzó a tomar forma con el despliegue de equipos y el inicio de nuevas operaciones en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, confirmó el ministro de Energía y Minería de la provincia, Jaime Álvarez en declaraciones a LU14 Radio Provincia.

El funcionario destacó que el proceso contempla inversiones privadas por U$S 1.200 millones, un amplio plan de remediación ambiental en áreas que dejó de operar YPF, y nuevas campañas de perforación destinadas a recuperar producción y empleo en las localidades petroleras de la zona norte santacruceña.

Álvarez explicó que el movimiento logístico ya comenzó en distintas áreas operativas y remarcó que el despliegue responde a los acuerdos alcanzados entre el Gobierno Provincial y las nuevas empresas concesionarias.

El funcionario destacó el alcance de las negociaciones impulsadas por el gobernador Claudio Vidal y afirmó que “se han logrado muy buenas soluciones para la provincia en estos acuerdos”, lo que permitirá consolidar una inversión proyectada de U$D 1.200 millones por parte de las nuevas operadoras.

Como parte de la estrategia de recuperación productiva, la provincia implementó el programa “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero”, un incentivo fiscal que reduce tres puntos de regalías a las empresas que cumplan metas de producción incremental sostenida.

Remediación de pasivos ambientales

Uno de los puntos centrales del acuerdo es el plan de remediación ambiental que ejecutará YPF. A diferencia de otros procesos de traspaso de áreas petroleras hechos en el país, prácticamente a libro cerrado, Santa Cruz estableció que la empresa se haga cargo de los costos completos del abandono de pozos y de la mitigación ambiental acumulada durante décadas de operación.

“Son 1.204 pozos que van a ser saneados por YPF a su costa”, señaló Alvarez, marcando un hito que no posee precedentes similares en otras jurisdicciones de la Argentina.

Para asegurar la transparencia y el rigor científico de las tareas, Álvarez adelantó que “la Universidad de Buenos Aires va a trabajar junto con la provincia de Santa Cruz e YPF en la validación de ese trabajo técnico”. El proceso contará con auditorías permanentes por parte del Estado provincial, se indicó.

Perforaciones y expectativa de reactivación

El ministro adelantó que durante 2026 se desarrollarán nuevas campañas de perforación para detener la caída natural de la producción en los yacimientos convencionales.

En ese marco, confirmó un cronograma inicial de 31 pozos que perforará CGC en el flanco norte, a partir de este año, además de cuatro perforaciones previstas por Quintana Energy y otras tres por Crown Point.

Álvarez sostuvo que la recuperación de la actividad tendrá impacto directo sobre el comercio y los servicios de las localidades petroleras. “La declinación de la producción que venía trayendo YPF hay que detenerla”, afirmó, y remarcó que los salarios de los trabajadores “quedan en las comunidades en un circuito secundario y terciario de la economía”.

El gobierno de Neuquén y la empresa YPF impulsan un acuerdo destinado a mejorar la competitividad del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), en una apuesta de largo plazo para posicionar a la Argentina como exportador global de energía a partir del aporte de Vaca Muerta.

El convenio fue rubricado por el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas No Convencionales de Vaca Muerta.

“Los equipos técnicos vienen trabajando desde hace ocho meses y vamos a enviar el acuerdo a la Legislatura para su aprobación”, destacó el gobernador, quien lo consideró necesario para que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercado para exportar”, aseguró.

Dijo que por ese motivo se trabajó sobre un esquema que permita competitividad para las empresas y garantías para la provincia, “estableciendo pisos y techos vinculados al precio sobre el que se pagan las regalías”.

“Todo está condicionado a la firma definitiva del proyecto de inversión entre YPF y los socios internacionales. Una vez firmado, se activarán las condiciones del acuerdo”, explicó el mandatario neuquino.

El acuerdo

En los fundamentos del texto se destaca que YPF trabaja en un proyecto GNL de clase mundial, que incluye un esquema de aceleración de su desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo en las concesiones. Se impulsa un incremento del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte, y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.

El convenio alcanza a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.

Según el texto del acuerdo, la Provincia ya evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico.

También se indica que el contexto de alta competencia internacional y las desventajas logísticas de la Argentina hacen necesario establecer condiciones especiales. Se remarca que la magnitud de las inversiones requiere garantías de estabilidad y mecanismos compatibles con estándares internacionales de financiamiento.

La iniciativa contempla un esquema de aceleración de inversiones y producción vinculado directamente al futuro desarrollo exportador de GNL. En ese marco, YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.

En el texto convenido YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. Se señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.

Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La entrada en vigencia del acuerdo dependerá ahora de la aprobación de los decretos provinciales correspondientes, la ratificación de la Legislatura neuquina y la confirmación formal de la inversión y financiamiento del proyecto GNL.

Aluar, empresa argentina líder en producción de aluminio, inició la construcción de su nuevo Parque Solar Fotovoltaico en Abasto (PBA). Se trata de una planta de energía solar que contempla la instalación de 44.550 módulos fotovoltaicos sobre un predio de 55 hectáreas.

El parque generará más de 55.200 MWh anuales, energía equivalente al consumo de más de 20.444 hogares, y estará conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

De este modo, contribuirá a la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico local, evitando la emisión de más de 11.040 toneladas de CO₂ por año. Además, la energía solar generada permitirá que otras empresas y proyectos de vanguardia optimicen su gestión energética, se indicó.

Esta iniciativa se suma a otras acciones estratégicas de la compañía en materia de innovación, como el Parque Eólico Aluar —que este año finaliza su quinta etapa de expansión tras una inversión total de 745 millones de dólares— y la Planta de Ósmosis Inversa, que permitirá desalinizar agua de mar en la ciudad de Puerto Madryn. La construcción se encuentra en avance y se espera su finalización para diciembre de este año.

Un dispositivo que permite recorrer con una cámara de última tecnología los caños de la red de distribución de gas natural permitió a MetroGAS descubrir una conexión clandestina que abastecía a una empresa metalúrgica del partido de Lanús y que facilitó la evasión de más de 750 millones de pesos en los últimos tres años por el pago del servicio.

Equipos técnicos de la empresa lograron detectar el fraude durante un operativo de seguridad, luego de determinar que no existían consumos medidos en ese cliente industrial a pesar de que tenía encendido sus hornos de fundición de aluminio.

El hallazgo de la conexión clandestina fue mediante la utilización de una cámara boroscópica, un dispositivo similar al que se utiliza en estudios médicos como las endoscopías: Lleva montado un pequeño visor en la punta de un tubo que sirve para inspeccionar lugares difíciles de acceder sin desacoplar cañerías.

El CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, explicó que “la incorporación de nuevas tecnologías es parte de una estrategia que se viene implementando en la compañía en los últimos años, orientada a optimizar nuestros procesos de fiscalización y mejorar la capacidad de respuesta operativa. Estas herramientas nos permiten brindar un servicio más seguro, confiable y eficiente para todos los usuarios”, agregó.

Según estimaciones de la distribuidora, el volumen de gas que fue utilizado por la metalúrgica en los últimos tres años y que no fue registrado supera los 1,4 millones de metros cúbicos, con un valor cercano a los 749 millones de pesos. Para dimensionar el impacto de la estafa, ese gas habría alcanzado para abastecer durante más de un año a más de 1.500 clientes residenciales del área metropolitana.

En el operativo, participaron técnicos de la Dirección Comercial y de la Dirección de Operaciones de MetroGAS, quienes denunciaron la anomalía que ahora es analizada por abogados de Legales de la compañía con las autoridades de la metalúrgica.

La investigación se inició en 2023, a partir de la detección de comportamientos anómalos en el predio. Entre otros indicios, se observó la ausencia de consumo registrado pese a la existencia de equipamiento a gas dentro de la empresa y la falta de movimientos asociados al abastecimiento alternativo con gas licuado. Durante meses, el caso fue seguido por los equipos técnicos hasta que el operativo permitió confirmar la sospecha.

“El uso de esta tecnología nos permitió por primera vez ver el interior de la red, identificar la derivación clandestina y confirmar el fraude en el mismo operativo”, explicó Matías Boccarini, jefe de Fiscalización y Control de MetroGAS. “Esto cambia completamente la forma de trabajar: pasamos de cavar para confirmar sospechas de robo de gas a intervenir con precisión, gracias a la evidencia que obtenemos desde el primer momento”, completó.

La investigación determinó que la conexión clandestina había sido realizada en el ingreso de camiones, debajo de casi dos metros de concreto, con la intención de no ser descubierta.

Además del impacto económico, una intervención no autorizada sobre la red de gas puede generar graves consecuencias de seguridad y derivar en fugas, incendios o explosiones, advirtió Tomás Figuerero, gerente de Administración Comercial de MetroGAS.

La incorporación de esta tecnología se enmarca en la estrategia de MetroGAS para mejorar la eficiencia operativa y fortalecer los mecanismos de control. Con una inversión inicial de poco más de mil dólares, la herramienta ya permitió detectar en pocas semanas tres casos de fraude.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Su área de cobertura abarca 2.150 km2, y comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

104 años de la creación de YPF, la balanza energética argentina exhibe una transformación histórica: pasó de un déficit cercano a US$ 7.000 millones en 2013 a proyectar para 2026 un superávit récord de entre US$ 8.500 y US$ 10.000 millones. Impulsado por Vaca Muerta, el crecimiento de las exportaciones y una fuerte reducción de las importaciones, el sector se consolidó como uno de los principales generadores de divisas del país y en un poderoso polo de atracción de inversiones, mientras el Gobierno apuesta al RIGI y al denominado “super RIGI” para profundizar ese proceso. Sin embargo, el verdadero desafío no será únicamente sostener estos resultados, sino transformar el éxito energético en desarrollo económico, cohesión social y estabilidad política de largo plazo.

Este 3 de junio se cumplen 104 años de la creación de YPF, fundada en 1922 por decisión del presidente Hipólito Yrigoyen. Considerada una de las primeras petroleras estatales integradas del mundo, la compañía desempeñó un papel decisivo en el desarrollo energético argentino y en la formación de recursos humanos, tecnología y capacidades empresariales que dieron origen a buena parte de la industria petrolera nacional. No resulta exagerado afirmar que YPF fue la empresa madre de numerosas compañías y emprendimientos nacionales que, a lo largo de más de un siglo, moldearon el sector hidrocarburífero del país.

En ese aniversario, la balanza comercial energética argentina exhibe un contraste notable con la situación que atravesaba apenas una década atrás. Lo que durante años fue una fuente de déficit externo se ha convertido en uno de los principales generadores de divisas de la economía nacional. Impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de la producción de petróleo y gas, el sector energético se posicionó como uno de los pilares del equilibrio macroeconómico argentino.

Consolidación

La balanza comercial energética argentina consolidó en 2026 un proceso de transformación estructural que la convirtió en una de las principales fuentes de generación de divisa, con resultados récord, reforzando su papel como sostén del frente externo de la economía.

Durante el primer trimestre del año, el intercambio comercial energético registró un superávit de US$ 2.405 millones, el más elevado para ese período desde que existen registros. Las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los US$ 2.837 millones, mientras que las importaciones se redujeron a US$ 432 millones, reflejando una caída cercana al 36% respecto del mismo período del año anterior. Este desempeño respondió tanto al incremento de las ventas externas de petróleo y derivados como a una menor necesidad de importar gas natural y combustibles líquidos para abastecer la demanda interna.

Enero cerró con un saldo positivo de US$ 618 millones, equivalente a cerca de un tercio del superávit comercial total del país en ese mes. Sin embargo, fue en marzo cuando se alcanzó un hito histórico: las exportaciones energéticas sumaron US$ 1.235 millones, mientras que las importaciones se limitaron a US$ 145 millones, generando un superávit mensual récord de US$ 1.090 millones. Apenas un mes después, en abril, el sector volvió a superar esa marca al registrar un saldo favorable de US$ 1.402 millones, el mayor resultado mensual de la historia energética argentina.

La formación neuquina permitió incrementar de manera sostenida la extracción de crudo no convencional, que ya supera los 600.000 barriles diarios, y ampliar la capacidad exportadora mediante nuevas obras de infraestructura y la expansión de los sistemas de transporte. El crecimiento de los envíos de petróleo hacia Chile y otros mercados internacionales, junto con la reducción de las importaciones energéticas, explica gran parte del cambio de signo observado en la balanza sectorial durante los últimos años.

Mejora

La mejora adquiere mayor relevancia cuando se la compara con la situación de la década pasada. En 2013, Argentina registró un déficit energético cercano a los US$ 7.000 millones, producto de una producción insuficiente frente a una demanda creciente. Trece años después, el país exhibe un escenario diametralmente opuesto. El año 2025 ya había concluido con un superávit récord de aproximadamente US$ 7.815 millones, sustentado en exportaciones energéticas por US$ 11.100 millones e importaciones reducidas a unos US$ 3.300 millones. Los resultados obtenidos durante los primeros meses de 2026 permiten prever que esa marca será ampliamente superada.

La reversión del Gasoducto Norte también contribuyó a este proceso al reducir significativamente la dependencia del gas proveniente de Bolivia. Al mismo tiempo, la mayor disponibilidad de gas natural producido en la Cuenca Neuquina permitió sustituir importaciones y mejorar la seguridad energética nacional. Estas obras, sumadas a la ampliación de oleoductos, instalaciones de almacenamiento y terminales de exportación, fortalecieron la capacidad del país para monetizar sus recursos hidrocarburíferos.

Las perspectivas para el cierre de 2026 continúan siendo favorables. Diversas estimaciones del sector proyectan un superávit energético de entre US$ 8.500 y US$ 10.000 millones, lo que representaría un nuevo récord histórico para Argentina. Si se mantienen los actuales niveles de producción y se concretan los proyectos de infraestructura previstos, la energía podría convertirse en la principal fuente individual de generación de divisas del país durante los próximos años.

En este contexto, la balanza energética dejó de ser un factor de vulnerabilidad macroeconómica para transformarse en uno de los pilares del equilibrio externo argentino. La combinación de mayores exportaciones, menores importaciones y una creciente capacidad productiva posicionó al sector energético como un actor central en la estrategia de desarrollo económico y en la obtención de los dólares necesarios para sostener el crecimiento y afrontar los compromisos externos del país.

Inversiones

Las cifras apaciguan dudas e impulsan algunas inversiones. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), creado por la Ley Bases 27.742 y reglamentado mediante el Decreto 749/2024, otorga beneficios a proyectos superiores a los US$ 200 millones. Entre los principales incentivos se encuentran estabilidad fiscal, cambiaria y aduanera por 30 años; reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 25%; amortización acelerada de inversiones; posibilidad de transferir quebrantos fiscales luego de cinco años; utilización de certificados de crédito fiscal para cancelar IVA; libre disponibilidad progresiva de divisas de exportación —20% el primer año, 40% el segundo y 100% desde el tercero— y exenciones de derechos de importación para hasta el 80% de los bienes de capital requeridos por los proyectos. Además, prevé mecanismos de arbitraje internacional para la resolución de controversias.

Según informó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, ante la Cámara de Diputados el 29 de abril de 2026, se habían presentado 35 proyectos al régimen, de los cuales 13 ya habían sido aprobados por un monto conjunto de US$ 27.210 millones, mientras que otros 22 continuaban en evaluación. Entre las principales iniciativas figuran el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), liderado por YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell, con una inversión inicial de US$ 2.900 millones; el proyecto de GNL Southern Energy, desarrollado por Pan American Energy y Golar LNG, con una inversión prevista de US$ 15.156 millones; el proyecto cuprífero Los Azules, de McEwen Copper, con US$ 2.672 millones; la ampliación de Veladero, operada por Barrick Mining y Shandong Gold, con US$ 436 millones; el proyecto aurífero y argentífero Diablillos, de AbraSilver, con US$ 764 millones; y la expansión del proyecto de litio Rincón, de Río Tinto, por US$ 2.744 millones.

RIGI recargado

En paralelo, el Gobierno impulsa un nuevo esquema denominado informalmente “super RIGI”, orientado a actividades industriales consideradas estratégicas. La propuesta contempla una reducción de la tasa del Impuesto a las Ganancias al 15%, la posibilidad de amortizar el 60% de la inversión durante el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercero. También prevé ampliar las exenciones arancelarias a todos los insumos vinculados a la producción y establecer arancel cero para las exportaciones. Según el ministro de Economía, Luis Caputo, los sectores alcanzados incluirían el refinado y laminado de cobre, la fabricación de paneles solares, turbinas eólicas, el desarrollo de la cadena de valor del uranio, la producción de vehículos eléctricos vinculada al litio y la elaboración de fertilizantes, entre otros.

El otro frente

No obstante el actual equilibrio cambiario se apoya en el ingreso de divisas proveniente del carry trade, la emisión de obligaciones negociables en moneda extranjera por parte de grandes empresas y las exportaciones agropecuarias y petroleras. En ese marco, el RIGI y el futuro super RIGI aparecen como herramientas centrales para atraer inversiones y sostener la estrategia económica oficial.

Al mismo tiempo, sectores vinculados al mercado interno, como la construcción, la industria y el comercio, continúan mostrando una contracción de la actividad, con cierres de establecimientos y pérdida de empleo. También menciona restricciones presupuestarias en áreas como jubilaciones, salud, educación, obra pública, asistencia a personas con discapacidad, financiamiento universitario y transferencias a provincias.

Enredos Enarsa

En materia energética, pese al aumento de los precios internacionales del petróleo y el gas, el Estado continúa afrontando costos asociados al sistema energético mediante transferencias a ENARSA para la compra de gas, aportes al fondo fiduciario para consumos residenciales y asistencia para cubrir diferencias entre costos y tarifas de generación eléctrica.

Otro aspecto que no es menor, es que en 2026 el país enfrenta vencimientos de deuda externa por US$ 1.207 millones en mayo y US$ 4.507 millones en julio. Paralelamente, se flexibilizaron mecanismos de acceso a divisas para las empresas. Las firmas extranjeras quedaron habilitadas para remitir utilidades correspondientes al ejercicio cerrado en diciembre de 2025.

Según datos del Banco Central, en marzo de 2026 se giraron US$ 869 millones por ese concepto, principalmente por parte de Chevron, Total y Shell. Además, la Comunicación “A” 8390 del BCRA permitió a las empresas acceder al mercado oficial de cambios para cancelar deuda externa, siempre que refinancien sus pasivos mediante préstamos de mayor plazo o nuevas emisiones de obligaciones negociables.

Inversiones

Chevron solicitó incorporarse al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con un proyecto para desarrollar el área El Trapial, en Vaca Muerta, que contempla una inversión estimada de US$ 13.800 millones. La iniciativa, actualmente bajo evaluación del Gobierno nacional, se suma a la cartera de proyectos energéticos que buscan acceder a los beneficios del régimen destinado a promover inversiones de gran escala.

La compañía destacó que el RIGI aporta previsibilidad regulatoria y facilita la planificación de inversiones de largo plazo en el sector hidrocarburífero. Además, valoró los avances registrados en materia de desarrollo energético en Argentina y consideró que el esquema contribuye a mejorar la competitividad y atraer nuevos capitales.

La presentación se produce en un contexto de crecimiento de la demanda global de energía. La CEO de Chevron Argentina, Ana Simonato, afirmó que el consumo de petróleo y gas continúa en aumento y señaló que 2026 podría alcanzar niveles récord a nivel mundial.

Chevron, presente en el país desde 2013, considera a Vaca Muerta uno de los pilares de su estrategia regional. La empresa opera El Trapial y participa junto a YPF en el área Narambuena. Según Simonato, el potencial geológico de Vaca Muerta es comparable al de los principales desarrollos no convencionales de Estados Unidos en términos de productividad.

La petrolera sostuvo que los principales desafíos para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta son mantener la competitividad, reducir costos y ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento para acompañar el incremento de la producción. En ese sentido, remarcó que alcanzar mayor escala operativa y continuar desarrollando obras de infraestructura será clave para el crecimiento sostenido del sector energético argentino.

Alertas

La principal advertencia que enfrenta la actual estrategia económica radica en la sustentación de las fuentes que hoy mantienen el equilibrio financiero y cambiario. Si bien el superávit fiscal, la desaceleración inflacionaria y la recuperación de reservas constituyen logros relevantes, una parte significativa de la estabilidad descansa sobre el ingreso de divisas financieras, la colocación de deuda corporativa y la confianza de los mercados. La experiencia argentina demuestra que estos flujos suelen ser más sensibles a los cambios de contexto que las inversiones productivas de largo plazo, por lo que cualquier alteración en las condiciones internacionales o en las expectativas de los inversores podría poner a prueba la solidez del esquema actual.

Además, aunque la inflación se redujo significativamente respecto de los niveles registrados en los años previos, el proceso de desinflación parece haber ingresado en una etapa más compleja. Según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central, la inflación proyectada para 2026 ronda el 30,5%, mientras que en abril el Índice de Precios al Consumidor registró una variación mensual del 2,6% y una inflación interanual del 32,4%. Estos datos muestran avances evidentes, pero también reflejan las dificultades para consolidar una desaceleración más pronunciada de los precios.

Al mismo tiempo, persiste una brecha entre el desempeño de los sectores exportadores y la evolución de la economía doméstica. Mientras la energía, la minería y algunas actividades vinculadas al comercio exterior exhiben un fuerte dinamismo, amplios segmentos de la construcción, la industria manufacturera y el comercio continúan enfrentando dificultades para recuperar actividad, empleo e ingresos. El riesgo es que la economía consolide un patrón de crecimiento concentrado en pocos sectores altamente competitivos, sin que sus beneficios se extiendan con suficiente velocidad al conjunto del aparato productivo.

Luces amarillas

Si esta situación se prolonga, podría ampliarse la distancia entre los indicadores macroeconómicos y las expectativas sociales. La historia argentina muestra que los procesos de estabilización suelen enfrentar tensiones cuando una parte significativa de la población no percibe mejoras concretas en su vida cotidiana. En ese contexto, podrían intensificarse los reclamos de provincias, municipios, sindicatos y sectores productivos por una distribución más equilibrada de los beneficios del crecimiento, mayores inversiones en infraestructura y mecanismos de compensación frente a los costos del ajuste fiscal.

El desafío de fondo consiste en transformar la actual estabilización en un proceso de desarrollo sostenido. La expansión de Vaca Muerta, las inversiones vinculadas al RIGI y el crecimiento de las exportaciones ofrecen una oportunidad histórica, pero también exigen infraestructura, capacidad industrial, formación de recursos humanos y consensos políticos duraderos. Si esas condiciones se cumplen, la estrategia podría consolidarse. De lo contrario, Argentina podría enfrentar una paradoja compleja: exhibir récords de exportación, superávits energéticos y estabilidad financiera mientras persisten tensiones sociales, debilidades productivas y una elevada dependencia de factores externos. En ese escenario, podrían fortalecerse corrientes políticas que cuestionen el modelo vigente y reclamen una mayor intervención estatal, reabriendo debates recurrentes de la historia económica argentina.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 15/06/2026 al 28/06/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se registraron 25 ofertas, de las cuales 12 fueron de comercializadores y 13 de productores. Totalizaron un volúmen diario de 26,3 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,98 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,78 por MBTU puesto en el GBA.

Los precios del gas en el PIST varían entre U$S 3,79 y U$S 4,16 el MBTU, según los puntos de origen, en tanto que los precios en el GBA varían desde U$S 4,51 y U$S 4,98 el MBTU.

Desde Chubut llegaron ofertas por un total de 4 MMm3/día. Desde Neuquén 10,6 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 8 MMm3/día. Desde Santa Cruz 2,5 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste 1,2 MMm3/día.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación comercial de la última etapa del Parque Solar San Rafael, en la provincia de Mendoza, alcanzando así su potencia de diseño de 180 MW.
El proyecto demandó una inversión de U$S 180 millones y se posiciona como una pieza clave para abastecer la creciente demanda corporativa de energía limpia a través de contratos de largo plazo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Emplazado sobre un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo, el parque incorpora 400.000 módulos solares bifaciales de alta eficiencia. El complejo producirá anualmente más de 500.000 MWh (equivalente al consumo de 135.000 hogares), evitando la emisión de 230.000 toneladas de CO₂ al año. La fase constructiva requirió una dotación de más de 300 trabajadores en su pico de actividad.

Con este hito, los desembolsos de la firma en territorio mendocino superan los U$S 430 millones, distribuidos en tres activos solares operativos que suman 450 MW de capacidad instalada total.

