VMOS S.A. anunció el resultado de su primera emisión en el mercado de bonos a 48 meses por un monto de U$S 233,6 millones. La tasa de interés fue del 6,25 % anual. Se trata de la segunda emisión más grande de deuda local corporativa en dólares en su debut en el mercado local.
El resultado de la licitación constituye una nueva señal del interés de los inversores por el desarrollo de Vaca Muerta ya que se recibieron ofertas por más del doble del monto que inicialmente se preveía de U$S 100 millones.
Esta transacción complementa el financiamiento internacional cerrado en 2025 por U$S 2.000 millones, que representó el Project finance más grande realizado en Argentina.
VMOS es un proyecto de infraestructura impulsado por las principales empresas productoras de shale del país que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina.
La obra ya alcanzó un avance del 80 %, consolidándose como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país, se indicó.
VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/10/2026 al 11/10/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 28 ofertas que totalizaron un volumen de 26,5 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,35 el millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,02 el MBTU en el GBA.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,71 hasta U$S 2,52 el MBTU, y los precios del gas en el GBA fueron desde U$S 2,17 hasta U$S 3,39 el MBTU, según las cuencas de origen.
Desde Neuquén llegaron 11 ofertas por un total de 10,7 MMm3/día. Desde Santa Cruz 5 ofertas totalizaron 3,9 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y sumaron 8,0 MMm3/día; Desde Chubut las ofertas fueron 2 por un volumen total de 1,3 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste fueron 4 las ofertas y sumaron 2,6 MMm3/día.
La Secretaria de Energía, Maria Tettamanti, destacó los resultados de la política energética del gobierno de Javier Milei, y respecto del futuro sostuvo que “más allá de los partidos políticos” que pudieran gobernar el país, “es esencial la continuidad de la vigencia de las normas claras que ahora se aplican en cuanto al respecto de la libertad de los mercados”.
En este sentido, Tettamanti hizo hincapié en el RIGI (régimen de incentivos para las grandes inversiones) y expresó que “la oposición nos dice, ustedes siempre benefician a las empresas, y nosotros decimos que eso no es así, lo que hacemos es respetar los derechos de las empresas generando las condiciones para que puedan seguir invirtiendo en lo que el país necesita”.
La funcionaria formuló estas declaraciones, y otras, en el marco de un Panel de Líderes, con empresarios del sector energético, organizado por el Energyear Argentina 2026, en la Ciudad de Buenos Aires.
Tattamanti reivindicó la aprobación y aplicación de la denominada Ley Bases, “para que, sin oportunismos regulatorios, las empresas puedan invertir en infraestructura del sector y los usuarios pagar lo que es adecuado por un servicio de calidad”. “La sociedad debe entender y acompañar el esfuerzo que (el gobierno) está haciendo” para reordenar la economía, señaló.
Acerca de las inversiones necesarias para extender la red de Transmisión de energía en Alta Tensión, para que pueda incorporarse al sistema interconectado nueva generación, por caso de Renovables (eólica y fotovoltaica), Tettamanti señaló que “el cuello de botella existe, pero ya se encararon licitaciones para desarrollar mayor capacidad de Transporte en AT”.
Acerca del financiamiento necesario para que las empresas puedan encarar tales obras, la funcionaria destacó que “ya está bajando el Riesgo País”, para mejorar el acceso al crédito.
Y preguntada acerca de quién pagará esas inversiones, Tettamanti sostuvo que “pagará el que usa el servicio, es decir los beneficiarios, y será a medida que se avance con las obras”.
Con respecto a las obras en A.T. que se espera licitar, la funcionaria sostuvo que “hay que estar atentos a donde se produce la demanda de la energía”. “Hoy pasa por la necesaria expansión de tres líneas en Alta Tensión: Vivoratá-Abasto; Madryn-Choele Choel- Bahía Blanca; y en la región de Mendoza hacia el norte”, describió.
Preguntada acerca de la política tarifaria del gobierno para los servicios de Gas y de Electricidad, la Secretaria de Energía reiteró que “los precios y tarifas tienen que reflejar los costos, y eso es lo que deben pagar los usuarios”. No obstante, recordó que “hay usuarios para los que se aplica el sistema de subsidios focalizados (SEF).
Tettamanti hizo hincapié en el nivel de las inversiones que se realizan en el sector energético, por caso en el desarrollo de Vaca Muerta (NQN). “Hace poco estuve visitando la zona y es impactante lo que se está haciendo”, señaló, y arriesgó que “si todos vieran lo que se hace en Vaca Muerta (para producir gas y petróleo) mucho dirían Che que poco estoy pagando” ( en tarifas).
No obstante, la funcionaria admitió que no hay retraso, por caso en las tarifas del gas: “El costo del GNL (importado para el invierno) ya se está reflejando en las tarifas, y a eso hay que sumar el incremento derivado de la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) hasta finales del 2027. También, la actualización mensual (por IPIM e IPC) que se aplica para evitar que se retrasen”, describió Tettamanti.