Esta oferta está dirigida a grandes usuarios industriales y proyectos mineros que requieren energía competitiva, libre de emisiones, y para cumplir con estándares internacionales de sustentabilidad.

La entrada en operación plena de un nuevo parque solar en Mendoza refleja la transición energética que está abordando la provincia, con planificación que surge de la sinergia entre la visión del regulador, junto a la inversión y eficiencia del sector”, afirmó Jimena Latorre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó el foco comercial del proyecto: La habilitación comercial del parque solar San Rafael ratifica nuestra capacidad de ejecución a gran escala. Este activo suministrará energía eficiente a la industria argentina, con especial foco en el sector minero de la región, que demanda soluciones de provisión de energía eficiente y competitiva al tiempo que ofrece descarbonización del consumo para viabilizar sus operaciones en los mercados globales”.

Genneia lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de energía eólica y el 26 % de la solar. La compañía tiene en funcionamiento 8 parques eólicos y 6 parques solares. Con estos activos, ha elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.580 MW.

Genneia avanza en la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 129 MW, y se encuentra desarrollando en Buenos Aires dos parques solares en Lincoln y Junín (40 MW en total).

La empresa abastece a más de 100 clientes corporativos de distintas industrias en el mercado MATER. Asimismo, continúa consolidando su posición como principal emisora de bonos verdes de Argentina, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha, y proyecta superar en 2026 los 1.7 GW de capacidad instalada renovable.

El grupo Raízen, de Brasil, informó sobre un “acuerdo definitivo” con Mercuria Energy Group para la venta de su negocio de Downstream (refinación y comercialización de combustibles y otros derivados) en Argentina (con la marca Shell), incluyendo los activos y participaciones societarias vinculadas al mismo.

En cumplimiento de la normativa aplicable en Brasil, Raízen informó (jueves 4/6) el detalle de la operación a sus accionistas y al mercado en general a través de la publicación de un “hecho relevante”en la Bolsa de Valores (Bovespa).

El valor económico total estimado de la transacción, se indicó, asciende a U$S 1.420 millones, “sujeto a los ajustes habituales de precio de compra para este tipo de operaciones -incluyendo capital de trabajo, caja, endeudamiento y gastos de la operación”.

Los activos comprendidos en el acuerdo de venta son la refinería de Dock Sud (PBA), una planta de lubricantes en CABA, dos aeroplantas en Ezeiza y Aeroparque, dos terminales de combustibles en Arroyo Seco y Santa Fé, y la red de 894 estaciones de servicio Shell.

La transacción se encuentra alineada con la estrategia del grupo Raízen de optimizar su portafolio de activos, simplificar su estructura operativa y promover una asignación disciplinada de capital, con foco en mercados y geografías prioritarias, se indicó, precisando que los fondos netos obtenidos serán destinados a la gestión de la estructura de capital del grupo Raízen.

En el año 2018 Raízen se quedó con los activos del downstream en Argentina por un monto que rondó los 950 millones de dólares. En rigor, Raízen es un joint venture conformado en 2011 entre Shell plc (50 %) y Cosan S.A. (50 %) que lidera la producción de azúcar, etanol y bioenergía en Brasil. También actúa en la distribución de combustibles, productos y servicios por medio de la marca Shell (licenciada por Raízen) en Brasil, Argentina y en Paraguay.

“Se espera que el cierre de la transacción ocurra dentro del presente año zafra 2026/27, y estará sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, incluyendo, entre otras, la obtención de las aprobaciones regulatorias y judiciales correspondientes”, puntualizó Raízen.

“El grupo Raízen mantendrá debidamente informados a sus accionistas y al mercado respecto de cualquier hecho relevante vinculado con esta transacción, de conformidad con la normativa aplicable”, se indicó.

Acerca de Mercuria Energy Group, es uno de los principales grupos independientes de energía y trading de materias primas del mundo. Fundada en Ginebra, Suiza, en 2004, Mercuria opera en más de 50 países a lo largo de 5 continentes, y genera ingresos superiores a los U$S 140.000 millones.

Mercuria participa en toda la cadena de valor de la energía, incluyendo petróleo crudo, productos refinados, gas natural, gas natural licuado (LNG), energía eléctrica, energías renovables y metales.

Sus actividades en Sudamérica y América Latina abarcan desde México y Panamá, en el norte, hasta Argentina, en el sur. La empresa produce, almacena y suministra hidrocarburos y otros productos energéticos en toda la región, operando activos logísticos en Argentina, Panamá y el Caribe.

En el marco de la Conferencia Arpel 2026 que se desarrolló en Buenos Aires, representantes de entidades energéticas de América Latina consideraron que la principal barrera para atraer inversiones no es el contexto global (de conflictos armados y alta volatilidad de los mercados), sino la falta de previsibilidad, competitividad y consensos internos, en un escenario donde el potencial energético de la región sigue sin traducirse en desarrollo sostenido.

Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), sostuvo que “la soberanía nacional se define en gran parte por la soberanía energética” y alertó que “en algunos países habíamos perdido la pelea de la narrativa política”. En la misma línea, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló que la incertidumbre está “muy asociada a las reglas de juego”, mientras que Roberto Ardenghy, CEO del IBP de Brasil, afirmó que “la transición energética no es un fenómeno únicamente ambiental sino también económico”.

Desde Argentina, Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, remarcó que “tenemos que ser extremadamente competitivos”, y que el eje es el “respeto al inversor”. Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), advirtió que la inestabilidad política frena el desarrollo, mientras que Raúl García Carpio, Gerente de Hidrocarburos de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía de Perú (SNMPE), alertó que “desde 2010 no se actualiza la política energética nacional”.

Todos ellos coincidieron en que, “sin reglas estables, seguridad jurídica y visión de largo plazo, la región difícilmente podrá convertir su potencial energético en inversiones concretas”, y que en los países en los que se está implementando la receta correcta, los resultados se están materializando; referido principalmente a Argentina y Brasil .

Riesgos globales y presión regulatoria

Los referentes globales del sector están de acuerdo en que el mundo enfrenta un escenario de mayores riesgos geopolíticos y regulatorios, que obliga a sostener inversiones tanto en hidrocarburos como en nuevas tecnologías. Carlos Garibaldi (Arpel) cuestionó enfoques simplistas al afirmar que “la reducción no es solución”, mientras Elizabeth Komiskey (IOGP) pidió una visión más práctica centrada en garantizar el acceso a la energía.

Jennifer Miskimins (SPE) alertó que “estamos experimentando el riesgo ahora mismo”, con un entorno más inestable, mientras Andrea Stegher (International Gas Union) reclamó regulaciones realistas y defendió la sostenibilidad como vía para “reducir la pobreza a través de la energía”.

Brian Sullivan (Ipieca), en tanto, advirtió sobre la volatilidad política y destacó la necesidad de recalibrar inversiones, subrayando que no se puede subestimar el rol de la energía en el progreso. Los participantes del panel de cierre de la Conferencia coincidieron en que la seguridad energética, la estabilidad regulatoria y el pragmatismo serán claves para enfrentar un contexto global cada vez más incierto.

IA: Energía, trabajo y rentabilidad

Delfina Arambillet, de Globant, advirtió que el avance de la Inteligencia Artificial plantea al sector energético el desafío de abastecer una mayor demanda de energía y, al mismo tiempo, lograr que su adopción genere valor real.
Señaló que, aunque el 88 % de las empresas ya usa IA, solo el 39 % ve impacto en su rentabilidad —y muy limitado—, lo que evidencia problemas de implementación más que de acceso. En ese marco, planteó la necesidad de aplicar la IA con estrategia, gobernanza y criterios éticos, y alertó que su avance obliga a rediseñar el trabajo, con humanos enfocados en supervisar sistemas, mientras las empresas aún están rezagadas en adaptar sus modelos para aprovechar su potencial.

Riesgos climáticos: Gestión y Resiliencia
Las empresas energéticas de la región están acelerando la incorporación de riesgos climáticos físicos en sus operaciones, con foco en lluvias extremas, sequías y degradación de infraestructura, coincidieron Diego Agrelo (YPF), Andrés Mendizábal (TGP), Geonavis Hernández (Ecopetrol) y Laura Kennett (Grupo Rosen).

Los panelistas coincidieron en que la resiliencia operativa requiere integrar datos, planificación y decisiones de inversión, priorizando riesgos materiales y fortaleciendo capacidades de monitoreo, predicción y respuesta. Entre las principales recomendaciones destacaron institucionalizar la gestión climática de forma transversal, involucrar a la alta dirección, mejorar la calidad y disponibilidad de datos y utilizar estos análisis como herramientas de gestión para garantizar la continuidad operativa en un contexto climático cada vez más exigente.

Por su parte, Sandra Carrillo, socia de ERM, sostuvo que los riesgos climáticos ya son un factor estratégico para el sector energético, al incidir en la competitividad, el acceso a financiamiento y las decisiones empresariales, en un contexto donde eventos extremos generan costos crecientes y afectan variables como EBITDA, CAPEX y costo de capital. “Esto no es una proyección futura, es una realidad medible”, afirmó.

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, describió ante un plenario de diputados nacionales integrantes de las comisiones de Presupuesto, Tecnología e Industria que “El Super RIGI (cuyo proyecto fue girado por el gobierno) es la continuidad y la evolución del RIGI”.

“Consideramos que el RIGI ha sido y sigue siendo un régimen sumamente exitoso”, señaló, y sostuvo que “sería un error intentar extender nuevamente ese régimen (de incentivos fiscales, cambiarios, y aduaneros por 30 años) porque fue concebido como una herramienta excepcional y con vencimiento” (a fines del 2027) .

Al respecto describió que “muchos proyectos aceleraron su presentación para poder ingresar (al RIGI antes de la fecha límite”. Y agregó que “Creemos que llegó el momento de evolucionar el RIGI hacia un régimen (más amplio) enfocado en la industrialización de los recursos naturales”.

González señaló que “si un proyecto vuela con el RIGI, no tiene posibilidad del Súper RIGI”, y aclaró que el proyecto también inhibe el ingreso de propuestas que se focalicen en “instalaciones preexistentes”.

“El siguiente paso implica aprovechar los recursos naturales y la infraestructura cuya inversión fue movilizada por el RIGI”, añadió, considerando que “La industrialización de esos recursos naturales debería traducirse en un aumento mucho más significativo del empleo y del valor agregado”.

Preguntado por los diputados, el funcionario aseveró que “Los proyectos que queremos atraer con el Super RIGI hoy no existen en la Argentina”. “En muchos casos son proyectos que todavía no están definidos y para los cuales la Argentina ni siquiera figura entre las principales alternativas de localización”. “El objetivo es poner a la Argentina en el tope de la lista de jurisdicciones donde esos proyectos puedan radicarse”, añadió.

El impulso a un Súper RIGi fue anunciado por el presidente Javier Milei hace varias semanas, al regreso de uno de sus frecuentes viajes a los Estados Unidos, y tras reuniones con empresarios, junto con el ministro de Economía, Luis Caputo. No obstante, no precisaron los sectores que serían alcanzados por los beneficios del régimen.

Ahora, González describió que “el Super RIGI tiene un horizonte temporal más largo que el RIGI”, y refirió que dicho régimen de incentivos “ayudó a destrabar proyectos que ya existían pero no se animaban a tomar una decisión de inversión”.
“El Super RIGI apunta a proyectos que todavía no existen. Por eso no queremos establecer una lista cerrada y exhaustiva de actividades”, respondió ante la insistencia de identificación de rubros formulada por los legisladores.

Balance del RIGI

El Secretario describió acerca de los resultados de la puesta en vigencia del RIGI que “hasta este momento hay 39 proyectos presentados”. “Cuando se diseñó el régimen se esperaba recibir entre seis y ocho proyectos” , “ya se presentaron 39 y esperamos más presentaciones antes del cierre”. “Creemos que vamos a terminar con entre 50 y 60 proyectos”.

Inversión comprometida

González señaló que “los proyectos presentados contemplan inversiones por 138.000 millones de dólares” y “Dieciseis de esos proyectos ya fueron aprobados”.

“Los proyectos representan aproximadamente 179.000 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos”, añadió.

Exportaciones

A este respecto, el funcionario indicó que “el potencial exportador conjunto de los proyectos con RIGI alcanza los 41.000 millones de dólares por año”. “En términos agregados, esos proyectos prácticamente duplicarían las exportaciones argentinas”, añadió. Y acerca de la distribución sectorial de los proyectos presentados detalló que “Veinte de los treinta y nueve proyectos corresponden al sector minero, trece corresponden a petróleo y gas, tres pertenecen al sector eléctrico, dos corresponden a la industria manufacturera, y uno corresponde a logística e infraestructura”.

“Sabíamos que minería y energía serían los sectores con mayor recepción de inversiones”, admitió González.

Y citó a modo de ejemplos proyectos como el de la mina El Pachón, otros para el desarrollo del litio, e inversiones en Vaca Muerta. “El RIGI no descubrió Vaca Muerta. Este gobierno tampoco descubrió Vaca Muerta. Lo que cambió fue la velocidad del desarrollo”, señaló.

Diferencias entre el RIGI y el Super RIGI

González mencionó respecto del monto mínimo de inversión comparado que “el Super RIGI exige una inversión mínima de 1.000 millones de dólares, mientras que el RIGI exige una inversión mínima de 200 millones”. “El nuevo régimen está orientado a proyectos de gran escala”, insistió.

Y remarcó que “no podrán ingresar al Súper Rigi ampliaciones de proyectos existentes. Sólo podrán ingresar proyectos nuevos, y tampoco podrán ampliarse posteriormente manteniendo los beneficios del régimen”.

El funcionario describió que “el régimen está destinado a industrias nuevas. Aplica a actividades que hoy no existen en la Argentina o que sólo existen a escala experimental o piloto”.

Acerca del Súper RIGI, González refirió que “los beneficios se extienden a toda la cadena de valor vinculada al proyecto. Las empresas proveedoras podrán acceder a beneficios equivalentes a los del proyecto principal, y esto se aplicará independientemente del tamaño de la empresa”.

Beneficios fiscales

“En cuanto al Impuesto a las Ganancias, proponemos una alícuota del 15 %, que es la tasa mínima posible sin entrar en conflicto con las normas internacionales de la OCDE”, señaló.

“Los proyectos tendrán exención de derechos de exportación desde el primer día”, y “las inversiones estarán exentas de aranceles de importación para la totalidad de los bienes involucrados”.

González describió que “se mantiene la estabilidad fiscal y regulatoria por treinta años”. “Es el beneficio más valorado por las compañías, tanto por empresas argentinas como extranjeras”.

El proyecto del Súper RIGI también plantea compromisos fiscales de provincias y municipios. “Las provincias deberán mantener una alícuota de Ingresos Brutos no superior al 0,5 %, No deberán aplicar impuesto de Sellos”, “Las tasas municipales deberán estar vinculadas a servicios efectivamente prestados, y las tasas no deberán calcularse como porcentaje de las ventas”, puntualizó el funcionario.

Un panel sobre Refinación realizado en el marco de la Conferencia de ARPEL 2026 en Buenos Aires analizó la importancia de sostener la inversión en infraestructura de Refinación con una visión de largo plazo.

En el panel sobre Dowstream se reveló que los actores de la industria están apostando al desarrollo de conocimiento técnico, la capacitación de sus cuadros profesionales y la adecuación tecnológica de sus activos físicos para abastecer el salto de demanda energética que el país requerirá.

En este foro regional se destacó que con la producción No Convencional en niveles históricos el downstream argentino enfrenta su mayor desafío en décadas: procesar más, pero también mejor.

Diego Mouriño, vicepresidente de Ingeniería y Construcciones de AXION energy, destacó que “en los últimos años, AXION energy lideró la carrera con millonarias inversiones en su refinería de Campana para convertir la abundancia de Vaca Muerta en una ventaja competitiva real”.

El sector de los combustibles atraviesa entonces una transformación histórica, de la mano del crecimiento exponencial de la producción en Vaca Muerta, que se convirtió en el vector que redefine las reglas del juego de la refinación y la logística local.

La industria del downstream, que comprende el procesamiento de petróleo crudo y la distribución y venta de combustibles, es una de las más complejas y exigentes del mapa industrial global. Su operación no solo demanda tecnologías de altísima sofisticación para transformar la materia prima, sino que también requiere rigurosos estándares de seguridad de procesos y confiabilidad donde no existe margen de error.

Mouriño señaló que “el negocio tradicional ha cambiado mucho y de manera progresiva en los últimos 10 años, mejorando sustancialmente la confiabilidad y utilización de la capacidad de las refinerías. Los eventos no planeados pasaron a ser una cosa rara, cuando hace veinte años atrás en las refinerías era normal y hasta se planificaba tener eventos de pérdida de capacidad no planeada”.

La disminución de estas paradas imprevistas llevó al parque de refinación local a batir récords históricos de procesamiento y producción. Sin embargo, en el escenario competitivo actual, garantizar que la planta no se detenga es apenas el punto de partida. La consolidación de Vaca Muerta obliga a pasar de la era de la confiabilidad a la era de la optimización del valor de los recursos, describió Mouriño.

Este cambio de paradigma técnico y comercial centró los debates del panel “Nuevas tendencias en Refinación”.
Del encuentro participaron ejecutivos clave del sector como Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo Midstream y Downstream de YPF, Felipe Trujillo, vicepresidente Downstream en Ecopetrol, y Diego Mouriño, quien se refirió a la transformación de AXION energy con la modernización de su refinería de Campana, terminales de almacenamiento y redes de despacho.

Vaca Muerta y el rediseño de las dietas de crudo

El principal reto técnico que afrontan los complejos refinadores del país es la adaptación de sus instalaciones a la nueva “dieta” de materia prima. La infraestructura de refinación nacional fue proyectada y optimizada durante décadas para procesar crudos convencionales, como el tipo Escalante, procedente de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En contraste, el crudo Medanito de Vaca Muerta es un petróleo sustancialmente más liviano, con un comportamiento físico-químico distinto que altera el balance de productos en las torres de destilación y exige las planificaciones de las refinerías del país.

“La dieta de la refinería Campana estuvo históricamente atada a la producción de Cerro Dragón, que hoy por hoy es un yacimiento maduro y, si bien hay tecnología para seguir produciendo por muchos años más, los volúmenes cambiaron. Sin embargo, el hecho de que estemos integrados nos permite adaptarnos a esos volúmenes en un período de tiempo más largo”, puntualizó Mouriño.

Esta integración es la que permite a la compañía decidir estratégicamente el destino del crudo pesado, asegurando que el viraje definitivo hacia el procesamiento mayoritario de crudo Medanito sea resultado de una ingeniería programada y no de una reacción imprevista ante las condiciones del mercado.

La competitividad de la refinación argentina dependerá directamente de su capacidad para lograr el máximo rendimiento económico de cada barril procesado. En un entorno de márgenes internacionales variables y fluctuaciones de la demanda interna, la eficiencia se vuelve el pilar de la sustentabilidad del negocio.

“Creo que ahora el siguiente paso es mejorar la eficiencia, sacar el mayor rendimiento a las moléculas disponibles, que cada una salga por donde tiene que salir y que ninguna se nos escape en productos que no maximicen el valor”, resaltó Mouriño.

En este sentido, incrementar la participación de crudo Medanito para maximizar el aprovechamiento del recurso No Convencional se ha convertido en una prioridad, y hacia ese objetivo apuntan los proyectos de ingeniería que está desarrollando AXION energy, se indicó.

Además, esta compañía viene trabajando en la eficiencia de costos, con la integración energética de la refinería, que permite capturar y reutilizar el calor residual de las unidades de proceso, minimizando así la utilización de fuentes externas.
De la misma manera, se avanzó en la digitalización y automatización de sistemas de control para garantizar una separación óptima de las corrientes de hidrocarburos, se describió.

Con foco en la descarbonización, por caso con su utilización para generar electricidad y en el transporte, el recurso gas presente en varios países de América Latina y el Caribe puede impulsar un crecimiento socio-económico regional sustentable.

En este sentido, las reservas No Convencionales de la formación Vaca Muerta (NQN- Argentina) podrían ser el motor de la integración energética regional, según el reporte “Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe”, que se presentó en la Conferencia ARPEL 2026, que se desarrolla en Buenos Aires.

El documento fue elaborado conjuntamente por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).

De la presentación participaron Luz Stella Murgas (Naturgas); Pablo Ferragut (Arpel); Andrea Stegher, (International Gas Union); Guido Maiulini (OLACDE), y Ernesto López Anadón (IAPG).

El reporte detalla que América Latina y el Caribe tienen un gran potencial geológico con vastos recursos energéticos. Sin embargo, en 2024 representaron solo el 5 % de la producción mundial de gas. Para reducir esta brecha y avanzar en la integración energética, el documento estima que se requerirán inversiones superiores a los U$S 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos de integración.

Al mismo tiempo, se advierte que para monetizar las reservas gasíferas, movilizar capital público y privado, y contar con mecanismos de financiación mixta y el apoyo de bancos multilaterales de desarrollo, “es esencial que los marcos jurídicos y las reglas del sector trasciendan los ciclos políticos y los cambios de gobierno”.

El reporte plantea que las reservas de Vaca Muerta, junto con otros proyectos offshore convencionales y los yacimientos del Presal en Brasil, podrían iniciar una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur. A esto se suman la producción de países como Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, así como nuevos frentes exploratorios en Guyana y Surinam.

Este avance podría generar beneficios directos para Argentina al reducir sus importaciones de GNL y aumentar sus exportaciones, con el potencial de convertirse en un actor de peso en el mercado mundial de GNL.

A nivel regional, el gas argentino impulsaría la industrialización en Brasil con precios competitivos, permitiría a Bolivia monetizar su infraestructura ociosa de gasoductos mediante peajes de transporte, y ofrecería a Chile y Uruguay una alternativa más económica que el GNL importado.

El rol del gas en la descarbonización

El reporte sostiene que el gas natural permite reducir rápidamente las emisiones al sustituir a los combustibles con mayor intensidad de carbono en la generación térmica. Según el informe del IPCC, el uso del gas permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en torno al 24 %, el 28 % y al 42 % por unidad de energía primaria al sustituir al diésel, el fuel oil y el carbón en la generación, respectivamente.

Además, el gas actúa como el respaldo indispensable para las energías renovables variables (solar y eólica), especialmente ante crisis hídricas como ocurrió en Brasil en 2021, donde la generación a gas tuvo que duplicarse para evitar cortes de suministro.

Esta sustitución es especialmente relevante en varios países de América Central y el Caribe, donde los sistemas eléctricos siguen dependiendo en gran medida de los derivados líquidos del petróleo.

Países como Granada, Haití, Barbados, Cuba, Nicaragua, Belice, Guyana y Surinam dependen de estos combustibles líquidos para más del 50 % de su producción de electricidad. En estos sistemas, el cambio al gas aportaría beneficios medioambientales y económicos inmediatos, sin requerir grandes cambios estructurales en el funcionamiento del sistema eléctrico.

El rol del gas en el transporte

En el sector del transporte pesado, el cambio hacia el Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuado (GNL) ofrece una reducción de emisiones del 20 %, presentándose como una solución comercialmente disponible para avanzar en la descarbonización del sector. Si bien combustibles bajos en carbono como el metanol, el amoníaco y el hidrógeno presentan un potencial prometedor a futuro, el reporte señala que tanto las tecnologías como la infraestructura necesaria para su desarrollo, enfrentan desafíos de madurez y escalabilidad.

Desde la perspectiva de la oferta, la monetización de las reservas de gas de la región puede impulsar el crecimiento económico, fortalecer la balanza comercial mediante el aumento de las exportaciones y la reducción de las importaciones, y apoyar el desarrollo social al ampliar el acceso a una energía más limpia, asequible y fiable, describe el informe.

Un ejemplo concreto es lo que ocurrió en Colombia, donde el Índice de Pobreza Energética Multidimensional (IMPE), elaborado por Promigas, indica que entre 2022 y 2024 la pobreza energética en el país disminuyó del 16,9 % al 15,4 %, lo que equivale a 300.000 personas, demostrando que el acceso a energía asequible mejora directamente la calidad de vida.

Además, la integración de gases renovables como el biometano puede fortalecer el desarrollo local, generar oportunidades de ingresos en las zonas rurales, mejorar la gestión de residuos y reducir las emisiones, al tiempo que se aprovecha la infraestructura existente, indica el Informe.

Acerca del reporte, las entidades autoras remarcaron que “el objetivo es contribuir de manera constructiva al diálogo internacional sobre energía, destacando el papel que el gas puede desempeñar para apoyar la transición energética de la región, fortalecer la seguridad energética y fomentar el desarrollo socioeconómico sostenible”.

Su elaboración implicó realizar consultas a empresas líderes del sector, asociaciones nacionales de gas y expertos regionales, para que refleje una amplia perspectiva de la industria sobre las oportunidades y los retos a los que se enfrenta el sector del gas en la región.

Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos con más de 45 años de trayectoria y una fuerte presencia en Vaca Muerta, anuncia una nueva edición de Young Trails, su programa de jóvenes profesionales.

La convocatoria estará abierta para jóvenes graduados o próximos a graduarse, quienes podrán postularse para integrarse a equipos de Exploración & Producción y ocupar un rol protagónico en el desarrollo de Vaca Muerta. Las inscripciones se habilitarán el 4 de junio a través de la web https://youngtrails.pluspetrol.net/.

Con más de una década de trayectoria, Young Trails impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento dentro de una empresa dinámica, innovadora y en constante crecimiento.

Se podrá encontrar más información de la iniciativa en las redes sociales de la compañía:

• LinkedIn: Pluspetrol
• Instagram: @pluspetrol.arg
• Facebook: Pluspetrol Argentina
• X: @pluspetrolArg

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de petróleo y el sexto de gas-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

En un escenario energético global cada vez más complejo, América Latina atraviesa una ventana histórica para consolidarse como actor central, consideró Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global, quien advirtió que el mundo se encamina hacia una etapa de mayor incertidumbre, tensiones geopolíticas y transición energética más lenta de lo previsto.

“No diría que es un punto de inflexión, pero estamos viendo cambios”, sostuvo en diálogo con Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y El Caribe (Arpel), al describir un sistema menos predecible, donde “hay que buscar flexibilidad y ser competitivos”.

En la primera jornada de la Conferencia Arpel 2026 en Buenos Aires, Yergin planteó que “el espectro de la industria energética es mucho más amplio que contar con recursos”, incorporando infraestructura, inversiones y logística como variables decisivas. En ese contexto, alertó que el shale “se encuentra en una meseta” y que será necesario “ir más allá” para sostener el crecimiento.

A la vez, describió un escenario internacional tensionado: “la guerra con Irán no ha terminado”, China se consolida como “un gran ganador por su compromiso con la electrificación” y Europa enfrenta dificultades de abastecimiento, mientras el mercado petrolero atraviesa “una encrucijada” con oferta restringida.

En ese tablero, el especialista sostuvo respecto del rol regional que “esta es una oportunidad para América Latina”. Según explicó, la región —junto con África— será uno de los principales destinos de inversión, impulsada por recursos, costos competitivos y necesidad global de diversificación. “El centro de gravedad de producción de petróleo se está desplazando” hacia América Latina, con Brasil, Guyana y Argentina ganando peso, describió.

En paralelo, cuestionó visiones extremas de la transición energética: “no podemos decir que habrá ‘cero netos’ en 2050, eso no es realista”, y remarcó que petróleo y gas seguirán siendo parte del sistema por más tiempo del previsto.

Ese potencial encuentra en Argentina uno de sus casos más representativos, se consideró. El CEO de YPF, Horacio Marín, trazó un escenario de fuerte expansión basado en Vaca Muerta y el desarrollo del GNL. “Todos estamos viendo el desarrollo pleno de Vaca Muerta, pero más que gas, es GNL”, afirmó, al anticipar exportaciones por hasta 20.000 millones de dólares con el proyecto Argentina LNG en marcha. “Trabajamos para empezar el proyecto en 2027”, señaló.

La compañía proyecta “duplicar su tamaño” actual y llevar la producción hacia niveles récord. “Argentina va a ser de los mayores exportadores a nivel mundial”, enfatizó.

Otros referentes empresarios del sector coincidieron en reforzar este diagnóstico. Martín Terrado, COO de GeoPark y Presidente del Directorio de Arpel, sostuvo que “ésta está llamada a ser la década de América Latina”, mientras que Bob Fryklund, vicepresidente y jefe estratega del Upstream de S&P Global, afirmó que “el crecimiento de la oferta energética global está saliendo de Latinoamérica”.

En un contexto de “volatilidad e incertidumbre”, según resumió Roberto Brandt, Consultor Internacional en Energía, la seguridad energética volvió al centro de la agenda global y empuja a las grandes economías a mirar a la región como proveedor clave.

Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), advirtió sobre “una volatilidad tremenda” y el desafío de entender “cómo vamos a salir de esta incertidumbre”. Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), proyectó que la región “será probablemente la que más crecerá en hidrocarburos NO OPEP”, aunque en un contexto de “recalibración de la trancisión energética”.

Daniel González, viceministro de Energía y Minería destacó que “el futuro es muy promisorio” para Argentina. Hizo hincapié en lo realizado “para el desarrollo de Vaca Muerta en los últimos 15 años, con el consenso de gobiernos nacionales, provinciales y de sectores sociales diversos”.

El desafío para la régión, coincidieron los expertos, será transformar el potencial en inversiones sostenidas, estabilidad y reglas claras para consolidar un lugar en el nuevo orden energético global.

OPINION

• Diputado Nacional Guillermo Michel.
• El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) recibió 36 iniciativas desde su implementación, en gran medida del sector energético y minero. El monto total ingresado alcanzó los U$S 94.965 millones, entre las iniciativas aprobadas y las que aún se encuentran en evaluación.
• Los 13 proyectos ya aprobados totalizan U$S 27.210 millones y son los siguientes:
  Inversión y Puestos de Trabajo
• 1) YPF Luz – Parque solar fotovoltaico “El Quemado” 211MMU$S – 384
  2) Vaca Muerta Sur (VMOS) – Consorcio liderado por YPF 2.900 MM U$S – 3.108
  3) Southern Energy – Proyecto GNL 15.156 MM U$S – 836
  4) Rincón – Río Tinto 2.744 MMU$S – 1.985
  5) Sidersa 286 MMU$S – 3.800
  6) Parque eólico Olavarría – PCR y Acindar 276 MMU$S – 165
  7) Hombre Muerto Oeste – Galán Lithium 292 MMU$S – 670
  8) Proyecto Los Azules – McEwen Copper 2.672 MMU$S – 7.391
  9) Terminal Multipropósito Timbúes 277 MMU$S – 9.700
  10) Nuevo Gualcamayo 665 MMU$S – 4.500
  11) Veladero – Ampliación 436 MMU$S – 1.048
  12) Diablillos – AbraSilver 764MMU$S – 2.013
  13) Expansión Fénix Fase 1B – Río Tinto 531 MM U$S – 1.273
  Total: 27.210 MMU$S – 36.873 puestos de trabajo (temporarios /definitivos)

1. Considerando la inversión proyectada, los puestos de trabajos a crear y el flujo de exportaciones (ventas), el gasto tributario se estima en U$S 1.837 MM anuales, el equivalente a 0,27 pp del PBI.

(En base a Inversión proyectada 27.210 MM U$S, y Puestos de trabajo proyectados en 36.873.
Exportaciones proyectadas 21.006 MMU$S
Gasto Tributario proyectado 1.837 MM U$S anuales.
Gasto Tributario proyectado 0,27 pp del PBI)

3. Considerando una proyección de inversión en similares rubros y condiciones a los proyectos ya autorizados, por cada U$S 100.000 MM de inversión, el gasto tributario (NO INGRESO) proyectado es de 1 pp del PBI.

(Gasto Tributario proyectado x U$S 100.000 MM

• inversión 0,99 pp del PBI
• Impuesto a las Ganancias alícuota reducida + quebrantos 0,22 pp del PBI
• DEXs 0 % (año 3 en adelante) 0,40 pp del PBI
• Derechos de Impo + IVA Impo 0,15 pp del PBI
• Certificados Credito Fiscal IVA 0,14 pp del PBI
• IDyC Bancario (a cuenta de IG) 0,09 pp del PBI
• Reduccion de alícuota dividendos s/n)

1. Si esa misma inversión con los mismos supuestos y considerando la proyección de puestos de trabajo a incorporar se estima considerando los beneficios adicionales del SUPER RIGI (alícuota de Ganancias al 15 % y Contribuciones al 10 %) el gasto tributario proyectado se incrementa a 1,27 pp del PBI.

(Gasto Tributario proyectado x U$S 100.000 M inversión 1,27 pp del PBI

• Impuesto a las Ganancias alícuota reducida + quebrantos 0,44 pp del PBI
• DEXs 0 % (año 3 en adelante) 0,40 pp del PBI
• Derechos de Impo + IVA Impo 0,15 pp del PBI
• Certificados Credito Fiscal IVA 0,14 pp del PBI
• IDyC Bancario (a cuenta de IG) 0,09 pp del PBI
• Reduccion de alícuota dividendos s/n
• Tope de Contribuciones patronales (10 %) 0,06 pp del PBI)

1. Aclaraciones.
   a) VPU: Vehículo de Propósito Único, es el instrumento jurídico que se inscribe en el RIGI con su propio CUIT.
   b) La proyección se efectuó tomando un año base del proyecto en ejecución (año normal de funcionamiento del proyecto).
   c) Las cifras de exportaciones futuras son proyecciones de los propios inversores o de publicaciones del Ministerio de Economía, sujetas a volatilidad de precios internacionales de commodities y riesgos ajenos al proyecto.
   d) Beneficios tributarios otorgados por ley RIGI:
   i. Diferencial de alícuota del Impuesto a las Ganancias: el RIGI establece una tasa del 25 % para los VPU, frente al 35 % del régimen general para sociedades.
   ii. Derechos de exportación alícuota 0 % a partir año 3 (para petróleo, gas natural y oro, las retenciones ya eran 0 % por norma general antes del RIGI, por lo que el gasto tributario de esos rubros equivale es neutro).
   iii. Transferencia de quebrantos de IG a terceros y actualización de quebrantos del IG.
   iv. Exención de aranceles de importación sobre bienes de capital, repuestos e insumos (en contraposición al arancel extrazona vigente: 10 % y 35 % según la partida arancelaria).
   v. Costo financiero de los Certificados de Crédito Fiscal (CCF) emitidos para cancelar el IVA.
   vi. Diferencial en el cómputo del Impuesto a los Créditos y Débitos Bancarios: los VPU pueden computar el 100 % de dicho impuesto como pago a cuenta de Ganancias, frente al 33 % del régimen general.
   vii. Reducción de la alícuota sobre dividendos distribuidos a accionistas no residentes (7 % durante los primeros 7 años y 3,5 % con posterioridad).
   e) Beneficios tributarios adicionales otorgados por ley al SUPER RIGI:
   i. Diferencial de alícuota del Impuesto a las Ganancias: el RIGI establece una tasa del 15 % para los VPU, frente al 35 % del régimen general para sociedades.
   ii. Tope de contribuciones sociales al 10 % para nuevos puestos de trabajo (considerando salarios del sector petrolero y tope de remuneración para el calculo de contribuciones).

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) realizó su Asamblea General Ordinaria en la que se definió la nueva Comisión Directiva de la entidad.

Edgardo Volosin (Edenor) fue reelecto presidente de Adeera por cuarto año consecutivo. “La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, ratifica una agenda de trabajo orientada al fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica, el intercambio técnico entre empresas y el impulso de iniciativas vinculadas a la innovación, la eficiencia y el desarrollo sostenible del sector”, destacó un comunicado.

El presidente reelecto cuenta con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica. Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el trabajo conjunto entre las distribuidoras de Argentina.

Durante el último ejercicio se trabajó en conjunto con Adelat —Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas— en la difusión de diversos documentos entre los que se destaca: “Innovación y Estrategias para la gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y Caribe”. Además, Adeera fue parte de la organización de la Conferencia ADELATAM en Buenos Aires.

Acompañarán la gestión de Volosin, los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep), mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.

El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Pablo Cuenca (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.

Acerca de Adeera

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en todo el país.

Un fin de semana de tensión renovada en Medio Oriente echó por tierra las expectativas de distensión que habían dominado la semana pasada.

El crudo arrancó junio con fuerza. El Brent tocó US$ 94,05 por barril este lunes, un 3,2% más que el cierre del viernes. El WTI siguió la misma dirección y llegó a US$ 90,72, con una suba del 3,9%. Ambas referencias venían de cerrar la semana pasada en mínimos de mes y medio, después de que las conversaciones de paz en Washington generaran cierto optimismo sobre el Estrecho de Ormuz.

Ese optimismo duró poco. La tensión volvió durante el fin de semana y los mercados lo descontaron apenas abrió Asia.

Mayo quedó como uno de los peores meses del año para el crudo: el Brent perdió un 19% y el WTI un 17%, ambos presionados por rumores de acuerdo diplomático que nunca se concretaron. El rebote de hoy no recupera ni una fracción de eso.

Goldman Sachs puso un asterisco sobre las perspectivas: la demanda floja en China y Europa es un riesgo real a la baja para su estimación de US$ 90 por barril en el cuarto trimestre, aunque reconoce que mientras el suministro del Golfo siga comprometido, el piso es difícil de estimar.

Las exportaciones argentinas de crudo acumulan un contexto favorable en lo que va del año. Si el precio se sostiene, 2026 podría terminar como el mejor ejercicio de la historia en términos de divisas energéticas. Pero la volatilidad de las últimas semanas recuerda que ese escenario puede cambiar en un fin de semana.

La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 123/2026, en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CINCUENTA Y OCHO MIL CUATROCIENTOS VEINTICUATRO ($ 1.858.424) 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 (de biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, y a través de la Resolución 124/2026, Energía fijó en PESOS UN MIL VEINTITRÉS CON CIENTO CINCUENTA Y DOS MILÉSIMAS ($ 1.023,152) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta según la Ley 27.640, el cual regirá para las operaciones durante junio de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Por la misma R-124 fijó en PESOS NOVECIENTOS TREINTA Y SIETE CON SETECIENTAS CINCUENTA MILÉSIMAS ($ 937,750) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

YPF completó con éxito en Puerto Quequén la carga de cadenas y anclas destinadas a la futura operación offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), en Punta Colorada, Río Negro.

Las tareas logísticas, que demandaron una planificación de alta complejidad y fueron ejecutadas en tiempo récord, permitieron embarcar componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto.

El fondeo constituye un componente esencial para la futura operación offshore, ya que permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integran este sistema en altamar. Con la finalización de la operación de carga en Quequén, el proyecto avanza hacia la fase de instalación offshore, acercándose a completar la cadena que conecta la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló: “El desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”.

“Este hito representa un avance concreto en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, destacó Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

Los materiales movilizados en esta primera campaña reflejan la magnitud del desarrollo offshore:

• Seis anclas tipo High Holding Power (HHP) -anclaje de alto poder de sujeción-, de aproximadamente 42 toneladas cada una.
• Seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad.
• En una segunda campaña logística se prevé la movilización del mismo equipamiento, en iguales características y cantidades. Esta operación permitirá asegurar las futuras instalaciones offshore en el lecho marino, garantizando condiciones operativas seguras para la exportación de crudo mediante buques tipo VLCC

El recientemente creado Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad (ENReGE) oficializó una serie de resoluciones que establecieron los nuevos cuadros tarifarios que regirán para el mes de junio, con incrementos promedio de 2,81 por ciento para el caso del gas natural por redes, y del 1,50 por ciento promedio para la electricidad en el AMBA, según cálculos de la Secretaría de Energía.

Las tarifas de electricidad del resto de las jurisdicciones dependen de los entes reguladores provinciales.

Los nuevos cuadros tarifarios incluyen, en el caso de las empresas transportistas de electricidad, una actualización de los Valores Horarios para el equipamiento regulado, y la actualización mensual de las remuneraciones por el transporte troncal en media y alta tensión. Esto último se realiza en base a un índice que combina la evolución del IPIM y del IPC, en este caso de abril, y que resultó en un incremento de 4,31 % respecto del mes anterior.

Las resoluciones comprendieron a las empresas Enecor, Transacue, DPEC, Litsa, Limsa, Yacylec, EPEN, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, Transnea, Transnoa, Transba, Transener, Edersa e Interandes.

En el caso de las distribuidoras de electricidad en el AMBA, se aplica la cuota mensual por la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) , más la actualización mensual de la remuneración por la distribución por redes (IPIM e IPC combinados).

En el caso de Edesur entonces, el Costo Propio de Distribución (CPD) sube en junio 4,68 % y el Valor Agregado de Distribución (VAD) medio se fijó en $ 60,795. En el caso de Edenor, el CPD para junio sube 4,75 % respecto de mayo, y el VAD medio es de $ 66,228.

Las resoluciones referidas a estas distribuidoras incluyen los cuadros tarifarios CON y SIN subsidios. Para los usuarios que están incluídos en el Régimen de Subsidio parcial, será hasta un tope de 300 kWh mes, debiendo pagar tarifa plena por el consumo excedente.

En el caso de las tarifas del servicio de suministro de gas por redes domiciliarias, se aplica el mismo criterio de actualización que en la electricidad, y las tarifas tendrán un subsidio adicional extraordinario de 25 % en junio, según anunció Energía.

A modo de ejemplo, cabe referir que un usuario Residencial categoría R2-3 en el área de MetroGAS tendrá en junio un Cargo Fijo de $ 18.875,71 (en Capital) y de $ 16.920,91 (en Buenos Aires). Para ambos casos, el Cargo Variable por cada metro cúbico de consumo es de $ 287,45.

La serie de resoluciones en el caso del gas comprende a las empresas Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Naturgy NOA, GasNea, Camuzzi Gas del Sur, Enel Generación Chile, Enarsa, GasAndes, Transportadora de Gas del Mercosur, Refinería del Norte, Gas Link, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Norandino, y a las transportadoras TGS y TGN.

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) anunció la edición 2026 de la Semana de la Ingeniería, que se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”.

El encuentro reunirá a referentes de la industria, la academia y el sector público para debatir el rol del sector y los minerales críticos en el desarrollo económico argentino y en la transición energética global.

En un contexto internacional marcado por la creciente demanda de cobre, litio y otros recursos estratégicos, se pondrá el foco en las oportunidades que tiene la Argentina para consolidarse como un actor relevante en las cadenas de valor vinculadas a la
electrificación, las energías renovables y las nuevas tecnologías.

La presidencia del encuentro estará a cargo de Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina y referente del sector, con una extensa trayectoria en minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo.

“Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales”, afirmó Pérez de Solay.

Por su parte, Pablo Bereciartua, presidente del CAI, afirmó que “la minería representa una oportunidad histórica para la Argentina. Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global”. “El desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país”.

Entre los ejes centrales del encuentro se destacan: el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica para la Argentina; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad minera; y las estrategias para impulsar una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.

Las jornadas técnicas incluirán conferencias y paneles con empresas líderes, especialistas y autoridades nacionales y provinciales, con el objetivo de construir consensos y propuestas concretas para potenciar el desarrollo minero local en las
próximas décadas. Al cierre del evento, se presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo.

La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar en https://cai.org.ar/semana-de-la-ingenieria-2026/

Pan American Energy anunció que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, provincia de Chubut, basado en un proyecto de recuperación terciaria que incluye la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros. Se busca aumentar la producción convencional y contrarrestar el declino del área .

La iniciativa buscará acelerar y comprometer inversiones por casi U$S 680 millones para alargar la vida útil de una cuenca madura como la de Golfo San Jorge, se indicó.

El proyecto contempla construir 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de casi 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que en toda su vida útil podrán producir 24 millones de barriles de petróleo acumulados de producción incremental, equivalentes a más de 11.300 barriles de petróleo por día en su pico sobre la producción proyectada.

Este proyecto sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la producción incremental y significará una mayor actividad en la cuenca ya que se podrán desarrollar nuevas zonas que anteriormente no eran económicas, señaló la compañía.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión y desplazar petróleo), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.

Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del fluido y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el Ministro de Economía, Luis Caputo; el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; y el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres; junto al Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y el Ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce.

También asistieron el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) organizó (el miércoles 27/5) tres subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento del 01/07 al 05/08/2026: Un total de 560 millones de metros cúbicos.

La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado que el segmento (7 distribuidoras) compró 112 millones de m3 y el precio fue 20,142 USD/MMbtu (fijo).

El remanente ofrecido en la segunda subasta fue entonces de 448 millones a los que podían acceder Industrias: 37 de ellas compraron 57,8 millones de metros cúbicos.

El nuevo remanente, de 393,2 millones, se ofreció en la tercera ronda, en la que podían participar Centrales Térmicas, Comercializadoras y CAMMESA. Dos Usinas compraron entre ambas 92,9 millones de m3, una comercializadora compró 300 millones y otra se alzó con los 0,3 millones restantes, agotando todo el volumen transable. Hubo ofertas de compra por 416,2 millones más que quedaron insatisfechas, entre ellas la de CAMMESA.

En la segunda y la tercera el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos más los costos de regasificación. El mayor spread ofrecido fue 1,01 U$S/MMBTU.

por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía de la Nación extendió durante el mes de junio venidero la bonificación extraordinaria del 25 % sobre el consumo de gas natural y gas propano por redes para los usuarios residenciales de menores ingresos inscriptos y validados en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Con esta medida, dispuesta por la Resolución 121/2026, el subsidio total al gas natural para los comprendidos por el SEF se mantiene en el 75 %: el 50 % de la bonificación general establecida por el Decreto 943/25, más el 25 % adicional extraordinario prorrogado por esta resolución.

En el caso de la energía eléctrica, la bonificación extraordinaria se eleva al 11,97 % para junio, lo que lleva el subsidio al 62 % del consumo base, indicó la S.E.

“La bonificación extraordinaria es un instrumento de política pública que permite a la Secretaría de Energía proteger a los sectores más vulnerables ante cambios bruscos de precios”, se argumentó.

En los últimos meses el ministerio de Economía avanzó con la reducción de los subsidios tarifarios en servicios tales como los suministros de gas y de electricidad, y también al transporte público. La decisión desde la implementación del SEF implicó de hecho que usuarios con ingresos medios dejaran de tener subsidios, y que la cobertura para los sectores de menores ingresos sea parcial, fijando niveles de “consumo base” mensuales para los casos de la luz y el gas.

Por ello, ahora la Secretaría a cargo de María Tettamanti informó que “evalúa periódicamente las necesidades de los usuarios y calibra las bonificaciones extraordinarias en función de esa evaluación, en el marco del principio de gradualidad y previsibilidad que orienta el régimen SEF”.

La medida alcanza a todos los usuarios residenciales inscriptos en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) — hogares con ingresos de hasta 3 canastas básicas totales —, y a las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras organizaciones sin fines de lucro, sobre la totalidad de su consumo.

Energía argumentó que “el SEF fue creado por el Decreto 943/25 para reemplazar un esquema de subsidios generalizados que no distinguía ingresos, – (en rigor se aplicaba un esquema de subsidios diferenciales según niveles de ingreso N1 (altos), N2 (bajos), y N3 (medios) – por un sistema focalizado en los sectores vulnerables”.

Y puntualizó que “desde su implementación, el régimen (SEF) garantiza que los hogares de menores recursos reciban protección efectiva en su factura energética, mientras el Estado administra los recursos de forma sostenible”.

En los considerandos de la nueva Resolución (121/2026) se refiere que el Decreto 943/25 determinó una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar durante el año 2026 a los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes que resulten beneficiarios del régimen SEF, “la que se adicionará a la bonificación general (del 50 %) establecida en su Artículo 7º, a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”.

El Artículo referido determinó “las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluido por redes a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF”.

El D-943/25 estableció y pautó una “reducción progresiva (mensual) de la bonificación extraordinaria a aplicar entre enero y diciembre de 2026”. Ahora. Energía decidió mantener el 25 por ciento en Junio, tal como lo había hecho para el mes de Mayo.

También en los considerandos de la R-121 se reconoce que “por el mayor consumo energético por las bajas temperaturas invernales del mes de junio, se produce un incremento significativo en la demanda residencial de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes”.

Y entonces, que “para los usuarios beneficiarios del SEF de gas natural y gas propano indiluido por redes, corresponde modificar el porcentaje de la bonificación adicional extraordinaria elevándola al 25 % ya que el incremento de la demanda de gas natural también se traduce en mayores requerimientos de abastecimiento, incluyendo importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos, cuyos costos se encuentran expuestos a la volatilidad de los precios internacionales”.