Acerca del futuro político-presidencial de Javier Milei (2027), la Secretaria de Energía optó por reiterar que “es importante continuar con éstas políticas, garantizar un marco regulatorio creíble para el sector, que atraviesa una transición hacia mercados más competitivos, sacando del medio a Cammesa y a Enarsa, con rumbo a mercados libres”.
“Queremos que los usuarios Residenciales, Comerciales, e Industriales tengan acceso a la energía y paguen por ello los costos reales”, remarcó.
GeoPark anuncia que, de acuerdo con lo comunicado por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”) el 16 de septiembre, obtuvo el máximo puntaje provisional por su oferta presentada por el área Corralera Noreste en el marco de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, realizada por GyP.
El proceso de presentación de ofertas inició el pasado 19 de agosto con la apertura del Sobre “A”, correspondiente a los antecedentes técnicos, financieros y demás requisitos de los oferentes. Tras esta instancia de evaluación, GeoPark fue habilitada para continuar en el proceso.
El día de ayer se realizó la apertura del Sobre “B”, correspondiente a las ofertas económicas de los participantes habilitados. De acuerdo con los puntajes provisionales informados por GyP, la propuesta de GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en el área Corralera Noreste.
A partir de esta instancia, GyP realizará el análisis integral de las propuestas y elaborará el informe de preadjudicación, que será sometido a la resolución final del Directorio de GyP. En caso de que el Directorio resuelva la adjudicación, se avanzará con las instancias contractuales y administrativas correspondientes.
GeoPark comunicará oportunamente cualquier decisión relevante una vez concluyan las instancias correspondientes del proceso de adjudicación.
Se fortalece el sistema de TGN para resolver el déficit de abastecimiento de gas en el centro, norte y litoral del país. Con 753 km de extensión, atravesará cinco provincias y generará valor al gas producido por Vaca Muerta. Abastecerá al mercado interno, sustituirá anualmente importaciones por USD 700 millones y permitirá exportaciones por USD 450 millones
TGN impulsa la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, infraestructura energética clave que, junto a obras complementarias, contempla una inversión total del orden de USD 2.200 millones, con el objetivo de potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y así resolver el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo gasoducto de 753 km de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro, entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, que atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de USD 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a USD 2.200 millones.
En función de la demanda existente por parte de industrias y centrales eléctricas en la zona de influencia y demanda de exportación, se ha proyectado la obra para generar una capacidad inicial de abastecimiento del orden de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029.
“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable. El Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en USD 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de USD 450 millones por año. La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.
Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.
En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 km del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 km de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.
La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.
Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país.
Petrobrás firmó con la norteamericana Sempra un contrato para la compra de la brasileña de 800 mil toneladas de GNL por 20 años.
El combustible será suministrado desde el proyecto Port Arthur LNG Phase 2, una terminal de licuefacción que Sempra construye en la costa de Texas.
“La contratación de volúmenes de largo plazo contribuye a reducir la exposición de Petrobras a la volatilidad del mercado, fortalece la gestión de riesgos de la cartera de gas natural y amplía la capacidad de la compañía de atender sus contratos de forma más flexible y segura”, señaló Petrobras.
Al mismo tiempo, Sempra confirmó el año pasado la inversión en la segunda fase del proyecto Port Arthur, que prevé la construcción de dos trenes de licuefacción de gas con una capacidad conjunta de producción de aproximadamente 13 millones de toneladas anuales.
Esta fase elevará la capacidad total de la instalación, sumada a la primera etapa, hasta unos 26 millones de toneladas anuales. La compañía prevé que la primera fase de Port Arthur entre en operación comercial a finales de 2027, mientras que la segunda fase, de la que procederá el suministro contratado por Petrobras, tiene prevista su entrada en funcionamiento en 2030 y 2031 para los trenes tercero y cuarto, respectivamente.
La Justicia Federal de Río Grande ordenó suspender el inicio, la continuidad, o hacer ejecutar actos vinculados al proyecto petrolero León Marino (Sea Lion), situado en las Islas Malvinas, y puso el foco también en el financiamiento y el estado actual del emprendimiento.
La decisión fue adoptada por la jueza federal Mariel Borruto, quien hizo lugar a una demanda cautelar contra Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum Development and Production Limited. La medida comprende a perforaciones del subsuelo, instalaciones de infraestructura submarina, y trabajos relacionados con la extracción o producción de hidrocarburos.
Rockhopper y Navitas deberán informar el estado del emprendimiento y su estructura de financiamiento.
“Como tutela cautelar, las actoras solicitan que se ordene la suspensión del inicio y/o continuidad de las obras; se impidan determinados actos financieros destinados a posibilitar su ejecución; se comunique la existencia del proceso a autoridades regulatorias y mercados de valores; y se requiera a las demandadas la individualización de las entidades financieras, aseguradoras y demás sujetos vinculados con el financiamiento del emprendimiento”, señaló la resolución judicial.
La acción preventiva de daño ambiental colectivo fue presentada por la Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM).
También establece que las compañías deberán presentar, dentro de los diez días desde la notificación, una declaración jurada acompañada por documentación que permita conocer el estado actual de ejecución del proyecto Sea Lion.