Tal volatilidad refiere al fuerte incremento de tales precios como consecuencia de los bombardeos de EE.UU e Israel sobre Irán, y el cierre del Estrecho de Ormuz, vía por la cual transitan centenares de buques transportadores de no menos del 20 por ciento del petróleo y GNL que abastece al mundo.

En el caso de la energía eléctrica, la R-121/26 consideró que “corresponde aplicar una bonificación extraordinaria de 11,97 %, por el mes de junio de 2026, sobre el consumo base de 300 kilovatios por hora (kWh) mensuales de los usuarios residenciales comprendidos por el SEF, con la intención de morigerar el impacto tarifario”.

Así las cosas, se indicó que “las bonificaciones extraordinarias establecidas se adicionarán a la bonificación general (de 50 %) prevista en el D-943/25, en reemplazo de la establecida en el Anexo II del citado decreto”.

El argumento planteado por Energía resulta razonable. Y no resulta razonable que el gobierno nacional impulse la eliminación de la Zona Fría Ampliada (aprobada por ley en 2021) para quitar el subsidio parcial al consumo de gas que, por otra parte, se subsidia a través de un Fondo Específico solventado por el resto de los usuarios y no por el Estado.

La medida, que afecta a usuarios de amplias zonas de la provincias de Buenos Aires, Córdoba, Mendoza, San Luis, y Santa Fe, está a consideración del Senado de la Nación, tras la media sanción en Diputados.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) realizó el encuentro “¿Por qué la generación distribuida es un negocio para Argentina?”, en el que se presentó el estudio “Escalando la generación distribuida a través de fuentes de energía renovables en Latinoamérica. Caso de estudio: Argentina”, elaborado por Mercados Energéticos Consultores en el marco del programa EUROCLIMA.

La actividad reunió a referentes del sector para analizar el potencial de la generación distribuida como herramienta de eficiencia energética y desarrollo productivo, a partir de distintos estudios orientados a evaluar su impacto económico, energético y social en Argentina.

El estudio incluyó, por un lado, un informe sobre el impacto de la generación distribuida en el Mercado Eléctrico Mayorista, donde se señaló su capacidad para desplazar generación térmica, reducir el consumo de combustibles fósiles y contribuir a la seguridad operativa del sistema eléctrico, especialmente durante los picos de demanda.

Asimismo, se remarcó que las inversiones en generación distribuida recaen sobre los usuarios y no generan impacto en las cuentas públicas ni en contratos de largo plazo del sector eléctrico.

Por otro lado, el informe sobre externalidades permitió avanzar en la valorización económica de los beneficios asociados a las energías renovables, incorporando variables como emisiones evitadas, ahorro de combustibles, generación de empleo y mejoras en competitividad.

El informe plantea la necesidad de incorporar estos beneficios en las señales económicas y en el diseño de políticas públicas, promoviendo una visión integral de la transición energética.

Asimismo, el encuentro permitió generar un espacio de intercambio sobre los desafíos y oportunidades para acelerar la implementación de la generación distribuida en el país.

El Gobierno Nacional realizó la apertura de los sobres técnicos de la convocatoria abierta nacional e internacional para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica en baterías en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires (sin el AMBA).

“Esta iniciativa permitirá fortalecer la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones del servicio, especialmente durante picos de demanda”, se explicó desde la Secretaría de Energía.

En este marco, 37 empresas presentaron 235 proyectos de almacenaje en baterías, por un total de 8.335 MW es decir 12 veces más (+1.090 %) que los 700 MW que se habían establecido como potencia objetivo en la licitación. “Este resultado muestra el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética en la Argentina, y refleja la confianza en los lineamientos definidos para el desarrollo del sector”, se destacó.

Luego de recibidas las ofertas por parte de CAMMESA, se realizará la evaluación de las presentaciones y el 16 de junio se publicarán los resultados, previo a la apertura de las ofertas económicas, prevista para el 24 de junio.

Se espera que en los primeros días de julio se realice la adjudicación de las ofertas, que en esta primera etapa implicarían una inversión estimada de 700 millones de dólares, teniendo en cuenta el objetivo de 700 MW de potencia almacenada.

Energía describió que el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes del suministro de electricidad y mejorando la calidad del servicio.

Esta licitación se apoya en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala en Argentina.

En ese proceso el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40 % el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a U$S 540 millones. Actualmente se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha, se indicó.

Esta licitación se enmarca en el plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones, y lograr que los usuarios cuenten con un mejor servicio, luego de años en los que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura, señaló la S.E.

El gobierno británico introdujo esta semana un cambio significativo en su política energética hacia Rusia al flexibilizar parcialmente algunas de las restricciones impuestas sobre productos energéticos rusos. La decisión se materializó mediante dos licencias comerciales: una permite importar diésel y combustible de aviación derivados de petróleo ruso refinado en terceros países como India o Turquía; la otra habilita la entrada de gas natural licuado proveniente de las terminales rusas de Yamal y Sakhalin 2.

La reacción política y mediática en el Reino Unido no tardó en llegar. Sectores opositores y buena parte de la prensa acusaron al gobierno de ceder ante Moscú, mientras algunos medios conservadores llegaron incluso a caricaturizar al primer ministro Keir Starmer como una figura complaciente con Rusia. El clima político británico respecto del conflicto ucraniano continúa marcado por una fuerte sensibilidad ideológica, donde cualquier revisión de las sanciones suele interpretarse como una concesión política.

Sin embargo, Downing Street defendió la medida como una respuesta pragmática al encarecimiento de la energía y a la creciente presión sobre el abastecimiento interno. El mismo día en que Londres anunció esta flexibilización, Estados Unidos prorrogó temporalmente permisos similares vinculados a exportaciones energéticas rusas, lo que sugiere cierta coordinación estratégica entre ambos gobiernos frente a la tensión existente en los mercados globales.

Más allá de las explicaciones oficiales, el trasfondo económico resulta evidente. El Reino Unido depende fuertemente de las importaciones para cubrir su demanda de diésel y combustible de aviación. En ese contexto, limitar el acceso a productos energéticos abundantes y relativamente baratos implicaba asumir costos crecientes para consumidores, aerolíneas e industrias locales. La decisión, por lo tanto, responde menos a un giro ideológico que a una lógica de seguridad energética y estabilidad económica.

La licencia vinculada al diésel y al Jet A1 (combustible aéreo), además, no posee un límite temporal definido, aunque el gobierno aseguró que será revisada periódicamente. En la práctica, esto deja abierta la posibilidad de que la flexibilización se prolongue durante un largo período, especialmente considerando que el sistema británico de sanciones rara vez revierte medidas ya adoptadas.

En contraste, la autorización relacionada con el gas natural licuado parece responder a una lógica distinta. Reino Unido prácticamente no dependía del GNL ruso antes de la guerra en Ucrania, por lo que el impacto interno de esta medida es reducido. Más bien, la decisión parece orientada a mantener alineamiento con la política energética europea, en un momento en que Starmer intenta profundizar los vínculos económicos con la Unión Europea.

La licencia británica para Yamal expira exactamente en la misma fecha que las excepciones todavía vigentes dentro de la UE para contratos de largo plazo de GNL ruso: enero de 2027. Esa sincronización revela una voluntad de armonización regulatoria con Bruselas, preservando al mismo tiempo cierto margen de flexibilidad diplomática.

En el caso de Sakhalin 2, la motivación británica parece aún más indirecta. La mayor parte del gas exportado desde esa terminal se dirige a mercados asiáticos como Japón, Corea del Sur y China, regiones particularmente afectadas por las tensiones energéticas derivadas del conflicto en Medio Oriente. La excepción británica puede interpretarse entonces como un gesto de respaldo hacia aliados estratégicos que enfrentan crecientes dificultades de abastecimiento.

Aunque Londres acompañó estas flexibilizaciones con nuevas restricciones técnicas sobre otros sectores rusos —incluyendo uranio y servicios marítimos—, el efecto práctico de esas medidas adicionales parece limitado. Después de años de sanciones acumuladas, el margen real para incrementar presión económica sobre Rusia se ha reducido considerablemente.

En definitiva, este episodio podría representar uno de los primeros indicios de un cambio más amplio en la política exterior británica: el desplazamiento gradual desde una postura predominantemente simbólica hacia un enfoque más guiado por intereses estratégicos concretos, especialmente en materia energética. Aun así, la dureza de las críticas internas demuestra que cualquier intento de moderación respecto de Rusia continúa siendo políticamente riesgoso en el Reino Unido actual.

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) emitió su informe periódico sobre la base de datos del mes de abril, puntualizando que:

La producción de petróleo aumentó 18,7% i.a. en abril de 2026 y 15,3% en los últimos doce meses, consolidando un nuevo récord histórico.

El crecimiento se concentra en el segmento no convencional, que ya representa el 70% del total y se expandió 38,7% i.a., impulsado por Vaca Muerta y la cuenca neuquina (+30,4% i.a.). El convencional retrocede 10,7% i.a.

La producción de gas natural creció 2,8% i.a. en abril y acumuló 0,4% en doce meses, recuperando dinamismo respecto del inicio de año. El segmento no convencional avanzó 12,4% i.a. traccionado por el shale (+19,7%), mientras el convencional retrocedió 12,7% y el tight cayó 20,9%. La cuenca Neuquina sostiene el agregado anual con un alza del 9,6% i.a.

La producción en Vaca Muerta concentra el 68 % del crudo y el 57 % del gas producido en el país. La producción de petróleo en esta la formación geológica No Convencional creció 39,5 % i.a. y 32,2 % en doce meses, con YPF (53 % del total) liderando el alza (+37,2 % i.a.). El gas extraído en V.M. avanzó 19,6 % i.a. y 8,1 % en 12 meses, con expansión generalizada de operadoras.

Combustibles

Las ventas de combustibles totales cayeron 6,9 % i.a. y avanzaron 1,9 % en 12 meses en abril. El expendio de las naftas se contrajo 3,7 % i.a., con la Súper retrocediendo 5,0 % mientras la Ultra se mantuvo estable. El Gasoil cayó 9,0 % i.a., con el común liderando la baja (-11,6 %). El gas natural entregado por redes se contrajo 4,9 % i.a. y 6,2 % en 12 meses en marzo, señaló el informe.

Mercado eléctrico . Demanda

La demanda de energía eléctrica creció 7,7 % i.a. en abril y 0,2 % en doce meses. El consumo residencial avanzó 11,1 % i.a., el industrial 11,9 % y el comercial cayó 1,1 % en el período de 12 meses. La generación de energía renovable continúa en alza (+17,3 % en 12m.) y alcanza el 20 % del mix. La demanda industrial mantiene su correlación con la actividad económica.

Mercado eléctrico · Oferta y generación
G E N E R A C I Ó N P O R F U E N T E

La oferta neta de energía eléctrica creció 5,3 % i.a. y 0,9 % en 12meses en abril. Por fuente, en doce meses la térmica retrocedió 2,9 %, la renovable aumentó 17,3 % y la hidráulica se redujo 3,5 %, mientras la Nuclear subió 5,0 % y la importación cayó 25,4 %. La nuclear mostró fuerte caída interanual (−51,9 %) por mantenimientos en centrales, mientras la térmica creció 13,3 % i.a.

Renovables (Ley 27.191)
P A R T I C I P A C I Ó N R E N O V A B L E S

Las renovables alcanzaron el 20 % del mix en abril de 2026 y crecieron 17,3 % en 12 meses. La generación es traccionada por la energía solar (+34,5 % en 12meses) y eólica (+14,6 % en 12m.). En la comparación interanual la solar avanzó 20,8 % y eólica 2,3 por ciento.

Mercado eléctrico · Precios y cobertura
C O S T O S Y C O B E R T U R A

El costo monómico avanzó 13 % i.m. y subió 27 % i.a. mientras el precio monómico estacional creció 3 % i.m. y 35 % i.a. La demanda cubrió el 85 % del costo de generación en abril, frente al 80 % de un año antes. A su vez, el promedio de la cobertura en 12 meses es del 71por ciento.
Por otra parte, en doce meses se consumió un 49,6 % menos de gasoil, 2,8 % menos de gas natural y 63,7 % menos de fueloil.

Hidrocarburos · Petróleo
P R O D U C C I Ó N D E P E T R Ó L E O

La producción aumentó 18,7 % i.a. y 15,3 % en 12 meses en abril. La cuenca neuquina (+30,4 % i.a. y +24,1 % 12m.) es la única con expansión significativa. Por operadores en 12 meses se observa a YPF con +8,2 %, PAE con −1,2 % y Vista con +8,4 % en su producción acumulada, con Pluspetrol liderando el alza (+42,2 por ciento).

Petróleo · Convencional vs. no convencional
C O M P O S I C I Ó N D E L R E C U R S O

El recurso No Convencional (70 % del total) creció 38,7 % i.a. y 31,6 % en 12 meses, impulsado por el shale (+39,4 % i.a.).
El recurso Convencional, con una participación del 30 %, cayó 10,7 % i.a. y 6,9 % en 12 meses. El tight resulta marginal, con menos del 1% del total, y decreciente (−26,1 % i.a.).

Hidrocarburos · Gas natural
P R O D U C C I Ó N D E G A S

La producción avanzó 2,8 % i.a. en abril y 0,4 % en 12m. Por cuenca, la Neuquina creció 9,6 % i.a. mientras la Austral cayó 9,9 %, el GSJ −20 %, la Noroeste −19 % y la cuenca Cuyana -15,6 % i.a. En 12 meses solo crecen la Neuquina y Austral.

Gas natural · Convencional vs. no convencional
C O M P O S I C I Ó N D E L R E C U R S O

El recurso No Convencional (67 % del total) avanzó 12,4 % i.a. y 3,5 % en 12 meses, con el shale creciendo (+19,7 % i.a.) y el tight decreciendo (−20,9 % i.a.). El recurso Convencional (33 % d el total) cayó 12,7 % i.a. y 5,0 % en 12 meses.

Vaca Muerta

La formación concentra el 68 % del petróleo y 57 % del gas producidos en el país. El petróleo creció 39,5 % i.a. y 32,2 % en 12m., con YPF entonces a la cabeza (53 % del total de la formación) +31 % en 12 meses. El gas avanzó 19,6 % i.a. y 8,1 % en 12 meses, con YPF +9,9 % en 12 meses.

Downstream · Ventas y refinación
C O M B U S T I B L E S L Í Q U I D O S

Las ventas totales cayeron 6,9 % i.a. y avanzaron 1,9 % en el acumulado anual en abril. Naftas cayeron − 3,7 % i.a. con la súper retrocediendo 5,0 % mientras la Ultra se mantuvo estable. La venta de Gasoil se reduce −9,0 % i.a. con el común liderando la caída (−11,6 %). El petróleo procesado subió 3,4 % i.a. y 6,3 % en 12 meses.

Gas entregado por redes
D E M A N D A D E G A S P O R R E D E S

En Marzo 2026 cayó 4,9 % i.a. y 6,2 % en 12meses. La Residencial −2,3 % i.a. mientras que la comercial −3,9 %, la industrial −8,4 % i.a. y de las centrales eléctricas −2,7% i.a. Las centrales son el segmento con mayor retroceso anual (−11,8 % 12meses).

Precios · Petróleo
P R E C I O S D E L C R U D O

En el mes analizado (marzo) el crudo Brent subió 36,7 % i.a. y el WTI 29,2 % i.a. impulsados por la disrupción global de oferta tras los bombardeos de EE.UU. e Israel cobre Irán, y el cierre de navegación por el Estrecho de Ormuz.

Los crudos argentinos acompañaron el alza con el Escalante en +31,3 % y el Medanito en +30,9 % i.a. La cotización promedio se ubica en máximos del trienio.

Precios · Gas natural
P R E C I O S D E L G A S

El Henry Hub cayó 26,2 % i.a. a U$S 3,04/MMBtu en marzo. El precio en boca de pozo argentino quedó en U$S 2,86 (−4,4 % i.a.). No se registraron importaciones de gas por gasoducto, ni GNL en marzo 2026 según los datos de comercio exterior de la SE

Biocombustibles
B I O E T A N O L Y B I O D I E S E L

El Bioetanol con producción +6,4 % i.a. y +5,6 % en 12 meses. El Biodiesel mostró un quiebre, con producción −2,4 % i.a. pero ventas internas en +20,9 % i.a. compensando el desplome de exportaciones. El total acumulado anual retrocedió 3,8 % en 12 meses.

Balanza comercial energética
C O M E R C I O E X T E R I O R

Abril 2026 cerró con superávit de U$S 1.402 millones, 151,4 % mayor al de un año antes.
Las exportaciones crecen +85,9 % i.a. (por precio +21,3 %, por cantidad +53,2 %). Las Importaciones −45,4 % i.a. (por precio −3,2 %, por cantidad −43,4 %). El acumulado en 12 meses muestra al petróleo con +35,6 % y al gas +19,7 % en lo que hace a exportaciones.

www.iae.org.ar

La Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) expresó su “satisfacción por la obtención de la media sanción en la Cámara de Diputados del proyecto de ley que prorroga por 20 años el régimen de estabilidad fiscal del sector”.

La iniciativa extiende hasta el 31 de diciembre de 2045 la vigencia del artículo 17 de la Ley 27.191 (vencido originalmente al cierre de 2025), garantizando que los proyectos no se vean alcanzados por nuevos tributos específicos, cánones o regalías a nivel nacional, provincial o municipal.

Desde la CEA se remarcó que “la medida no contempla la creación de nuevos beneficios fiscales ni subsidios, sino que actúa estrictamente como un instrumento de continuidad regulatoria para blindar la previsibilidad de las inversiones”. Asimismo, destacó la importancia de que los legisladores hayan priorizado este pilar de la infraestructura energética.

Desde la Cámara, que estuvo profundamente involucrada en el proceso aportando visiones técnicas ante las comisiones del Congreso, señalaron que este marco normativo es el que permitió movilizar más de u$s 8.000 millones en inversiones y elevar la participación renovable en la matriz eléctrica del 2 % al 19,5 % y cumplir con los objetivos de la Ley, que es un ejemplo de política de Estado, atravesando 4 administraciones de distinto signo político.

“La previsibilidad y la estabilidad fiscal son condiciones necesarias para impulsar inversiones de largo plazo, generar empleo, y consolidar una matriz energética más competitiva y sustentable”, destacó la entidad empresaria.

En este sentido, desde la entidad se subrayó que “las energías renovables han demostrado ser una opción eficiente y competitiva que contribuye directamente al desarrollo económico nacional. Su expansión resulta hoy un factor estratégico para apuntalar a los sectores productivos clave y, en particular, para viabilizar el despliegue de todo el potencial minero de la Argentina, proveyendo la energía que demandan las industrias a gran escala”.

La entidad valoró el consenso alcanzado en la Cámara Baja y aguarda un pronto tratamiento en el Senado para consolidar un horizonte de confianza en el largo plazo.

Acerca de CEA:

La CEA es una organización que representa a las empresas y actores clave en la generación y cadena de valor de las energías renovables en Argentina. Desde su creación ha trabajado para impulsar la transición energética del país, promoviendo el desarrollo de tecnologías limpias y colaborando en el diseño de políticas que apoyen un futuro sostenible, se describió.

La Secretaría de Energía, a través de la Resolución 120/2026, autorizó a la empresa Industrias Juan F. Secco S.A. a ingresar como Agente Generador al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con su Parque Solar Fotovoltaico San Carlos Centro, que tendrá una potencia instalada de 150 MW. Este parque se ubicará en Santa Fe y se conectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La resolución destaca que la empresa ha cumplido con los requisitos regulatorios y ambientales necesarios. Además, se instruye a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para que gestione los costos adicionales derivados de este ingreso.

Esta normativa impacta directamente en la generación de energía renovable y en la estructura del mercado eléctrico, beneficiando potencialmente la oferta energética en la región, se indicó.

La apertura de los mercados esta semana abrió con un valor alrededor de US$ 100 Brent y US$ 94 WTI, respectivamente. El lunes (25/5) los mercados americanos se mantuvieron inmutables durante la jornada debido al feriado “Memorial Day”.

El Secretario de Estado Marco Rubio declaró el hoy (26/5) sobre las negociaciones con Irán: “Hubo algunas conversaciones hoy en Qatar, así que veremos si podemos avanzar. Creo que hay muchas idas y vueltas sobre el lenguaje específico del documento inicial, así que llevará unos días”, generando dudas sobre si el precio del crudo podría eventualmente perforar “nuevo piso” (link) de alrededor de US$ 90.

Por otro lado, Teherán continúa controlando casi todo el egreso e ingreso de crudo en el golfo. Según informes, al menos 3 tanqueros de GNL atravesaron el estrecho en los últimos días.

El Departamento del Hemisferio Occidental del Fondo Monetario Internacional, publicó este mes, el informe Selected Issues: Argentina que acompaña la nueva revisión del programa acordado entre el Gobierno argentino y el organismo. Elaborado por un equipo técnico encabezado por Luis Cubeddu y Bikas Joshi, el documento analiza los principales desafíos estructurales de la economía argentina tras los primeros dos años de gestión de Javier Milei.

El trabajo se concentra en cuatro ejes centrales: la reforma tributaria, las lecciones de los programas de estabilización, el fortalecimiento de la posición externa y las reformas del mercado laboral. A través de comparaciones internacionales, simulaciones macroeconómicas y análisis históricos, el FMI busca evaluar hasta qué punto el programa de ajuste logró estabilizar la economía y cuáles son las condiciones necesarias para mantener la estabilidad en el mediano plazo.

Reconocimientos y criticas

La lectura política global del informe parece transmitir, simultáneamente, tres mensajes  relevantes. En primer lugar, el FMI reconoce que Javier Milei logró una estabilización excepcional en un contexto extremadamente adverso. El organismo destaca con claridad la magnitud inédita del ajuste fiscal, la rápida desaceleración inflacionaria y, sobre todo, el hecho de haber evitado una crisis hiperinflacionaria que muchos consideraban inminente. El tono del documento sugiere que el Fondo percibe esta etapa inicial como un éxito político y económico poco frecuente en la historia reciente argentina.

Sin embargo, las criticas son abundantes y se manifiestan en el no siempre diplomático lenguaje del FMI. El informe deja entrever que el programa continúa siendo frágil. Esa vulnerabilidad aparece reflejada en distintos planos: el bajo nivel de reservas, la todavía débil demanda de pesos, la sensibilidad política del esquema económico y la fuerte dependencia de un ancla cambiaria rígida. A ello se suma una preocupación más profunda: la falta de institucionalización duradera del programa, cuya sostenibilidad todavía parece descansar más en la excepcionalidad del ajuste que en la consolidación de reglas permanentes.

En otras palabras, el Fondo avala la estabilización impulsada por Milei, pero no parece dispuesto a convalidar indefinidamente un modelo excesivamente rígido, altamente personalista y dependiente de un ajuste permanente como mecanismo central de equilibrio macroeconómico.

El FMI elogia explícitamente la velocidad del ajuste y la estabilización inicial, el texto contiene numerosas críticas implícitas —o “veladas”— al enfoque económico del gobierno de Javier Milei, no obstante, esas observaciones dejan ver preocupaciones importantes del staff del Fondo sobre la sostenibilidad política, monetaria y externa del programa. En primer término, hay una crítica a la dependencia excesiva del ancla cambiaria ya que el informe sugiere repetidamente que el gobierno depende demasiado del tipo de cambio como instrumento antiinflacionario.

Cuando afirma que “la utilización del tipo de cambio como ancla nominal tiende eventualmente a abandonarse” y que los programas exitosos evolucionan hacia esquemas más flexibles y basados en tasas de interés, está señalando indirectamente que el esquema inicial de crawling peg administrado por Milei y Caputo generó riesgos de atraso cambiario y vulnerabilidad externa. La crítica se vuelve más evidente cuando menciona que “Los intentos de reducir la inflación demasiado rápido, con una dependencia excesiva de un ancla cambiaria… a menudo dieron como resultado que los programas de estabilización terminaran abruptamente.” En el lenguaje político significa que el Fondo está advirtiendo que intentar bajar la inflación demasiado rápido usando el dólar como ancla puede terminar en crisis cambiaria.

En el lnforme, también critica a la insuficiente acumulación de reservas y es probablemente la advertencia más importante del documento.El FMI reconoce el éxito fiscal y desinflacionario, pero insiste varias veces en que la acumulación de reservas fue limitada, insuficiente o quedó rezagada respecto de otras estabilizaciones exitosas. Una crítica clara al diseño inicial del programa económico: el gobierno priorizó bajar inflación y sostener actividad antes que recomponer agresivamente el balance externo.Incluso marca que “Las presiones externas surgieron antes de las elecciones de medio término.” Es decir: el Fondo interpreta que el esquema era vulnerable políticamente y que la demanda de pesos colapsó ante incertidumbre electoral.

La lectura implícita es que el programa estabilizó precios, pero no logró todavía consolidar confianza estructural. El documento observa que si bien la inflación cayó, la remonetización de la economía fue mucho más lenta que en otros casos exitosos.

Eso es una crítica sofisticada pero fuerte y en términos económicos significa que la gente todavía no confía plenamente en el peso y que el sistema financiero sigue débil y el programa todavía depende demasiado de controles, tasas reales y disciplina fiscal extrema, lo que sugiere que la estabilización todavía no generó una confianza monetaria genuina.

Monetarismo

El informe cuestiona explícitamente los esquemas rígidos de agregados monetarios. Dice que los objetivos estrictos de emisión generan volatilidad y pueden provocar oscilaciones excesivas en tasas y actividad y que son inferiores a esquemas modernos basados en inflación objetivo e instrumentos de tasa. Esto puede leerse como una crítica técnica al enfoque ideológico más ortodoxo del gobierno y de ciertos sectores libertarios cercanos a Milei, particularmente la idea de “emisión cero” como único ancla suficiente. Esto, para el FMI significa que el control monetario es necesario, pero que no alcanza por sí solo y aplicado rígidamente, puede ser contraproducente.

Fragilidad política del programa

El informe menciona varias veces el problema de la “incertidumbre política” y la necesidad de construir “consensos duraderos”. Eso es lenguaje diplomático para señalar que el programa depende excesivamente de liderazgo presidencial y shock inicial, pero aún carece de institucionalización profunda. Cuando el Fondo enfatiza reglas duraderas, autonomía del Banco Central, marcos fiscales estables, consensos políticos, está sugiriendo que el actual esquema sigue siendo vulnerable a cambios políticos o electorales.

Retraso cambiario y endeudamiento externo

El documento nunca dice explícitamente “hay atraso cambiario”, pero lo sugiere varias veces. Por ejemplo, habla de “real exchange rate appreciation” e insiste en la necesidad de mayor flexibilidad cambiaria y menciona que los programas que usan anclas cambiarias suelen terminar con monedas sobrevaluadas. Además, el énfasis en la necesidad de generar grandes superávits comerciales futuros implica que el Fondo cree que el tipo de cambio real todavía debe preservar competitividad.

Otra observación importante del FMI diferencia explícitamente entre acumular reservas vía exportaciones y flujos genuinos y hacerlo mediante deuda pública. El informe señala claramente que la acumulación “orgánica” reduce riesgo país, mientras que las reservas financiadas con deuda tienen menor efecto positivo. Eso es una crítica implícita a la utilización de préstamos multilaterales como BOPREAL, los swaps y endeudamiento externo como sostén del balance del BCRA.

Reformas estructurales

Uno de los ejes centrales del informe es el diagnóstico crítico del sistema tributario argentino. El FMI sostiene que la estructura impositiva actual es excesivamente compleja, distorsiva e ineficiente. Argentina presenta una presión tributaria elevada para los estándares regionales —alrededor del 27 % del PIB en 2025— pero combinada con una base estrecha, múltiples regímenes especiales y más de 155 tributos distintos, lo que genera altos costos administrativos, incentivos a la evasión y pérdida de competitividad. El organismo identifica especialmente como problemáticos los impuestos a las exportaciones, a las transacciones financieras y los tributos provinciales sobre ingresos brutos, cuya naturaleza acumulativa distorsiona precios relativos, desalienta la inversión y perjudica la productividad.

Aunque como dijimos, el informe celebra varias reformas, también remarca que las reformas tributarias siguen incompletas, que persisten distorsiones severas y que todavía faltan reformas institucionales profundas. Especialmente en materia de coparticipación, impuestos provinciales, del mercado laboral, fortalecimiento institucional y de autonomía monetaria. El mensaje implícito es que la estabilización inicial fue exitosa, pero todavía no existe una transformación estructural consolidada.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, sostuvo que “el Gobierno nacional nos quiere decir que no existe la ‘zona fría’ en la provincia, y que no hay que ayudar a la gente con las tarifas del gas y los servicios, su eliminación es un acto más de crueldad e insensibilidad de un Presidente que nos propone un modelo de país donde le va muy bien a muy poquitos, mientras se abandona a la inmensa mayoría”.

Kicillof apuntó contra el proyecto de ley que reduce el régimen de Zona Fría en el país, que ya tiene media sanción en el Congreso (ahora debe tratarlo el Senado), al sostener que esta modificación deja sin tarifas diferenciales “a 5 millones de bonaerenses que no pueden pagar la luz, el gas y otras cuestiones básicas”.

En una publicación en su cuenta oficial de X emitida desde la localidad de Tornquist, luego de una entrega de viviendas, describió : “Tornquist, 9 AM, 4 grados. Una verdadera zona fría de la provincia de Buenos Aires. Como acá, en muchos otros lugares de nuestro territorio las familias necesitan tarifas diferenciales para poder afrontar el invierno”.

“Por crueldad, por ignorancia, el Gobierno nacional vuelve a complicarle la vida a los argentinos. El Senado tiene que rechazar este proyecto”, señaló.

Kicillof resaltó: “En la Provincia vamos a seguir trabajando para llevar bienestar a los bonaerenses mientras damos la discusión de qué país queremos: Necesitamos volver a construir una Patria que ponga primero a los argentinos”.

PECOM tomó posesión y comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia del Chubut.

La incorporación de Manantiales Behr representa un paso estratégico para la compañía, consolidando un cambio de escala que posiciona a PECOM entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina y refuerza su presencia como inversor y actor de relevancia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país y un activo emblemático de la industria energética argentina. Su incorporación fortalece la estrategia de crecimiento de PECOM en el upstream, con foco en la optimización de activos maduros y el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria (EOR).

Desde el punto de vista operativo, se concentrarán los esfuerzos en la excelencia operacional, la incorporación de tecnología y la aplicación de capacidades técnicas orientadas a maximizar la eficiencia y el factor de recobro. El plan combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.

En línea con esta estrategia, se prevé, además de la continuidad del desarrollo de Grimbeek, la expansión a otras zonas del piloto exitoso de El Alba Valle y la implementación de un proyecto piloto de EOR en el área de Myburg del campo. De esta forma, PECOM reafirma su compromiso con una gestión del activo orientada al desarrollo de reservas, maximizando su valor y extendiendo la vida útil del campo.

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es parte del grupo de empresas de Luis, Rosario y Pilar Perez Companc y se ha consolidado como una compañía multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, la provisión de servicios y soluciones integradas, y el desarrollo de proyectos de ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería.

Sobre PECOM

PECOM es una empresa multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, y a la provisión de servicios y soluciones integradas, ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería. Su unidad de negocios de Upstream cuenta entre sus activos la operación de los yacimientos de El Trébol-Escalante; Campamento Central-Cañadon Perdido y recientemente ha adquirido Manantiales Behr, que entre los tres totalizan una operación cercana a los 35.000 kbbl/día.

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) renovó por diez años la licencia de operación de la Central Nuclear Atucha II, luego de verificar el cumplimiento de los requisitos regulatorios y de seguridad exigidos para su operación.

La medida representa un nuevo respaldo al desempeño técnico y operativo de Nucleoeléctrica Argentina y a las capacidades desarrolladas por sus equipos para garantizar una operación segura y confiable de la central, se destacó.

La ARN otorgó a Nucleoeléctrica la renovación de la licencia de operación de Atucha II, habilitando su operación hasta el 26 de mayo de 2036.

La decisión fue formalizada luego de la evaluación integral realizada por las áreas técnicas y regulatorias del organismo, que verificaron el cumplimiento de los requisitos vinculados a seguridad radiológica y nuclear, protección física, salvaguardias, protección radiológica, transporte y respuesta ante emergencias.

El proceso de renovación incluyó la presentación ante la ARN de la documentación técnica correspondiente y la realización de evaluaciones e inspecciones regulatorias orientadas a verificar las condiciones necesarias para garantizar la operación segura y confiable de la central durante el nuevo período licenciado.

Atucha II es una de las tres centrales nucleares operadas por Nucleoeléctrica y constituye una instalación estratégica para el sistema eléctrico nacional, aportando energía de base con altos estándares de seguridad y confiabilidad operativa.

El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, destacó que “la renovación de esta licencia representa un reconocimiento a las capacidades técnicas y operativas desarrolladas por Nucleoeléctrica para garantizar una operación segura, confiable y alineada con los más altos estándares regulatorios”.

Campos señaló además que “este nuevo período de licenciamiento permite seguir consolidando el rol estratégico de Atucha II dentro del sistema energético argentino y proyectar el desarrollo del sector nuclear nacional en un contexto de creciente demanda energética a nivel global”.

La renovación otorgada por la ARN se enmarca en el sistema regulatorio nuclear argentino, reconocido internacionalmente por sus estándares técnicos y de seguridad, y reafirma las capacidades desarrolladas por Nucleoeléctrica para la operación segura y eficiente de sus instalaciones nucleares.

El gobierno de Santa Fe cuestionó la media sanción otorgada por la Cámara de Diputados de la Nación al proyecto que modifica (a la baja) el régimen de subsidios al gas por Zona Fría. Según sostuvo, “la iniciativa altera el esquema de financiamiento del gas residencial y vuelve a trasladar los costos energéticos a hogares e industrias, con especial impacto sobre las provincias productivas”.

La vocero Virginia Coudannes, retomó los cuestionamientos realizados por el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, ante la inminencia de la medida, y advirtió que las consecuencias recaerán con mayor fuerza sobre el interior del país: “Los más perjudicados son las provincias del interior productivo. Hay que recordar todo lo que desde Santa Fe aportamos a la Nación y que después no vuelve”.

Coudannes sostuvo además que el debate excede el impacto sobre las tarifas domiciliarias y alcanza de lleno la competitividad industrial y la capacidad de crecimiento regional. “Hay que discutir una política energética que contemple las realidades productivas del interior”, señaló, y expresó preocupación por el efecto que estas medidas podrían tener sobre la actividad económica santafesina.

El gobierno consiguió el miércoles 20 la media sanción a la ley que modifica y restringe geográficamente el régimen de Zonas Frías eliminando en varias provincias la tarifa subsidiada (de entre el 30 y el 50 %) por el consumo de gas.

El subsidio se realiza a través de un fondo fiduciario específico integrado con un aporte del resto de los usuarios del país del 7,5% , en base a una norma aprobada con 190 votos en el año 2021.

Fué con 132 votos por la afirmativa, 105 por la negativa y 4 abstenciones. Ahora debe tratarlo el Senado.

Las provincias más afectadas por esta medida son Buenos Aires, Córdoba, San Luis, Santa Fe, San Juan, La Pampa, Mendoza y Salta. Se estima que el recorte alcanzará a más de 3 millones de hogares.

El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, advirtió esta semana que (el proyecto que ahora tiene media sanción) “es una ley que busca, una vez más, pegarle fuerte a todos los bonaerenses porque casi el 40 por ciento de los beneficiarios actuales de este Régimen son de la Provincia de Buenos Aires.

“La modificación que proponen implica menos usuarios: mantiene expresamente a los usuarios de Patagonia, Malargüe y Puna, mientras que a los usuarios de lo que llamamos Zona Fría ampliada lo transforma en una bonificación parcial adicional al régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF)”. “No establece cuantía del beneficio sino que dice que luego serán determinados y con las modalidades que se consideren pertinentes”, describió.

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 01/06/2026 al 14/06/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se registraron 24 ofertas, 14 de las cuales fueron de comercializadores y 10 de productores, y fueron por un volumen total de 22,3 millones de metros cúbicos día. Los Precios Promedio Ponderados fueron de U$S 3,97 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,80 el MBTU puesto en el GBA.

Los PPP del gas en el PIST de acuerdo con la zona de orígen fueron de U$S 4,15 el MBTU desde la cuenca Noroeste; U$S 4,14 desde Neuquén; U$S 3,83 desde Tierra del Fuego; U$S 3,82 desde Santa Cruz, y U$S 3,81 desde Chubut.

En cuanto al volumen adjudicado fue de 4 MMm3/día para Chubut; 8,10 MMm3/d para Neuquén; 6,50 MMm3/día para Tierra del Fuego, 2 MMm3/d para Santa Cruz, y 1,70 MMm3/día para el gas del Noroeste.

Ante el descenso de las temperaturas, MetroGAS lanzó una nueva campaña de concientización y prevención de accidentes por monóxido de carbono, que contiene nueve recomendaciones que son claves para evitar intoxicaciones graves e incluso la muerte.

A diferencia de otros años, la compañía decidió adelantar la campaña debido al aumento de casos fuera de la temporada invernal. “Que un año no hayas tenido problemas en tu hogar no significa que al siguiente estés a salvo. Por eso es fundamental realizar controles periódicos y no esperar a que ocurra un incidente”, explicó Hernán Chiesa, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.

El monóxido de carbono se genera por la combustión incompleta de gas natural y otros materiales que contienen carbono. A diferencia de una pérdida de gas, que puede percibirse por su olor, el monóxido es inoloro y afecta directamente la salud de las personas.

Las principales causas de la presencia de monóxido dentro de los hogares están vinculadas al mal funcionamiento de artefactos a gas o a la falta de ventilación adecuada en los ambientes. En este sentido, los equipos destinados a la producción de agua caliente, como calefones, calderas y termotanques, concentran la mayor cantidad de incidentes.

Desde MetroGAS remarcan que la prevención es clave y que existen señales simples que permiten detectar posibles riesgos. Por eso, dio a conocer nueve recomendaciones claves que puede evitar accidentes por intoxicación e, incluso, la muerte.
Las recomendaciones son las siguientes:

• Revisá todos los artefactos a gas al menos una vez al año con un gasista
  matriculado.
• Verificá que la llama sea siempre azul y pareja.
• Ventilá los ambientes todos los días, incluso en invierno.
• No tapes ni obstruyas las rejillas de ventilación.
• Controlá que los conductos de evacuación de gases estén en buen estado y sin
  obstrucciones.
• No uses el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
• No seques ropa sobre estufas ni cerca de fuentes de calor a gas.
• Instalá solo artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada en dormitorios y baños.
• Prestá atención a manchas de hollín o a un funcionamiento irregular de los artefactos.
  También es importante tener presente cuáles son los síntomas de intoxicación, que pueden incluir dolor de cabeza, mareos, náuseas, alteraciones visuales, confusión o pérdida de conocimiento.
  Ante la aparición de estos signos, se debe ventilar el ambiente de inmediato, salir al aire libre y solicitar asistencia.
• “La intoxicación por monóxido puede evitarse con acciones simples. Ventilar los ambientes todos los días, no tapar las rejillas de ventilación y realizar una revisión anual con un gasista matriculado son medidas fundamentales para cuidar a la familia”, agregó Chiesa. Como parte de la campaña, MetroGAS pone a disposición de los usuarios el listado de gasistas matriculados a través de su sitio web, con el objetivo de facilitar la contratación de profesionales habilitados para realizar controles y reparaciones de manera segura.
  Ante cualquier duda o emergencia, la empresa recuerda que se encuentra disponible la línea gratuita 0800-999-1050, así como los servicios de emergencia 107 (SAME) y 911.
• Acerca de MetroGAS
  Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
• Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

La producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico, al registrar 628.924 barriles por día (97 % NC), según datos informados por la subsecretaría de Hidrocarburos, dependiente del ministerio de Energía provincial.

El volumen representa un incremento de 3,13 % respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual de 36,18 % (contra abril de 2025). La producción acumulada entre enero y abril muestra una suba de 32,37 % respecto del mismo período del año pasado.

Desde la subsecretaría se indicó que el crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento en la producción de las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena.

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios (90 % NC), lo que representa una leve disminución del 0,08 % respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento de 10,91 %, mientras que el acumulado anual refleja una suba de 5,94 por ciento.

La participación de los recursos de yacimientos No Convencionales volvió a consolidarse como eje central de la matriz hidrocarburífera neuquina. En petróleo, la producción No Convencional alcanzó los 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10 % del total provincial. En gas, la producción No Convencional fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57 % del total.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, equivalente a 81,78 % de la producción total de gas de la provincia, mientras que el tight gas representó 8,90 millones de metros cúbicos diarios, con una participación de 8,79 por ciento, se detalló.

Los datos ratifican el posicionamiento de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y reflejan el crecimiento sostenido de la actividad en la formación No Convencional de Vaca Muerta.

Avanza el acuerdo entre Moscú y Pekín sobre Fuerza Siberia 2, el gasoducto de 2.600 kilómetros que debe suministrar gas al gigante asiático a través de Mongolia.

De esta manera Rusia redirige una vez más los flujos de energía que durante 50 años fueron hacia Occidente.

Rusia, China y Mongolia firmaron un memorando jurídicamente vinculante para el gasoducto Fuerza Siberia 2: una línea de aproximadamente 2.600 kilómetros, con un costo estimado de unos 13.600 millones de dólares, que transportará 50.000 millones de metros cúbicos de gas natural cada año a través de Mongolia hasta el corazón industrial del norte de China.

Antes de la visita, del Xi Jinping, Putin había expresado esperanzas en dar un “importante paso” en la cooperación energética con China .

No obstante, China aún no aceptó la propuesta de precio , más aún cuando Turkmenistán también está dispuesto a incrementar sus suministros de gas, lo que va en línea con la política de diversificación de Pekín.

El líder ruso se limitó a garantizar en Pekín el “suministro fiable e ininterrumpido” de petróleo, gas, gas licuado y carbón, justo cuando el bloqueo del Estrecho de Ormuz ha prácticamente suspendido las importaciones chinas de Oriente Medio.

En septiembre del año pasado el gigante gasístico ruso Gazprom firmó un memorando jurídicamente vinculante sobre la construcción de ese gasoducto.

Rusia, incrementó sus exportaciones a Asia tras la suspensión de las importaciones europeas por la guerra en Ucrania, suministró a China 101 millones de toneladas de petróleo y 49.000 millones de metros cúbicos de gas el pasado año.

La ruta del trazado

El megagasoducto tendrá una extensión total de sus ramificaciones cercana a los 6.700 kilómetros (sumando los tramos en cada país): 
Tramo ruso: Nace en los ricos yacimientos de la península de Yamal, en el Ártico, y Siberia Occidental. El recorrido desciende cruzando el sur del lago Baikal hacia la República de Buriatia, hasta alcanzar la frontera con Mongolia en las inmediaciones de la localidad de Naushki / Kyakhta.

El gasoducto transitará todo el este de Mongolia —a través del proyecto conocido como Soyuz Vostok—, cruzando las estepas del país hasta llegar al límite territorial con China.

Tramo chino: El trazado ingresa por el norte de China y se conecta con la red de distribución nacional de gas del gigante asiático, lo que permitirá abastecer a importantes regiones industriales chinas e incluso extenderse hasta las cercanías de Shanghái. 

Esta ruta es fundamental para la reorientación de las exportaciones energéticas rusas hacia Asia, buscando compensar la pérdida del mercado europeo. Para China, representa una garantía de suministro diversificado a través de un contrato a 30 años.

Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social mediante la cual incorpora formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios de la compañía.

“La decisión representa un paso estratégico para consolidar la presencia de la empresa en el mercado internacional y ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas”, se destacó.

La nueva unidad, aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo, estará enfocada en la exportación de servicios especializados, asistencia técnica, ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares alrededor del mundo, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse.

En los últimos años, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios brindados a instalaciones nucleares de distintos países, entre ellos Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.

En ese marco, la empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, actualmente exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional. Con esta decisión, la compañía institucionaliza y potencia una actividad con alto valor agregado y fuerte proyección internacional.

Nucleoeléctrica Argentina S.A. es la empresa responsable de la operación y mantenimiento de las centrales nucleares de potencia del país. Opera Atucha I, Atucha II y Embalse, y desarrolla proyectos estratégicos vinculados a la gestión de combustible y la extensión de vida útil.

“Desde su creación en 1994, combina experiencia técnica, una industria nacional altamente capacitada y estándares de seguridad reconocidos internacionalmente, contribuyendo al desarrollo tecnológico argentino y al fortalecimiento del rol del país en el ámbito nuclear global”, se destacó.

El gobierno nacional impulsa la privatización parcial de esta compañía estratégica, que es propiedad del Ministerio de Economía (80 %), y de la CNEA (20 %).

La Secretaría de Energía aprobó el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos Líquidos (RTHL)aplicable a los sistemas de transporte que atraviesen DOS (2) o más provincias, y/o tengan destino la exportación o importación total o parcial de petróleo crudo, sus productos derivados y los líquidos del gas natural.

A través de la Resolución 119/2026 Energía estableció que “con carácter previo a la operación de las instalaciones, los interesados deberán acreditar la obtención de la correspondiente autorización de transporte en los términos de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias, sin perjuicio de los demás requisitos previstos en el RTHL” ahora aprobado.

Asimismo, la S.E. “invita a las Provincias a adherir al RTHL (dispuesto por la R-119/2026), y a adoptar las medidas complementarias al mismo, en el ámbito de sus respectivas competencias”.

En los considerandos de la nueva Resolución se hace referencia a que “de conformidad con lo establecido en el Decreto 44/91, esta Secretaria se encuentra facultada para el dictado de la normativa técnica relativa al diseño, construcción, operación y abandono de oleoductos, gasoductos, poliductos, terminales marítimas e instalaciones complementarías, dedicadas al transporte de hidrocarburos líquidos”.

También se señala a modo de antecedente que “a través de la Resolución 120/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería se aprobó el Reglamento Técnico de Transporte de Hidrocarburos Líquidos por Cañerías”, basado en el estándar de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.

Y que dicho reglamento estableció “los requerimientos técnicos mínimos relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, con el objetivo de garantizar la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la confiabilidad de las instalaciones”.

Pero se destaca ahora que “desde la entrada en vigencia de la Resolución 120/17 se han producido avances relevantes en materia de estándares técnicos internacionales aplicables al transporte de hidrocarburos líquidos por ductos”, lo cual torna necesaria su actualización.

En particular, tal actualización introduce mejoras técnicas vinculadas con el diseño, los materiales, la gestión de integridad, el control de la corrosión y la evaluación de la condición de las tuberías.

Al respecto se indica que “se han incorporado a nivel internacional criterios regulatorios y prácticas operativas contempladas en el Código de Regulaciones Federales de los Estados Unidos de América, normativa de referencia para el transporte de líquidos peligrosos por tuberías”.

Y se hace hincapié en que “el desarrollo tecnológico registrado en la industria del petróleo ha impulsado la utilización de materiales no metálicos, particularmente tuberías termoplásticas y tuberías compuestas reforzadas, las cuales han demostrado ser una alternativa técnicamente viable para determinadas condiciones de operación en sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, conforme normas API (American Petroleum Institute)”.

En tal sentido, la R-119 señala que “resulta conveniente contemplar la utilización de dichos materiales cuando cumplan con normas técnicas de la industria, a fin de posibilitar la incorporación de soluciones tecnológicas que contribuyan a mejorar la seguridad operativa, la confiabilidad de las instalaciones y la gestión de integridad de los ductos”.

“Por otra parte, el incremento de la producción hidrocarburífera derivado de la producción de petróleo no convencional, genera la necesidad de un marco normativo actualizado que acompañe el desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura energética”, se indicó.

Hidrocarburos Líquidos

En un Anexo a la R-119 se indica que “Este RTHL establece los requisitos mínimos de seguridad para el diseño, el trazado, el mantenimiento y la integridad de los sistemas de tuberías que transportan hidrocarburos líquidos y otros por tuberías tales como:
● Petróleo crudo.
● Condensados.
● Gasolina.
● Gas licuado de petróleo.
● Subproductos del petróleo.

Tuberías interjurisdiccionales a las que aplica:
a) Tubería que transporta petróleo en condición comercial, desde una Planta de Tratamiento hasta un Oleoducto Troncal, o hasta una Planta de Almacenaje (de Despacho o de Refinería).
b) Oleoducto Troncal que recibe la producción de petróleo en condición comercial de varios yacimientos.
c) Oleoducto que transporta petróleo crudo fuera de especificación comercial desde un colector principal de una Concesión de Explotación hasta una Planta de Tratamiento de Petróleo, ubicada fuera de los límites de dicha Concesión.
d) Oleoducto entre Planta de Tratamiento y Planta de Almacenaje.
e) Poliducto desde Refinería a Planta de Almacenaje y/o Despacho.
f) Oleoducto/poliducto entre Plantas de Almacenaje o de Despacho.
g) Poliducto que transporta subproductos líquidos desde Plantas de Procesamiento.
de gas natural a otras Plantas de Fraccionamiento, Almacenaje o Despacho.
h) Oleoducto/poliducto entre otros puntos de Recepción y Despacho de producto.

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, sostuvo que “Nosotros queremos transparentar el costo de la energía, luego el Estado decide a quién subsidia y a quién no. No tiene ningún sentido que el Estado subsidie industrias con el costo del GNL o subsidie la generación”.

“Si el costo es muy alto, nosotros decidimos aplanar ese costo, y que la demanda prioritaria, demanda residencial, lo pague durante los meses de bajo consumo y no los meses de invierno”, agregó, y remarcó que “para poder hacer esto es importante que todos los consumidores entiendan cuál es el costo. Con la señal correcta de precio se pueden tomar decisiones de consumo racionales”.

Én declaraciones que realizó en una Jornada sobre Energía organizada por el Diario Río Negro, González también se refirió a la licitación de compras de cargas de GNL por parte de empresas privadas, que finalmente el gobierno suspendió por el alto costo ofertado.

“Intentamos ver si podíamos dejar eso en manos privadas”, explicó, y luego “lo que hicimos distinto fue que ENARSA comprara los buques de GNL (en rigor las cargas) y los disponibiliza para todo el mercado al costo de compra, más costo de regasificación”.

El precio del GNL registró un muy fuerte aumento en el mercado internacional como consecuencia de los bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán, y el cierre del Estrecho de Ormuz, por donde se transporta el 20 por ciento del crudo y el GNL mundial.

“En la segunda licitación (también realizada por ENARSA), de 9 buques para junio, tuvimos un montón de demanda” (por parte de compradores del insumo).

González señaló que “Nos vamos a asegurar de que cuando tomemos el invierno completo, el costo total no sea mayor al que hubiéramos tenido con el sector privado”.

Zona Fría

Acerca de la intención del gobierno nacional de eliminar del régimen de tarifa subsidiada del gas a diversas zonas del país que fueron incluídas por Ley en el año 2022, González sostuvo que “Lo que está vigente es una aberración, hay definidas como zonas frías zonas que en verdad son templadas”, y “donde el resto del sistema (usuarios) que no tiene zonas frías subsidia, independientemente del tipo de consumidor”.

La intención del gobierno nacional ha generado reclamos de varios gobernadores.
“Proponemos volver a la zona fría original patagónica, y subsidiar (sólo) el consumo. No vamos a subsidiar ni los impuestos ni el Cargo Fijo, sino el metro cúbico efectivamente consumido”, insistió González. “Esperamos que el Congreso lo entienda, va a ser un ahorro importante para el fisco”, justificó.

El RIGI y el Súper RIGI

El funcionario sostuvo que “El RIGI (régimen de incentivos fiscales y cambiarios a grandes inversiones) es una historia de éxito, está funcionando muy bien”. “La semana que viene se van a aprobar otros dos proyectos y va a haber muchas más presentaciones”.

Y describió que “El régimen tiene un doble objetivo: acelerar los desarrollos e incrementar el tamaño de los desarrollos, para proyectos donde la rentabilidad era dudosa sin el RIGI”.

Acerca de lo que la Administración Milei denominó “Súper RIGI”, González señaló que “es un régimen pensado para la industrialización de los recursos naturales y sobre todo para industrias nuevas”. “La idea no es replicar el RIGI sino que es aprender del éxito que tuvo el régimen y es para proyectos donde Argentina hoy no está en el mapa”.

“Los detalles los estamos definiendo, como el umbral mínimo (de inversión), va a ser un régimen de un plazo más largo, posiblemente sea de 5 años. Tiene beneficios fiscales más importantes que el RIGI, el más relevante es que la tasa de impuesto a las ganancias es del 15 por ciento”.

Indicó además que “No va a tener ningún tipo de arancel de importación, ningún tipo de retenciones a las exportaciones. Es un régimen potente pensado para mediano y largo plazo”.

“Lo estamos terminando de escribir durante estas semanas para presentarlo al Congreso lo más pronto posible”, agregó.

Y puntualizó que “una de las características es que las provincias y los municipios donde se realicen las inversiones tienen que estar en todo de acuerdo y adheridos al régimen, es un esfuerzo compartido entre Nación, provincia y municipios”.

González resumió que “el objetivo del Gobierno es normalizar el sector energético, que estaba absolutamente intervenido”.

“Queremos que el sector privado pueda fluir, y para eso, arrancamos con la Ley Bases, hicimos cambios en Ley de Hidrocarburos, cambios en la Ley de Gas, cambios al marco regulatorio eléctrico, con el objetivo de ir desregulando mercados”. “Estoy muy satisfecho de cómo viene reaccionando el sector privado”, remarcó.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) presentó el informe Panorama 2025: Producción y comercio exterior de petróleo y gas natural en América Latina y el Caribe, destacando un fuerte dinamismo del sector hidrocarburífero regional, impulsado principalmente por el crecimiento de Guyana y el liderazgo sostenido de Brasil y México.

De acuerdo con el reporte, América Latina y el Caribe (ALC) aportó aproximadamente el 11 % del suministro mundial de petróleo y cerca del 6 % del gas natural durante 2025. La producción petrolera regional aumentó 20 % respecto al año anterior, y en cuanto al gas natural, el reporte sostiene que hubo un crecimiento interanual de 10 por ciento.

El informe señala que el 46 % de la producción regional de petróleo se destinó a exportaciones con destino a China, consolidándose como el principal destino de las ventas externas, concentrando el 31 % del comercio petrolero de ALC, seguida por Estados Unidos y la Unión Europea.

En materia de gas, OLACDE destaca que el 59 % de las importaciones regionales provienen de Estados Unidos, reflejando la integración energética de América del Norte, mientras que Trinidad y Tobago mantienen un rol estratégico como exportador de gas natural licuado en la región, actividad en la cual se proyecta también Argentina.

Asimismo, el análisis proyecta que, pese al avance acelerado de las energías renovables y la electrificación, el petróleo y el gas natural continuarán teniendo una participación relevante en la matriz energética regional durante las próximas décadas, con cuotas cercanas al 26 % cada uno en la matriz primaria de energía de América Latina y el Caribe.

Reporte completo en el siguiente link:
https://www.olade.org/publicaciones/panorama-2025-produccion-y-comercio-exterior-de-petroleo-y-gas-natural-en-america-latina-y-el-caribe-alc/

Autoridades nacionales, y provinciales de Santa Cruz, recorrieron las obras de construcción de las hidroeléctricas Cóndor Cliff y La Barrancosa (ex Presidente Néstor Kirchner y Gobernador Jorge Cepernic) en medio de la reorganización administrativa del proyecto y la expectativa por la recuperación del empleo en esa provincia.

Las obras, que cuentan con financiamiento de China desde el momento de su licitación, estuvieron paralizadas desde el 2024, pocos meses después del cambio de gobierno nacional. Tras arduas negociaciones con el consorcio adjudicatario (Gezhouba Group, Eling, Hidrocuyo) en marzo se firmó la Adenda 12 entre las partes, y se encaró la reactivación.

Las obras de las represas sobre el río Santa Cruz volvieron a ocupar un lugar central en la agenda energética nacional, señaló el gobierno provincial. Durante el domingo y lunes (17 y 18 de mayo), los funcionarios realizaron una recorrida técnica por el complejo hidroeléctrico, en el marco del proceso de reactivación de los trabajos y de la nueva estructura administrativa del proyecto.

La visita incluyó inspecciones en distintos sectores de obra, recorridos por los campamentos y reuniones técnicas vinculadas al avance del emprendimiento, considerado estratégico tanto para el sistema energético argentino como para el desarrollo económico de la provincia.

La suma de ambas hidroeléctricas implicará un aporte de 1.310 MW de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional. Tienen diferente grado de avance: 40 % en el caso de La Barrancosa y 20 % en Condor Cliff, aproximadamente.

La firma de la Adenda 12 destrabó un desembolso estimado en 150 millones de dólares aportados por los bancos chinos, proyectando la reincorporación paulatina de más de 1.500 trabajadores locales, post invierno.

La recorrida se desarrolló en un contexto de modificaciones institucionales impulsadas por el Gobierno Nacional. Según la nueva normativa, las represas dejarán de depender de ENARSA y pasarán a estar bajo la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía de la Nación, que asumirá el rol de comitente de la obra.

Por parte del Gobierno provincial participaron el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Estado de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.

La comitiva nacional estuvo encabezada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; representantes de ENARSA y de la Universidad Nacional de La Plata.

Jaime Álvarez destacó el impacto laboral y energético del proyecto

Durante la recorrida, el ministro Álvarez remarcó la importancia de sostener proyectos estratégicos para Santa Cruz y enfatizó la necesidad de garantizar la contratación de trabajadores santacruceños mediante la aplicación de la Ley 90/10.

“El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, sostuvo el funcionario al referirse a la recuperación de puestos laborales vinculados a la obra.

Álvarez también señaló que la continuidad de las represas es posible gracias al acuerdo de financiamiento entre el Estado Nacional y la República Popular China, y valoró las gestiones para superar el conflicto económico entre ENARSA y la UTE responsable del proyecto.

Desde el Gobierno de Santa Cruz subrayaron que la continuidad de Cóndor Cliff y La Barrancosa representa una obra estratégica por su aporte futuro a la matriz energética nacional y por el impacto económico que tendrá en la provincia.

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al paquete de medidas en materia energética que el Gobierno nacional envió al Congreso, que incluye la eliminación del régimen de zona fría para un gran número de habitantes del territorio bonaerense usuarios de gas.

En conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Esta es una ley que busca, una vez más, pegarle fuerte no al Gobierno provincial sino a todos los bonaerenses, porque casi el 40 % de los beneficiarios actuales de este régimen son de nuestra provincia”.

Ghioni explicó que “La modificación que proponen implica menos usuarios y también menos subsidios, porque con esta modificación cambia un criterio básico: antes se subsidiaba el 50 % de la factura total, y ahora sólo se subsidiaría el 50 % de una parte que corresponde únicamente al precio del gas. Esto implica que quedarán excluidos de ese subsidio componentes como transporte, distribución e impuestos”.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las obras de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, que avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local y al internacional.

Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.

La primera fase del proyecto en ejecución contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.

La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.

Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo, reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados, destacó YPF.

GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de USD 1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la Compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.

“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.

En marzo, la Compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre USD 80 y 100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.

Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país.

Acerca de Geopark 

GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera. 

YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto LLL Oil, con una inversión estimada de U$S 25.000 millones en los próximos 15 años, comunicó la compañía.

Esta iniciativa constituye el proyecto de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI hasta el momento.

El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. La producción de crudo estará destinada 100 % al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local, se describió.

Se estima que LLL Oil generará exportaciones por alrededor de U$S 6.000 millones anuales hacia 2032 y creará aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo, se estimó.

LLL Oil es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial, remarcó YPF.

Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos. Este esquema permitirá maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país.

El RIGI constituye un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento, se enfatizó.

El nuevo parque tiene 305 MW de capacidad instalada, equivalente al 11 % de la potencia solar del país. Requirió una inversión de USD 211 millones y es el primer proyecto en comenzar a operar bajo el RIGI.

YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el
departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.
El acto de inauguración contó con la presencia del jefe de gabinete de ministros de la Nación, Manuel Adorni; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano y autoridades nacionales, provinciales, municipales.

Con una inversión de USD 211 millones, El Quemado es el primer proyecto en entrar en operación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La energía se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.

Durante la inauguración, Manuel Adorni destacó: “Es muy impresionante lo que estamos viendo acá, esto es la Argentina del futuro. Felicitaciones a Horacio Marín y a los cientos de personas que estuvieron involucradas en esto. El 26 de diciembre de 2024 tuve el placer de anunciar la aprobación del primer proyecto RIGI. Era nada más ni nada menos que este proyecto, el Parque Solar El
Quemado, que hoy se convirtió en el primer proyecto RIGI inaugurado”.
Al mismo tiempo, el gobernador de Mendoza manifestó: “Generar un régimen de incentivo a las
grandes inversiones y concretar el proyecto es lo que estamos celebrando hoy”.
Por su parte, el presidente y CEO de YPF dijo: “Todos los días que me levanto orgulloso de trabajar en YPF. Esto es una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía. Hemos hecho el parque más grande de la Argentina en un año. Hoy cumplimos el primer 1GW de capacidad instalada renovable y estamos contribuyendo fuertemente para que la Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir del 2031”.

El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación. El parque es el séptimo proyecto renovable desarrollado por YPF Luz.

Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto combinó escala nacional con impacto local: durante la obra empleó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local. Además, gran parte de los pallets, cartones y materiales de rezago generados durante la etapa de obra fueron donados a municipios y entidades locales para su reutilización. Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz, y a todos los proveedores,
contratistas y autoridades que aportaron para que este proyecto sea hoy una realidad”.

Datos clave

• Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km al norte de la ciudad de Mendoza.
• Capacidad instalada: 305 MW (200MW ya en operación).
• Inversión: USD 211 millones.
• Impacto ambiental: evitará la emisión de más de 385.000 Tn de CO2 eq. por año.
• Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares, suficiente para cubrir la demanda residencial de la Ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Lavalle.
• Importancia: es el parque solar de mayor capacidad instalada de la Argentina y equivale a más del 11% de la capacidad solar instalada nacional.
• Empleo local: durante la construcción alcanzó un pico de más de 350 personas empleadas, con 87% de mano de obra local.
• Comercialización: la energía de El Quemado se comercializará en el Mercado a Término de Energía (MAT) para abastecer a empresas, industrias y distribuidoras de todo el país.

Datos técnicos y de obra

• Factor de capacidad estimado: 31,4%.
• Equipamiento principal: más de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, 5.800 trackers, 1.170 inversores y 40 centros de transformación.
• Plazo de construcción: 18 meses. La obra comenzó en enero de 2025.

Documento: YPF LUZ-Público

• Empleo en obra: más de 350 personas en el pico de obra.
• Superficie: 620 hectáreas.
• Interconexión e infraestructura: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora. La obra incluyó una subestación con tecnología GIS, con doble barra y salida para tres transformadores de 220 kV/33 kV, construida por Distrocuyo, que también operará esa infraestructura, además del tendido de 180 km de fibra óptica para vincular los sistemas de control y protección.
• RIGI: es el primer proyecto renovable aprobado e inaugurado bajo el RIGI.
• Contratistas: DQD (obra civil y montaje electromecánico BOP) y Distrocuyo (estación
  transformadora y obra eléctrica).
• Tecnología: Jinko

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero pasado, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.

El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20 % de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador de todos los bloques.

Continental es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos, con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados.

PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y hoy es uno de los protagonistas del desarrollo del No Convencional en la Cuenca Neuquina.

La compañía produce en esta provincia 12 millones de metros cúbicos diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED). Además, opera siete áreas en Neuquén —seis de ellas en desarrollo— y participa como socio no operador en otras dos.

En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación del No Convencional otorgada por la provincia.

Sobre Continental Resources

Continental Resources, Inc. es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, tiene una larga trayectoria de innovación en el desarrollo de recursos No Convencionales.

Continental es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.

Asimismo, ocupa una posición de liderazgo en recursos en varias cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, Texas.

A nivel internacional, Continental está participando en un joint venture con la petrolera nacional de Turquía (TPAO) y TransAtlantic Petroleum para desarrollar recursos No Convencionales en la cuenca de Diyarbakır, en Turquía.

Al mismo tiempo, continúa consolidando su presencia en la formación No Convencional de Vaca Muerta, en Argentina.

El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA organizó cuatro subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento de junio: Un total de 504 millones de metros cúbicos.

La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado, que el segmento (6 distribuidoras) compró 49,5 millones y el precio fue 21,49 U$S/MMbtu (fijo).

El remanente ofrecido en la segunda subasta fue entonces de 454,5 millones a los que podían acceder industrias (compraron 42,5 millones) y centrales térmicas (compraron 173 millones).

El nuevo remanente, de 239 millones de metros cúbicos, se ofreció en la tercera ronda, exclusiva para comercializadoras. Una de ellas compró 238,7 millones y otra se alzó con los 0,3 millones restantes.

Al no quedar remanente no se llevó a cabo la cuarta subasta prevista, destinada a CAMMESA como proveedor de última instancia para generación.

En la segunda y la tercera el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos. Todos ofertaron en una franja muy baja, entre 0 y 0,21 U$S/MMBTU.

La Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC) celebró en el Houston Petroleum Club su tercera edición de la Bilateral Energy Summit la cual reunió a compañías líderes, inversores, autoridades y referentes del sector energético, tecnológico y financiero para posicionar a Vaca Muerta como una plataforma estratégica de desarrollo, inversión y cooperación entre Argentina y Texas.

El encuentro reunió a más de 450 asistentes, entre ellos ejecutivos de primer nivel de compañías energéticas, de servicios petroleros, logística, tecnología, infraestructura e inversión con sede en Estados Unidos, quienes exploraron oportunidades de negocio.

Entre las compañías representadas se destacó la presencia de fondos de inversión, operadoras integradas globales y actores de la cuenca del Permian, compañías de servicios, universidades, cámaras de comercio y organizaciones profesionales estadounidenses, y proveedores de servicios de oilfield de todos los tamaños.

Vaca Muerta como el principal destino global de inversión energética

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, trazó tres pilares que hacen de Vaca Muerta una oportunidad única: la estabilidad macroeconómica del Gobierno nacional, la calidad superior de la roca Argentina y la inversión colaborativa ya materializada en infraestructura de exportación.

“No hay lugar en el mundo donde se vaya a invertir tanto como en Vaca Muerta en los próximos años. La inversión entre 2025 y 2031 va a ser de 130.000 millones de dólares. Neuquén es el lugar más hot de inversiones; Los invitamos a venir”, afirmó Marín.

La cumbre también puso en valor la cooperación entre compañías argentinas y estadounidenses como una condición clave para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.

En ese marco, Pan American Energy y Continental Resources compartieron un panel en el que destacaron el trabajo conjunto que vienen impulsando en la Argentina, a partir de la combinación entre experiencia internacional en recursos no convencionales, conocimiento operativo local y capacidad de ejecución en el país.

Marcelo Gioffré, VP de Supply Chain de PAE, subrayó la importancia de desarrollar una cadena de valor robusta: “La sinergia entre proveedores de servicios es donde realmente se libera el valor. Se trata de construir una cadena de suministro tan resiliente como eficiente”.

Por su parte, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, respaldó ante la audiencia estadounidense el régimen RIGI, la herramienta de incentivos a la inversión de largo plazo.

El mandatario también subrayó la apuesta por la sustentabilidad social del modelo, con inversión en formación de mano de obra local a través del Instituto Vaca Muerta.

En este mismo marco, Figueroa anunció el lanzamiento de la licitación pública nacional e internacional de 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, a través de Gas y Petróleo del Neuquén.

Sobre la ATCC
La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) es la cámara bilateral que promueve el comercio y las inversiones entre Argentina y el estado de Texas, con foco estratégico en el sector energético. A través de misiones comerciales, programas de matchmaking y espacios de diálogo institucional, la ATCC conecta a empresas, gobiernos y academia de ambos países.
www.argentinatexas.org

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, comunicó por X que “tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda, la compañía ajustará en 1 % los precios de sus combustibles a partir del jueves 14” (de mayo).

Y agregó que “de igual manera, continuaremos aplicando el sistema de “buffer de precios” por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”.

“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent), manteniendo sin restricciones las demás variables que componen el precio, (por caso impuestos) tal como se ha hecho en el periodo anterior”, describió Marín.

Al respecto, señaló que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado, y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.

Marín explicó además que “continuaremos aplicando nuestro sistema de micropricing, que nos permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”.

“De esta forma, reiteramos nuestro compromiso honesto y moral con todos los consumidores, preservando la demanda en un contexto de libre mercado, sin perder rentabilidad ni generando perjuicios a nuestros accionistas ni a nuestros clientes”, sostuvo el CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La decisión de YPF es presentada como independiente de alguna injerencia por parte del ministerio de Economía, cartera que procura aletargar la inflación de precios al consumidor.

Por otra parte, caba señalar que por la fuerte participación en el mercado local, la determinación de YPF tiene incidencia en el criterio de precios que aplicarán otras importantes marcas refinadoras y comercializadoras en el país.

Por Santiago Magrone

El ministerio de Economía aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto y plan de inversión presentado por Transportadora de Gas del Sur denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” (ex GPNK), que consiste en la construcción, financiamiento, operación y mantenimiento de la infraestructura para generar una capacidad incremental de transporte de 14 millones de metros cúbicos por día al mencionado gasoducto troncal.

A través de la Resolución 676/2026, Economía enmarcó al proyecto de tgs en el sector “Petróleo y Gas”, subsector “Transporte y Almacenamiento”, y determinó como fecha de adhesión al RIGI el día 30 de abril de 2026.

Asimismo, estableció que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de la R-676, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) TGS SD1 deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 % ) del monto de inversión mínima, de acuerdo con lo establecido por la ley (Bases) 27.742.

Conforme al plan de inversión aprobado, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte de TGS SD1 es el día 31 de diciembre de 2026, en los términos de lo dispuesto por la Ley referida.

Asimismo, la R-676 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar al amparo de la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742.
Economía encomendó a la Secretaría de Energía y/o a quien esta delegue, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias.

La Resolución ya oficializada ordena comunicar a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para que genere una Clave Única de Identificación Tributaria (CUIT) especial para el VPU TGS SD1 y la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros establecidos por la ley 27.742 para este tipo de proyectos beneficiados con el RIGI.

Asimismo, se comunicará al Banco Central de la República Argentina (BCRA) a fin de que aplique a TGS SD1 como VPU titular del Proyecto de ampliación del Tramo I del GPM los incentivos cambiarios previstos en la referida Ley Bases, a excepción del beneficio de libre disponibilidad de las divisas de cobros de exportaciones previsto por el artículo 198 de la mencionada ley, que no fue solicitado por TGS SD1.

El proyecto aprobado y su realización

En los considerandos de la R-676 se refiere que el Proyecto implica la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza de la Concesión de Transporte del Tramo I del GPM, que se extiende desde Tratayén (Neuquén), hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires), que permitirá el transporte de la Capacidad Incremental de 14 MMm3/día.

TGS SD1 declaró que el Proyecto implicará una inversión total de U$S 550.000.000 y una inversión en activos computables de U$S 513.372.867, superando los montos mínimos de inversión contemplados en el decreto 749/2024 para acceder al Régimen de Incentivos.

Asimismo, se indica que TGS SD1 incorporó dentro de los activos computables aquellos previstos en el la ley 27.742 con el tope del quince por ciento (15 %) del monto mínimo de inversión, por la suma de U$S 45.000.000, acompañando la discriminación de rubros principales a los que se destinará la inversión.

TGS SD1 declaró en activos computables la suma de U$S 393.617.489 para el primer año contado desde la fecha de notificación de la aprobación del RIGI para el proyecto y del plan de inversión, y de U$S 30.575.689 para el segundo año.

Ecomomía puntualizó en la R-676 que “TGS SD1 presentó cronograma estimado de la inversión total del Proyecto con descripción del plazo de obra o construcción de dieciocho (18) meses a partir de 1° de noviembre de 2025, y declara como fecha estimada de inicio de operación el 1° abril de 2027”.

La empresa también acompañó el Plan de Desarrollo de Proveedores Locales del cual surge el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20 % de la totalidad del monto de inversión conforme lo determinado por el decreto 749/2024.

El proyecto de Iniciativa Privada presentado por tgs al gobierno nacional en 2024 implica agregar potencia al GPM para incrementar la capacidad de transporte desde los 25 millones de metros cúbicos actuales, hasta los 39 MMm3/día, describió en una exposición convocada por el MEGSA el CEO de la compañía, Oscar Sardi.

El directivo detalló que se preadjudicó en octubre del año pasado y su realización permitirá reducir la importacion de GNL y otros liquidos.

La inversión contempla la instalación en las plantas compresoras de seis máqinas, en Tratayen, Casa de Piedra, Chachamendi, Doblas y Salliqueló.

El transporte adicional calculado es de 14 millones de metros cúbicos día, de los cuáles 2 millones se destinarán a Bahía Blanca (Complejo General Cerri) y 12 millones al Gran Buenos Aires, CABA y Litoral, describió.

La obra también implica la instalación de un loop de 20 kilómetros y obras complementarias. Estará prevista la opción de agregar transporte por otros 6 MMm3/dia.
La inversión total en este proyecto permitirá un ahorro anual estimado de U$S 700 millones en importación de insumos energéticos, lo que implica un importante ahorro de divisas para el país.

Así las cosas, deberá encararse la licitacion para la adjudicación de capacidad de transporte en firme para el GPM entre Tratayen y Salliqueló, y los tramos finales entre Salliqueló y el GBA.

Se otorgaron 5 nuevas becas a estudiantes de Ing. White con estudios secundarios finalizados para que puedan llevar adelante sus carreras de grado en universidades de la ciudad.

Bahía Blanca, 11 de mayo de 2026 – Compañía Mega, empresa argentina líder en el procesamiento de líquidos del gas natural, realizó un acto de entrega de becas en la edición 23 de su programa de becas universitarias Acompañando a Crecer.

El mismo contó con la presencia de Tomás Córdoba- Gerente General de la empresa, Andrés Pelegrina- Gerente de Operaciones Bahía Blanca; Mary Striebeck de Amorín, titular de la Fundación Cecilia Grierson, autoridades del ámbito educativo y municipal.

El programa, que se realiza desde el 2003 de manera ininterrumpida junto a la Fundación Cecilia Grierson, beneficia cada año a 5 nuevos estudiantes que egresan del sistema secundario de Ingeniero White y deciden continuar sus estudios universitarios en la Universidad Nacional del Sur o en la UTN Facultad Regional Bahía Blanca. El mismo pone foco en acompañar el crecimiento y el desarrollo profesional de los futuros egresados durante toda su carrera universitaria.

“Este es un año muy significativo para Compañía Mega: cumplimos 25 años de historia, trabajando con un propósito claro: contribuir con el desarrollo energético del país. Y si bien muchas veces hablamos del crecimiento y los resultados de la compañía, uno de nuestros pilares dentro de la empresa es el desarrollo de las personas y el acompañamiento a las comunidades donde estamos presentes. Y en ese sentido, este programa de becas lleva 23 años ininterrumpidos colaborando en esa dirección y es una muestra de nuestro compromiso sostenido en el tiempo” comentó Tomás Córdoba – Gerente General de Compañía Mega.

El programa “Acompañando a Crecer” ha permitido la formación de graduados en disciplinas como ingenierías, licenciaturas industriales, abogacía, enfermería, entre otras. Anualmente, se convoca a una inscripción para la incorporación de nuevos becarios y becarias, de los cuales se seleccionan 5 personas beneficiarias.

Así, los estudiantes cursan sus carreras universitarias en Bahía Blanca apoyados por el aporte de becas de Compañía Mega, que cuentan con una renovación anual. Para esto, el equipo de la Fundación Cecilia Grierson lleva a cabo tareas de seguimiento y acompañamiento de los estudiantes con el objetivo de evaluar tanto su desempeño académico como su bienestar.

En el año 2023, en el marco del aniversario n° 20 de Acompañando a Crecer, el programa fue declarado de interés municipal por el Honorable Concejo Deliberante de Bahía Blanca, con la Resolución n°64/2023.

Por Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de Arpel

La retórica sobre nuestra industria se había modificado radicalmente desde el primer trimestre de 2025. Hubo un «chequeo de realidad» sobre el ritmo de las transiciones energéticas. Se reconocieron finalmente la futilidad de imponer soluciones reduccionistas a un sistema tan complejo como energía-economía-clima, las condiciones de contorno que dicta la siempre creciente demanda de energía, las limitaciones tecnológicas de cadenas de valor de las energías renovables y el rol insoslayable, por el futuro concebible, de los hidrocarburos como base fundamental de la seguridad energética y de su asequibilidad.

Hoy la oferta y demanda de la energía sufren de inéditas incertidumbres ingénitas a la actual disrupción geopolítica mundial, pero también al desarrollo social y económico, las complejas cadenas de valor de todo lo relacionado aguas arriba y aguas abajo de los hidrocarburos, al despegue exponencial de la Inteligencia Artificial, y a las políticas sectoriales y regulatorias de nuestros países.

América Latina y el Caribe ofrecen alta prospectividad de subsuelo, tema que se profundizará en la 8ª Conferencia Arpel, del 1° al 4 de junio en Buenos Aires. Con menos del 10% de aporte a la producción global de petróleo y menos del 5% a la de gas en 2025, contribuyó con casi el 40% de los recursos hidrocarburíferos convencionales descubiertos desde 2020. Además, en general, la región ofrece términos contractuales y fiscales competitivos y es receptiva al capital privado e internacional. Más aun, está muy lejos de las zonas de conflictos militares en curso y no cuenta con puntos de estrangulamiento estratégico vulnerables para el transporte marítimo.

Por tanto, vislumbramos y aspiramos a un futuro prometedor para el sector de hidrocarburos en la región, con producciones crecientes en Brasil, Guyana, Surinam y Argentina. El extremadamente prolífico margen atlántico al sur de Brasil podría extenderse hasta Uruguay y Argentina, mientras que su margen ecuatorial se sitúa a lo largo del fairway Guyana-Surinam. Además, Vaca Muerta es, a nivel mundial, la única cuenca de shales capaz de rivalizar con los yacimientos de Permian e Eagle Ford.

En particular, el gas natural ha dejado de ser un puente para transformarse en un camino de acompañamiento a la descarbonización, porque genera menores emisiones que el carbón y los combustibles fósiles líquidos y, dada su naturaleza no intermitente, apalanca indirectamente a las energías renovables. Podremos aumentar su penetración en las matrices de más países de la región mediante una mejor integración vía ducto y GNL, mejorando así aún más las matrices regionales primarias y eléctricas más limpias del planeta. Podremos también exportar GNL hacia regiones con matrices mucho menos limpias que la nuestra, ayudando así a su descarbonización.

Se nos ha presentado entonces, como región, una excelente ventana de oportunidad y un desafío. Para aprovecharla, industria y gobiernos deben alinearse. Pero más allá de ofrecer términos contractuales y fiscales atractivos, nuestros gobiernos deben gestionar la percepción de estabilidad política y económica, estabilidad institucional más allá de ciclos electorales o de vaivenes ideológicos, estabilidad o previsibilidad regulatoria, mayor agilidad de los permisos ambientales, seguridad jurídica y transparencia.

Hoy, más nunca, tenemos que combinar visión estratégica con cooperación público-privada, pragmatismo y agilidad táctica.

Trump llama “con soporte vital” a las negociaciones con Irán; la EIA extiende el cierre del estrecho hasta fines de mayo y no espera normalización del mercado antes de 2027

El Brent subió más de un 3% y cerró por encima de los US$ 107 el barril. El WTI superó los US$ 101. Dos jornadas seguidas de subas fuertes, y el mercado ya no las descuenta como ruido: empieza a pricear un conflicto largo.

Las negociaciones entre Washington y Teherán no avanzan. Trump dijo el lunes que las conversaciones de cese al fuego están “con soporte vital”. Irán pide el levantamiento del bloqueo naval, la reanudación de sus exportaciones de crudo y compensación por daños de guerra. También reivindicó soberanía sobre el Estrecho de Ormuz, por donde pasa cerca de la quinta parte del petróleo y GNL que mueve el mundo. Mientras eso no se resuelva, el paso sigue siendo una variable abierta.

La EIA corrió esta semana su estimación de reapertura: ya no espera que el estrecho vuelva a operar con normalidad antes de fines de mayo —el mes pasado calculaba fines de abril—. Y agregó que, aun cuando los flujos se retomen, la producción y el comercio global de crudo no van a recuperar los niveles previos al conflicto antes de fines de 2026 o principios de 2027.

Un déficit de mil millones de barriles y reservas estratégicas al límite

Los números que circulan en el mercado son difíciles de procesar. La EIA calcula que en abril se perdieron 10,5 millones (bp/d) de producción regional. Para mayo, esa cifra treparía a 10,8 millones de bp/d, con los tanques de almacenamiento de los países productores llegando al tope y forzando nuevos recortes. J.P. Hanson, de Houlihan Lokey, habla directamente de un hueco de 14 millones de bp/d y un déficit acumulado que ya ronda los mil millones de barriles. “Las reservas estratégicas están drenadas y la capacidad de reemplazar los volúmenes perdidos es limitada”, escribió.

El CEO de Saudi Aramco, Amin Nasser, puso el número de otra manera: se pierden unos 100 millones de barriles por semana, y la estabilidad del mercado podría no volver antes de 2027.

La OPEP produjo en abril lo menos que produjo en más de dos décadas. Las refinerías independientes chinas también están achicando operaciones, golpeadas por márgenes que no cierran y una demanda doméstica que no repunta.

Del lado norteamericano, los inventarios de crudo cayeron cerca de 2,1 millones de barriles la semana pasada, y se estima que los de combustibles siguieron el mismo camino. Macquarie prevé que las exportaciones marítimas de crudo y productos se mantengan elevadas en las próximas semanas.

La otra cita que el mercado tiene marcada es la reunión entre Trump y Xi Jinping prevista para esta semana. El contexto no ayuda: Washington acaba de sancionar a tres personas y nueve empresas por facilitar exportaciones de crudo iraní a China. Las compras chinas de petróleo y GNL norteamericano —que sumaron 8.400 millones de dólares en 2024— están prácticamente paralizadas desde que arrancó el segundo mandato de Trump.

La compañía publicó su 18° informe, que refleja el desempeño económico, ambiental, social y de gobernanza en un año marcado por el crecimiento del sector energético y la integración regional.

TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.

Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.

En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).

La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.

Ejes de desempeño 2025

Ambiente
En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.

Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.

“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.

Social
La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.

En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.

Gobernanza
En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.

Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.

La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.

En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.

La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, Director Ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario.

Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.

La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden
inscribirse a través del siguiente enlace: https://forms.gle/V8jDt7tX8hPYCMAs8

A través de la Resolución 673/2026 el ministerio de Economía oficializó la venta de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica CITELEC S.A. que estaban en manos de la estatal Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), al consorcio privado integrado por EDISON TRANSMISIÓN S. A. y GENNEIA por el monto total de U$S 356.174.811,78, sin Impuesto al Valor Agregado (IVA).

Citelec es la firma controlante de Transener, principal transportadora de energía eléctrica en alta tensión del país.

La venta accionaria corresponde a la adjudicación del Concurso Público Nacional e Internacional desarrollado por Economía en los últimos meses.

En la misma resolución ahora oficializada, el ministerio de cargo de Luis Caputo determinó y describió las ofertas que calificaron detrás de la ganadora:
Segunda en orden de mérito: CENTRAL PUERTO S.A. por el monto total de U$S 301.000.000 sin IVA; y tercera la EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE (EDENOR S.A.) por el monto total de U$S 230.000.000) sin IVA.

Economía fijó el plazo para la suscripción del Contrato de Compraventa de las acciones de Citelec en quince (15) días hábiles, “que comenzarán a computarse desde el dictado de la presente medida”.

ENARSA entonces era titular del cincuenta por ciento (50 %) de las acciones de CITELEC S.A., sociedad de inversión que controla a TRANSENER S.A., titular de la concesión del transporte de energía eléctrica a través de la red de energía eléctrica de alta tensión de la República Argentina-, que detenta en dicha firma el 52,65 % del capital accionario total -como tenedora de todas las acciones clase A, representativas del 51 % de dicho capital y del 1,65 % de las acciones clase B-.

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.

un comunicado, Economía había destacado hace un par de semanas que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.

El ministerio destacó que la venta ahora concretada “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”.

Tras concretar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, en Vaca Muerta, Vista Energy incorporará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Esto consolida a la compañía como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina, se destacó.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, remarcó que “la reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.

“Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, agregó Galuccio.

La compañía anunció que invertirá este año U$S 1.800 millones, un 12.5 % más que lo anunciado a inversores en noviembre del año pasado.

Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de U$S 3.000 millones en 2026, un 58 % superior a los U$S 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.

Proyecciones a 2028

Vista proyecta invertir U$S 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17 % más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028, lo que representa un incremento de 16 % respecto de la meta previamente informada, se indicó.

A la fecha, la compañía ya lleva invertidos más de U$S 6.500 millones en la Argentina, y la actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja.

Al respecto, Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de U$S 2.800 millones, un 87 % más que los U$S 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre último.

La compañía planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.

Visión 2030

Vista también actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25 % superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones previas. La nueva meta refuerza la ambición de la compañía de seguir escalando su operación en Vaca Muerta.

La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de U$S 2.000 millones por año hacia 2030, un 33 % superior a los U$S 1.500 millones proyectados anteriormente. La mejora esperada refleja mayores niveles de producción y la consolidación de eficiencias operativas en sus desarrollos de Vaca Muerta, se indicó.

YPF inauguró en Nordelta la primera estación de servicio bajo el formato YPF Black, un nuevo concepto que redefine la experiencia en estaciones de servicio y consolida una transformación profunda en su red que se extiende por todo el país.

“YPF Black es una nueva forma de entender la estación de servicio. No se trata solamente de cargar combustible, sino de ofrecer una experiencia completa, de calidad superior, cuidando cada interacción y cada detalle. Con este formato elevamos el estándar en la Argentina”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, durante la inauguración.

YPF Black representa la máxima expresión de la experiencia YPF, con una propuesta integral centrada en el cliente, que combina excelencia operativa, atención personalizada, servicios innovadores y una oferta diferencial de gastronomía y beneficios.

El formato YPF Black propone una experiencia de atención con mayor personalización del servicio y espacios diseñados para optimizar tiempos y mejorar la calidad del viaje.
Entre sus principales atributos se destacan:

• Atención diferencial en cada isla, con el respaldo de un equipo técnico especializado.
• YPF Pit Stop, un espacio que permite realizar chequeos rápidos del vehículo de manera eficiente y segura.
• Programa Serviclub con beneficios exclusivos, como triplicación de puntos durante el período inicial, accesos anticipados a lanzamientos y propuestas exclusivas para los socios.
• Gastronomía premium, que incluye Carne hamburguesas, desarrolladas por el multipremiado chef argentino Mauro Colagreco, platos exclusivos, café de especialidad y una selección curada de productos de alta calidad.
• La inauguración de YPF Black se enmarca en una estrategia más amplia de transformación del retail de la compañía, que organiza su red en tres modelos complementarios: Black, Núcleo y Refiplus. Cada uno responde a distintos hábitos de consumo y contextos geográficos, pero comparten valores comunes: cercanía, calidad y confiabilidad.
  Con este enfoque, YPF busca ampliar el alcance de su marca, mantener su fuerte presencia federal y seguir siendo la referencia del mercado, sin perder su identidad ni su compromiso con los clientes en cada punto del país, destacó la compañía.

Esta semana concluye el período de 45 días que YPF se dió para no seguir incrementando los precios de sus combustibles líquidos en el delicado contexto de fuertes subas en la cotización internacional del petróleo y del gas, en particular el GNL, que vienen ocurriendo en los últimos meses como consecuencia de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, y las réplicas de este país, con sus efectos en toda la región de Medio Oriente, sobre todo a partir del cierre de la navegación de buques tanqueros por el Estrecho de Ormuz.

Consultado al respecto, el presidente de YPF. Horacio Marín, reveló que en el arranque de esta semana “vamos a hacer un análisis de situación, que incluye la evolución de la oferta y de la demanda (de naftas y gasoil) en el mercado interno, y las perspectivas de los precios internacionales”.

Del referido análisis participarán otras importantes operadoras, que adoptaron un criterio similar al de YPF, condicionadas por la principal refinadora y comercializadora, que detenta más del 55 % de participación en el mercado local.

Igual que YPF, estas compañías aspiran a una relativa estabilización (incluso a una baja) de los precios del crudo para “recuperar ingresos” que fueron postergados para no empujar una suba de la inflación. La Secretaría de Energía, dependiente del ministerio de Economía, jura y perjura que no está interviniendo en este asunto.

Tras haber alcanzado niveles de 119 y 114 dólares hace un par de semanas, a finales de la semana pasada los precios del barril Brent y WTI se ubicaron en torno a los 101 y 97 dólares, respectivamente.

Se trata de una baja que se explica en parte por el cese de los bombardeos, condicionado a una “negociación” que podría derivar en un acuerdo de paz. Pero nadie apuesta a un final definitivo de las hostilidades por las condicionalidades opuestas que plantean tanto Estados Unidos como Irán, sobre todo en lo referido al desarrollo de las actividades nucleares que Irán defiende para sí, y que Estados Unidos (con Israel como telón de fondo) pretende impedir.

Mientras tanto, Irán mantiene restricciones a la circulación de los barcos por ésa vía navegable, que transportan un volumen equivalente al 20 por ciento del crudo y del GNL que consumen los principales mercados demandantes de éstos insumos energéticos en el mundo.

Marín espera que se produzca una reapertura del Estrecho de Ormuz, pero advirtió que se trata de “un conflicto muy complejo”.

Así las cosas, tras la evaluación podría definirse incluso una continuación del buffer de precios dispuesto a comienzos de abril, un esquema mediante el cual YPF absorbió parte de la escalada del crudo internacional, evitando trasladarla plenamente a los surtidores.

• La compañía abrió una nueva convocatoria a jóvenes profesionales de las ingenierías para sumarse a equipos estratégicos en todo el país.
• El programa combina formación, rotación por áreas y participación en proyectos centrales del negocio.

TGN, compañía clave para el desarrollo energético nacional, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.

La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.

“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.

La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.

Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.

“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, Director de Operaciones de la compañía.

El programa JP26 contempla:

• Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
• Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
• Plan de capacitación técnica y de gestión.
• Participación activa en proyectos core de la compañía.
• Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.

TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.

Resultados recientes

Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.

Condiciones y plazos de la convocatoria

La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.

El ministerio de Economía indicó que, a partir de hoy, los usuarios de gas envasado “pueden acceder al nuevo beneficio para la compra de garrafas a través de las billeteras virtuales BNA+, y MODO incluyendo todos los bancos adheridos a esta plataforma de pago”.

“Este nuevo esquema está destinado sólo a los hogares que se inscribieron en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) y cumplen con los criterios para ser beneficiarios”, se puntualizó.

Este reintegro reemplaza al Programa Hogar e incluye dos garrafas por mes para el período invernal y una por mes entre los meses más cálidos, será de $ 9.593 por garrafa y la devolución del dinero se hará en el momento de la compra.

En esta primera etapa, hay cerca de 2.000 comercios adheridos en todo el país, donde los usuarios podrán adquirir las garrafas con el descuento a modo de reintegro. A su vez, el Banco Nación promoverá la adhesión de más comercios habilitados para la venta de garrafas, ampliando la red disponible para acceder al beneficio.

Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y deseen acceder al subsidio a la garrafa a través del SEF, deben inscribirse en www.argentina.gob.ar/subsidios o en la opción Trámites de la web o de la app Mi Argentina.

Este registro no tiene una fecha límite para inscribirse, pero mientras no estén inscriptos, los usuarios no accederán al beneficio, comunicó la secretaría de Energía, en la órbita de Economía.

Los hogares que pueden acceder a este subsidios son los que tengan ingresos netos del hogar menores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) para hogar tipo 2 — INDEC; hogares con integrante titular de Certificado de Vivienda emitido por el ReNaBaP-, hogares con integrante que percibe Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur; u hogares con integrante titular de Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Economía consideró que “esta iniciativa fortalece la transparencia y eficiencia en la asignación de los subsidios, al tiempo que impulsa la inclusión financiera y el uso de medios de pago digitales, garantizando que los beneficios lleguen de manera directa y oportuna a los hogares que más lo necesitan”.

Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)

El SEF representa un cambio estructural respecto a modelos anteriores de subsidios como la Garrafa Social. En ese esquema, se subsidiaba de forma indiscriminada, sin mecanismos de focalización real en los sectores vulnerables, y, a la vez, se aplicaba sobre el precio de la garrafa mediante precios máximos fijados por el Estado, lo que terminó generando un faltante crónico de producto, señaló la S.E.

En este nuevo esquema, el Estado no interviene en la formación del precio: la garrafa se vende a precio de mercado, garantizando el abastecimiento, se destacó.

El acceso, se describió, “es mediante Declaración Jurada (DDJJ) y cruces de datos del servicio SINTyS, lo que agiliza el proceso de inscripción y coloca la responsabilidad de la solicitud en el usuario, eliminando burocracia previa innecesaria. La validación es mensual y automática, con criterios claros de elegibilidad y focalización efectiva en hogares vulnerables”.

Javier Milei anunció a través de su cuenta de la red social X que enviará al Congreso un proyecto de ley para disponer de lo que denominó “Súper RIGI”, en favor de empresas que tengan la intención de realizar inversiones en el país pero en el marco de condiciones más ventajosas que las dispuestas en el actual Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

Durante su viaje de regreso a la Argentina desde Los Estados Unidos, Milei posteó “Dado que no podemos comprarnos un B2 Spirit no me queda otra que lanzar una Mega Bomba desde el avión presidencial. Estaremos mandando al Congreso una ley sobre SÚPER RIGI, el cual tiene mayores ventajas que el RIGI original y que aplicará para sectores que nunca han existido en Argentina”.

Milei no identificó de qué sectores se trataría, pero el anuncio ocurre pocas horas después de reunirse, junto con el ministro de Economía, Luis Caputo, con empresarios estadounidenses que participaron de la 29 Conferencia Global del Instituto Milken, en Los Angeles.

El presidente argumentó acerca del RIGI potenciado (beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios durante 30 años), para atraer proyectos de inversión que “De ese modo, se podrán crear nuevas empresas que satisfagan las necesidades productivas de los nuevos sectores dinámicos de la economía al tiempo que multiplicará la cantidad de empleos”.

Resta conocer que beneficios adicionales a los ya otorgados vía RIGi está dispuesto a otorgar el gobierno, y que tratamiento tendrá el proyecto en el Congreso de la Nación.

Por otra parte, y tras una reunión que Milei mantuvo con directivos de Chevron con posterioridad a la citada Conferencia, la petrolera estadounidense anunció una inversión en el país de U$S 10 mil millones, ligada al RIGI.

Cabe referir que Chevron tiene activa participación en Vaca Muerta como socia operadora e inversora con YPF desde que, en el 2012, el gobierno de Cristina Fernández lograra la mayoría accionaria (51 %) para el Estado argentino mediante una expropiación a Repsol, avalada por una ley específica del Congreso de la Nación.

“Nos reunimos junto con Pablo Quirno y Alejandro Oxenford con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto (para acceder al) RIGI en los próximos días por más de U$S 10.000 millones”, escribió en su cuenta de X el ministro Caputo, compañero de viaje de Milei.

YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de U$S 1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre. Este resultado representa una mejora del 28 % con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la reducción de costos operativos , y un mejor entorno de precios para el petróleo y el gas. La utilidad neta fue de U$S 409 millones, describió la compañía de mayoría accionaria estatal.

El EBITDA ajustado es una medida que se calcula para una empresa tomando sus ganancias y sumándoles los gastos por intereses, los impuestos y los cargos por depreciación.

La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento de 39 % interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100 % propiedad de YPF.

Durante el primer trimestre las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78 % se destinaron a la producción del recurso No Convencional, principalmente en Vaca Muerta.

Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale, destacó la compañía.

Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región, se indicó.

El proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) continúa avanzando según lo previsto, con más del 62 % de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30 % en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años, se puntualizó.

Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG (brazo internacional de ADNOC), continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto.

En forma adicional, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques No Convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto.
En el plano financiero, YPF detalló que obtuvo “un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr”.

Gracias a la generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.

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 18/05/2026 al 31/05/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 30 ofertas, de las cuales 15 fueron de productores y 15 de comercializadores.

El volumen total adjudicado fue de 28,8 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,81 para el gas puesto en el GBA.

Desde Neuquén se ofrecieron 11,2 millones de m3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,13 el MBTU; Desde Tierra del Fuego la oferta de abasto adjudicada fue de 9 MMm3/día, a un precio promedio de U$S 3,80 el MBTU; Desde Chubut 10 MMm3/día a un precio promedio PIST de U$S 3,81 el MBTU, Desde Santa Cruz se ofertaron 2,9 MMm3/día a U$S 3,84, y desde la cuenca Noroeste 1,7 MMm3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,15 el MBTU.

YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país.

El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.

El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.

YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.

En la actualidad, la compañía abastece más del 90 % del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción, hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.

Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.

La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes. WWW.YPF.COM

El gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, lanzó la licitación internacional por 15 nuevas áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta. La apertura de ofertas se programó para agosto próximo.

El mandatario neuquino consideró que “Vaca Muerta impacta en todo el país”. “Impacta en el Impuesto a las Ganancias y el IVA que genera la actividad petrolera y termina yendo a todas las provincias argentinas. A su vez, hay muchas empresas de otras provincias que generan trabajo que lo terminan poniendo en Vaca Muerta”.

Figueroa expuso en Houston, Estados Unidos, durante una actividad organizada por la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene). Destacó la decisión del gobierno nacional de implementar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y consideró: “Es un ganar-ganar para muchas partes”.

Acerca del RIGI, Figueroa sostuvo que “Los detractores dicen que tiene un costo fiscal porque se recauda menos. Pero es una mirada muy corta”, y detalló que en el caso de la provincia del Neuquén “genera de coparticipación un menos tres millones y medio para los próximos cuatro años. Pero nos genera un más mil millones de dólares entre Regalías e Ingresos Brutos por el incremental de la actividad que vamos a tener”, enfatizó.

Figueroa destacó el trabajo de las empresas, del sindicato y del presidente de YPF, Horacio Marín. “Estamos todos trabajando para hacer realidad lo que durante tanto tiempo muchas generaciones soñaron, que es que la Argentina sea grande”, aseveró.

“Hemos entendido que somos socios con la industria y tenemos que ser más eficientes”, dijo y destacó “el nuevo horizonte” que se abre a partir del proyecto para exportar GNL en barcos desde un puerto patagónico. “Eso también nos da un horizonte de inversiones”, dijo.

Por otra parte, destacó la importancia de la sustentabilidad social. “Nada funciona sin sustentabilidad social y sin cuidado del ambiente”, expresó.

Figueroa remarcó: “Vinimos a Estados Unidos para buscar inversores, para que crean en Neuquén y para que sepan que es una provincia seria. Estamos trabajando para que nos vaya bien, que cada uno pueda cumplir los objetivos”.

Licitación internacional por 15 áreas

También en Houston, se anunció entonces la licitación internacional por las 15 nuevas áreas hidrocarburíferas. Se busca atraer inversiones, sumar actores al desarrollo de Vaca Muerta y consolidar un modelo de crecimiento sostenido con participación público-privada a través de GyP, destacó el gobierno provincial.

El anuncio fue realizado ante referentes del sector. Se trata de la Ronda 1/2026, que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético.

Las áreas incluidas son : Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este. Se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.

Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que la empresa provincial GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10 % y el 20 por ciento.

Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto.

El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.

Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación, se destacó.

Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP: https://www.gypnqn.com.ar/

• Es la primera solución híbrida del mundo aislada de la red que integra generación eólica y almacenamiento en baterías.
• Con esta puesta en marcha, la compañía mejorará su eficiencia operacional y logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55%.

TotalEnergies, compañía pionera en la transición energética, anunció -junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy – la puesta en producción del parque eólico más austral del mundo en Tierra del Fuego.

El proyecto integra generación eólica y almacenamiento en baterías para electrificar las plantas de tratamiento de gas de TotalEnergies en Río Cullen y Cañadón Alfa, actualmente aisladas de la red. Así es que estas plantas se convierten en el primer sitio E&P de TotalEnergies a escala global en operar bajo un esquema híbrido renovable de esta magnitud.

Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó “Nos llena de orgullo inaugurar este parque de energía eólica en Tierra del Fuego, un proyecto que representa un gran desafío y que evidencia una vez más el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.

Por su parte Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo, “Este proyecto refleja un camino que venimos construyendo hace años en Tierra del Fuego, donde la producción de gas sigue siendo central, pero también se incorporan nuevas tecnologías para hacerla más eficiente y sustentable. Es una muestra concreta de cómo la industria puede innovar a partir de los recursos que tenemos en la provincia. Valoramos especialmente este tipo de desarrollos que combinan inversión, conocimiento técnico y trabajo local. Tierra del Fuego tiene condiciones para seguir creciendo en materia energética, y es importante que estas experiencias se multipliquen y abran nuevas oportunidades para el sector y para la provincia” concluyó el Gobernador.

El parque eólico cuenta con dos (2) aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación renovable de 9 MW. Están ubicados a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en la Provincia de Tierra del Fuego, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

Durante las etapas de construcción y puesta en funcionamiento, el proyecto generó empleo para trabajadores de la provincia, reafirmando el compromiso con la mano de obra local.

Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en Tierra del Fuego en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, este nuevo proyecto contribuirá a una mayor eficiencia operativa, reduciendo las interrupciones mediante una operación más confiable y con menor dependencia de equipos rotativos.

TotalEnergies reafirma así su compromiso en potenciar la oferta de energía en todo el país de manera responsable, eficiente e innovadora.

Naturgy ha sido certificada como Gran Lugar para Trabajar en ocho de los países en los que opera —Argentina, Australia, Brasil, Chile, República Dominicana, España, México y Panamá—, un reconocimiento que alcanza al 98,5 % de la plantilla del grupo a nivel mundial.

Esta certificación internacional acredita a la compañía como una organización que impulsa entornos laborales basados en la confianza, el alto desempeño y el compromiso de sus equipos.

Naturgy, primera compañía del Ibex 35 en obtener esta certificación en 2024, renueva por tercer año consecutivo el reconocimiento en España y lo obtiene por primera vez en el resto de geografías evaluadas, lo que pone de manifiesto la consolidación de una cultura corporativa común en las distintas áreas geográficas en las que opera el grupo.

“Este reconocimiento pone en valor la coherencia de nuestra estrategia de personas y nuestra apuesta por impulsar entornos de trabajo inclusivos, motivadores y alineados con nuestros valores. Seguiremos trabajando para fortalecer una cultura que fomente el aprendizaje, el trabajo en equipo y el compromiso, porque las personas son un eje clave para el presente y el futuro de Naturgy”, afirma Enrique Tapia, director general de Personas y Recursos de Naturgy.

Para la obtención de este sello, la consultora Great Place To Work ha analizado las respuestas de los profesionales de Naturgy a través de su Trust Index, una evaluación basada en cinco dimensiones clave de la experiencia del empleado: credibilidad, respeto, orgullo, camaradería e imparcialidad. Tras el análisis de los resultados, la compañía ha alcanzado la puntuación requerida para recibir esta certificación con reconocimiento global.

Naturgy mantiene un firme compromiso con las personas y su desarrollo, promoviendo su protagonismo desde la estrategia, el propósito y la propuesta de valor.

La certificación Great Place To Work se suma a otros reconocimientos obtenidos por Naturgy en el ámbito de la gestión del talento, como el sello Top Wellbeing Company 2025 o el TOP 25 del ranking Merco Talento 2025. Estos reconocimientos refuerzan la apuesta de la compañía por seguir impulsando políticas orientadas al bienestar, la diversidad, la conciliación y el desarrollo de carreras profesionales, en línea con su estrategia de sostenibilidad y su propósito corporativo.

Great Place To Work es una firma consultora internacional presente en cerca de 90 países.

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres se reunió con autoridades de Pan American Energy e indicó que la compañía confirmó la incorporación de nuevos equipos de pulling y un perforador, que se sumarán a inversiones de otras operadoras, con el objetivo de recuperar los niveles de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federico Ponce; y, por parte de PAE el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; y el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

El mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia, describió un comunicado del gobierno provincial.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

El comunicado destacó que “desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos”.

Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge, se detalló.

Los ministros de Energía de América Latina y el Caribe coordinan acciones ante uno de los choques externos más severos de las últimas décadas. Coincidieron en que la crisis actual se enfrentará de mejor manera de forma colectiva y no solamente con reacciones y medidas nacionales, señaló la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en el marco de un Dialogo Ministerial, convocado por la entidad para avanzar colectivamente frente a los efectos de la crisis energética.

Un escenario global de alta fragilidad

La urgencia se ve subrayada por el panorama global expuesto por Keisuke Sadamori, director de mercados energéticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Según Sadamori, el conflicto (derivado de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán y la réplica de éste país) ha provocado daños significativos en más de 80 instalaciones estratégicas, incluyendo refinerías y plantas de gas natural licuado (GNL).

“Las pérdidas acumuladas de suministro de petróleo superaron los 300 millones de barriles en marzo y podrían alcanzar los 400 millones en abril”, advirtió el directivo de la AIE, señalando la volatilidad de los precios en ciertos centros de distribución. Este déficit global ejerce una presión directa sobre las economías latinoamericanas y caribeñas, que ya enfrentan alzas de hasta el 64 % en el precio del diésel, se destacó.

No solo esfuerzos aislados en la región

Frente a este diagnóstico, los representantes de los países de la región manifestaron una coincidencia en que una respuesta regional debiera contemplar tres pilares estratégicos:

Unidad ante la emergencia: Disposición para trabajar de manera conjunta y coordinada para profundizar la integración energética regional.

Hoja de ruta planificada: Política energética regional que disponga y facilite las respuestas frente a la crisis.

Transición energética: Los ministros resaltaron que la transición no es solo un objetivo ambiental, sino una herramienta de soberanía para disminuir la dependencia de combustibles importados.

Resiliencia y liderazgo renovable

A pesar del complejo entorno, el diálogo resaltó las ventajas competitivas de la región. Actualmente el 70 % de la generación eléctrica de América Latina y el Caribe proviene de fuentes renovables, la proporción más alta del mundo.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE, indicó que “desde el inicio del conflicto bélico el precio del petróleo ha aumentado casi un 50 % con un impacto en el precio de las gasolinas y diésel que se ha incrementado, en promedio, en un 15 % y 21 % respectivamente, generando fuertes presiones inflacionarias y mayor gasto fiscal como respuesta a este shock económico”.

Rebolledo señaló que “queda en evidencia que existe una disposición para trabajar coordinadamente en colaboración y avanzar en esa perspectiva como región frente a una de las crisis energéticas más grandes del último tiempo”. Enfatizó que “la situación actual exige acelerar la integración para robustecer la seguridad energética”.

América Latina y el Caribe debe evolucionar desde las respuestas reactivas hacia una arquitectura energética más sostenible, consolidándose como un bloque estratégico en medio de la mayor incertidumbre geopolítica energética que hoy vive el mundo, señaló la OLACDE.

Versión inglés: https://www.olade.org/en/noticias/olacde-seeks-regional-energy-bloc-to-shield-latin-america-from-global-shocks/

En línea con su estrategia de sustentabilidad y fortalecimiento de la cadena de valor, MetroGAS llevó adelante una jornada sobre negocios inclusivos de la que participaron más de 10 empresas de distintos rubros, con el objetivo de promover vínculos comerciales con unidades productivas del tercer sector.

Junto al Ministerio de Desarrollo Humano y Hábitat del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires y la organización CODE, la mayor distribuidora de gas natural del país fue sede de la “Jornada de cadenas de valor sostenible”, y del encuentro participaron representantes de Coca Cola, Renault, Grupo Arcor, Pampa Energía, Holcim, AySA y TGS, entre otras compañías.

La apertura estuvo a cargo de Pablo Ordoñez, socio fundador de CODE, y de Fernanda Reyes, subsecretaria de Desarrollo del Potencial Humano de GCBA, quien destacó la importancia de reunir en un mismo espacio al sector público, el sector privado y a las cooperativas que necesitan visibilizar su trabajo.

La jornada vinculó a los representantes en Sustentabilidad y Compras de las empresas participantes con referentes de unidades productivas con el objetivo de generar oportunidades comerciales con impacto social. Durante el encuentro, organizaciones y cooperativas presentaron sus productos y servicios, con foco en su potencial de integración en cadenas de valor.

En ese marco, MetroGAS compartió el caso desarrollado en 2025 junto con la Fundación Multipolar, una organización que genera oportunidades laborales para personas sin techo y que adaptó sus procesos para producir vallas y cajones de madera destinados a obras en vía pública de la compañía.

La experiencia permitió visibilizar los resultados tanto para MetroGAS como para la fundación, así como el modelo implementado para consolidar este tipo de vínculos. El proceso incluyó desafíos vinculados al financiamiento, las capacidades productivas y aspectos administrativos, lo que requirió ajustes en los procedimientos internos y un acompañamiento sostenido.

El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS, Hernán Chiesa, señaló que “El desarrollo de proveedores inclusivos exige una mirada de largo plazo. No se trata sólo de incorporar un actor a la cadena de valor, sino de generar condiciones para que pueda crecer y sostenerse en el tiempo. Eso implica también revisar nuestros propios procesos, en los que estuvieron involucradas distintas áreas de la compañía”.

Durante la jornada, la imprenta Rolta -integrante de la cooperativa de trabajo 3 de Agosto- presentó los productos que desarrolla junto a distintas empresas del sector privado. También participaron San Cayetano, unidad productiva del sector textil, y Herrería Atuel, una cooperativa que impulsa la reinserción laboral de personas que estuvieron privadas de su libertad a través de proyectos en el rubro metalúrgico.

Todas las unidades productivas que participaron forman parte de la Red de Valor Buenos Aires, un espacio que articula empresas y proveedores de impacto social, y busca facilitar su vinculación y escalabilidad.

Este tipo de encuentros fortalece la articulación entre el sector privado, el sector público y las cooperativas, con el objetivo de contribuir al desarrollo de las economías locales. Desde MetroGAS destacaron que el valor de estas iniciativas radica en su construcción colectiva y en su potencial de crecimiento a medida que más actores se suman.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

La empresa de construcciones y servicios estará presente con su stand en la 11° edición de la Expo Internacional San Juan Minera 2026, que se
realizará del 6 al 8 de mayo en el Estadio Bicentenario, en la provincia de San Juan.
Por tanto, Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera.

Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los
clientes.

“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.

Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa actualmente en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.

En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero, donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción en impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont. En el norte del país, la
compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.

Acerca de Expo Internacional San Juan Minera

Esta exposición se ha consolidado como uno de los principales espacios de encuentro para la industria minera. Reúne a empresas, proveedores, representantes del ámbito público y privado, y actores internacionales, generando un entorno propicio para el intercambio, la innovación y la proyección del sector.
El evento se desarrollará de 14 a 20 horas y contará con una amplia agenda de actividades orientadas a promover el crecimiento de la minería en Argentina y la región.

Acerca de Milicic Minería

Milicic Minería es una empresa sanjuanina, de capitales nacionales, que ha crecido a partir del desarrollo que ha tenido el grupo Milicic en importantes obras de infraestructura para el sector minero argentino.
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con más de 52 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en
minería, oil&gas, energía e infraestructura.

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso que “durante mayo, los usuarios de gas natural y propano por red incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75 % de bonificación total sobre el bloque de consumo base subsidiado”. (Lo que exceda dicho consumo base se factura con tarifa plena).

Asimismo, Energía comunicó que “en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25 % en enero y terminará siendo 0 % en diciembre de este año”. Al respecto, se dispuso que en el trimestre mayo, junio, julio, la bonificación se reduce a 10,67 por ciento.

Acerca del gas, la cartera a cargo de María Tettamanti explicó que “frente a la situación internacional (bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán) que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 111/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables”.

Entre el jueves 30/4 y el lunes 4/5 los entes reguladores ENARGAS y ENRE oficializaron series de resoluciones fijando los aumentos del mes de mayo para las tarifas de transporte y de distribución de ambos servicios.

A través de las resoluciones ENARGAS 448 a 466/2026 se establecieron incrementos en los cuadros tarifarios por el suministro de gas por redes que resultan de la aplicación mensual del ajuste fijo por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) hasta noviembre de 2027; la actualización también mensual del precio del gas en el PIST, y por el ajuste mensual para el transporte en ductos y la distribución por redes domiciliarias, aplicando un índice que combina el IPIM y el IPC.

A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario de la categoría R2-3 (consumo mediano) de MetroGAS, el impacto final en factura será de 3,61 % a la suba comparado con un consumo similar facturado en abril.

Las resoluciones comprenden a las empresas TGS, TGN, Refinería del Norte, Compañía Entrerriana de Gas, Energía Argentina, Gasoducto Norandino, Transportadora de gas del Mercosur, Enel Generación Chile, Gas Link, GasAndes, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, Gas NEA, MetroGAS, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro y Naturgy BAN.

En lo que respecta a las tarifas de la electricidad, el ENRE oficializó las serie de resoluciones 225 a 241/2026 actualizando con una suba del 2,35 % las tarifas para las transportadoras Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, EPEN, DPEC, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Interandes, Transacue, y Yacylec.

Se trata de una actualización de las remuneraciones mensuales en base a un índice de precios mayorista y minorista combinado, también de los valores horarios y mensuales por el equipamiento técnico regulado, y la aplicación de la RQT (0,36 % mensual por 30 meses).

En lo que respecta a las distribuidoras del Area Metropolitana de Buenos Aires, la Resolución ENRE 243 autorizó a EDENOR un incremento de 4,10 % en mayo respecto a las tarifas de abril (3,82 % en el CPD, y 0,27 % por el Factor E, de Eficiencia) el Valor Agregado de Distribución (VAD) para esta empresa se fijó en $ 63,237.

En lo que respecta a EDESUR, , la Resolución 244 autorizó una suba de 3,91 % para mayo (3,75 % del CPD más 0,15 del Factor E, que considera la evolución de inversiones eléctricas en AT, MT, BT y Expansión del servicio, otras no eléctricas realizadas por la compañía). El VAD promedio en este caso fue establecido en $ 58,087.

En la órbita del ministerio de Economía, Energía considera que “el Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos, y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”.

Cabe referir que el Decreto 943/2025 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y creó el régimen de SEF, que en los hechos redujo el número de hogares de ingresos medios beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica y el gas.

El Artículo 9 del mencionado decreto estableció que las bonificaciones respecto de cada uno de los componentes (PEST, PAU y precio del gas propano indiluído por redes) se aplicarán para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.

Para “asegurar que los usuarios residenciales vulnerables accedan al consumo energético indispensable” el artículo 4 del precitado Decreto estableció los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh), para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y, b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh), para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.

El mismo Decreto determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF.

También que durante el año 2026 se aplicara, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 por ciento.

Asimismo, se estableció respecto de tal bonificación extraordinaria una reducción progresiva que se realiza conforme se estableció en un anexo del D-943.

Compañía Mega continúa con el proceso de puesta en marcha de su Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su planta de Bahía Blanca, en el marco de su plan de expansión y crecimiento.

La puesta en marcha de esta nueva infraestructura representa un paso clave en el incremento y fortalecimiento de sus activos operativos y en su posicionamiento estratégico dentro de la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.

Este hito se da en el marco de su 25° aniversario desde el inicio de sus operaciones.
“Estamos orgullosos de iniciar las tareas de puesta en marcha de esta nueva inversión en nuestra planta de Bahía Blanca, que ascendió a aproximadamente USD 260 millones, y que nos va a permitir aumentar hasta un 50% la producción de líquidos de gas natural. Con este hito, seguimos consolidando nuestro rol de generadores de valor en la industria del gas y petróleo, al transformar el recurso natural que nos ofrece Vaca Muerta en productos comercializables y de exportación, acompañando el desarrollo energético del país”, señaló Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.

La obra demandó una inversión de USD 260 millones y fue ejecutada bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA, empresa de industria nacional de YPF, con vasta trayectoria en la ejecución de proyectos de infraestructura de energía en el país.
El Nuevo Tren de Fraccionamiento permitirá incrementar la capacidad de producción de la compañía en hasta un 50%, acompañando el crecimiento sostenido de la producción de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de sus líquidos asociados.
En esta primera etapa, el aumento de producción será de aproximadamente un 20% de propano, butano y gasolina natural, con destino de exportación a distintos mercados internacionales.

En paralelo, Compañía Mega avanza en el desarrollo de una nueva etapa de crecimiento, presentada en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Esta nueva fase contempla inversiones adicionales por U$360 millones de dólares, destinadas a ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs), en línea con el crecimiento esperado de Vaca Muerta, principal motor de expansión del sistema energético argentino.

Neuquén avanza en la evaluación de arenas silíceas locales y promueve una instancia de coordinación federal para ordenar un mercado en expansión.

La discusión sobre la logística de la arena en Vaca Muerta volvió al centro del debate a partir de la propuesta del ministro Federico Sturzenegger, quien planteó la posibilidad de reducir costos mediante el uso de la hidrovía y una flexibilización del cabotaje.
La idea apunta a trasladar arena desde Entre Ríos hasta el puerto de San Antonio Este y, desde allí, hacia los yacimientos. “¿Se imaginan cómo mejoraría la competitividad si la arena que va de Entre Ríos a Vaca Muerta pudiera salir por el río Paraná, entrar al puerto de San Antonio y de allí llegar por el río hasta Vaca Muerta?”, planteó el ministro, al sugerir un esquema logístico integrado por la hidrovía y transporte interior.
Independientemente de los errores geográficos, puso en la mesa dos discusiones clave: la de los costos un insumo clave para la producción hidrocarburífera así como la intervención de un funcionario en los negocios privados.
La necesidad de bajar costos logísticos y diversificar modos de transporte— es compartido por toda la industria. Sin embargo, la propuesta abrió cuestionamientos inmediatos desde Río Negro. El vicegobernador Pedro Pesatti señaló un punto crítico: el esquema no resuelve el tramo territorial más complejo. El puerto de San Antonio Este no tiene conexión fluvial directa con el sistema interior, lo que implica un traslado adicional de aproximadamente 180 kilómetros que, sin infraestructura adecuada, reintroduce el uso intensivo de camiones y diluye buena parte de la eficiencia buscada.
En este contexto, desde la provincia se impulsa una alternativa más estructural: la construcción de un ramal ferroviario de entre 220 y 250 kilómetros que conecte el puerto con el nodo Choele Choel–Darwin.
A diferencia del planteo fluvial aislado, esta opción permitiría integrar puerto, tren y producción en un esquema multimodal, con impacto no sólo en el shale sino también en economías regionales como la fruticultura.

Más allá del camino

Pero el debate excede lo estrictamente logístico. Las declaraciones de Sturzenegger también abrieron una discusión sobre el rol del Estado. En un gobierno que se define como liberal, la sugerencia de esquemas operativos concretos —como una ruta específica para abaratar costos en la industria— introduce una tensión evidente. En términos de consistencia doctrinaria, cabe preguntarse si corresponde que el Estado avance más allá de la regulación general para insinuar soluciones particulares de negocio.
La cuestión no es menor: cuando un funcionario no sólo fija reglas sino que orienta alternativas específicas, se vuelve difusa la frontera entre política pública y direccionamiento económico.
Incluso sin que exista un interés directo, ese tipo de intervenciones puede generar señales ambiguas al mercado o percepciones de cercanía con determinados actores.
En paralelo a esta discusión, emerge otro proceso que podría alterar de manera más profunda la estructura de costos del sector: el desarrollo de arenas locales. Por primera vez, la actividad en Vaca Muerta comienza a incorporar arenas silíceas producidas en Neuquén, lo que marca un cambio respecto de la histórica dependencia de insumos provenientes de otras regiones.
Dado que cada pozo requiere grandes volúmenes de arena —uno de los principales componentes del costo operativo—, la posibilidad de abastecimiento local abre un escenario distinto.
Algunas operadoras ya avanzan en esa dirección: YPF realiza ensayos combinando material neuquino con arenas tradicionales, mientras que Vista Energy desarrolla un esquema más integrado, con producción propia y procesamiento cercano a sus áreas de operación.
Aunque la escala aún es incipiente, el interés crece junto con los estudios de calidad y las nuevas exploraciones. En este proceso también participa Cormine, que avanza en la evaluación técnica de sus yacimientos, analizando propiedades clave como resistencia y morfología del grano.
En definitiva, la discusión sobre la arena expone dos planos complementarios.
Por un lado, el debate inmediato sobre cómo optimizar la logística —donde la propuesta fluvial aparece incompleta sin una solución multimodal robusta—.
Por otro, una transformación más profunda vinculada al desarrollo de insumos locales, que podría reducir estructuralmente los costos y reconfigurar el mapa productivo.
Entre ambas dimensiones se juega la competitividad futura de Vaca Muerta: no sólo en cómo se transporta la arena, sino en dónde y cómo se produce.