Las firmas británica e israelí tendrán que presentar información sobre el cronograma de construcción, perforación, instalación y comienzo de la explotación, además de precisar la cantidad, ubicación y situación de los pozos.
También deberán informar qué unidades flotantes y equipos de perforación fueron contratados y quiénes son los principales contratistas y subcontratistas involucrados en el emprendimiento.
Otro de los puntos requeridos por la Justicia está relacionado con la estructura societaria del proyecto y su financiamiento. Deberán identificar a las entidades financieras y fondos que participan, detallar los desembolsos realizados, comprometidos o pendientes, y precisar cuáles son las aseguradoras y reaseguradoras vinculadas.
La documentación solicitada por la Jueza Borruto debe incluir los estudios ambientales, análisis de riesgo, modelizaciones de derrames y planes de contingencia elaborados en relación con el proyecto.
Las empresas deberán informar cuáles son las obras e instalaciones terrestres y portuarias ejecutadas o proyectadas para brindar apoyo al emprendimiento, así como cualquier ampliación o incorporación de pozos prevista.
“Las actoras solicitan también que se prohíba a las demandadas celebrar nuevos contratos de financiación, recibir desembolsos, efectuar pagos y transferencias, realizar aportes de capital, préstamos entre sociedades vinculadas, constituir garantías, afectar activos y realizar otros actos financieros destinados al proyecto”, señaló la jueza.
La magistrada señaló que la decisión “reviste naturaleza cautelar y, por consiguiente, no importa pronunciamiento definitivo sobre la responsabilidad de las demandadas ni sobre la totalidad de las cuestiones que integran el objeto de la acción principal”.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense, a través de la Subsecretaría de Energía, concretó la recepción de siete ofertas que empresas y consorcios presentaron en la licitación para la ampliación de la Estación Transformadora de Villa Lía, perteneciente al partido de San Antonio de Areco.
La obra consiste en la ampliación de la Estación Transformadora operada por TRANSBA S.A., mediante la incorporación de un sistema de doble juego de barras de alta tensión, cuatro nuevos campos de línea para vincular Villa Lía con las Estaciones Transformadoras de Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero. Además, incluye un campo de acoplamiento de barras, la vinculación del autotransformador existente con la nueva instalación, y un edificio de comando, protección y comunicaciones.
También se construirá una nueva línea de Alta Tensión de 132 kV de aproximadamente 8,2 km entre la Estación Transformadora Villa Lía y el punto de conexión con la línea existente Campana – San Antonio de Areco Sur, en el partido de San Antonio de Areco.
Los oferentes fueron TEL 3 S.A.; Argencobra S.A.; Eleprint S.A.- Martinez y De la Fuente S.A.; Pose S.A.-Bauza Ingeniería SRL; Proobra S.A.; Sie-Kioshi UT; y JCR S.A.
La obra demandará una inversión calculada en $ 19.825.000.000 y se realizará en un 74 % con un préstamo internacional del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, y el 26 % restante corresponde a presupuesto del Tesoro provincial, se indicó.
Esta obra fortalecerá la vinculación del sistema eléctrico en alta tensión impactando en la región y mejorando notablemente la calidad del servicio eléctrico en las localidades de Villa Lía, Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero.
Del acto de licitación participaron el Intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; la directora Provincial de Gestión de Programas y Proyectos Sectoriales, Dagni Cameron Laurlund; la directora, Guadalupe García Blanco; Luis González por la Dirección Provincial de Energía, y representantes de las empresas ofertantes.
Además de esta obra, la Dirección Provincial en Energía está evaluando las ofertas de otras licitaciones en curso de obras eléctricas en otros cinco municipios: Adolfo Alsina, Coronel Pringles, Mar Chiquita, San Pedro y Villa Gesell, se indicó.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, anunció que se presentarán nuevas denuncias contra empresas que estarían desarrollando actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en la zona Malvinas en violación de la Ley 26.659 que prohíbe la actividad petrolera en la plataforma continental argentina sin autorización. “Se va a ampliar la denuncia judicial presentada la semana pasada para que alcance a otras compañías”, señaló.
En la conferencia de prensa que se realizó en Casa Rosada, el funcionario indicó que “el Gobierno nacional continuará utilizando todos los medios que tenga a su disposición para sancionar e impedir que empresas o particulares desarrollen actividades que vulneren los derechos y la soberanía de la Argentina sobre las islas”.
Ravier agregó que “por otro lado, quiero remarcar algunos hechos sobre la Base Naval Integrada que se construirá en Tierra del Fuego”.
Describió ante los periodistas acreditados que “la Base va a incorporar diversas funciones relevantes. Por un lado, será un punto logístico estratégico para la proyección argentina al Atlántico Sur que permitirá vigilar y controlar mejor nuestros recursos naturales y nuestra soberanía. También brindará apoyo a la logística desplegada en la Antártida: va a proveer a nuestro país protección naval y aérea con un avión de patrulla marítima P3 Orión y los nuevos aviones F-16”.
Por otro lado, agregó que la base “va a traer beneficios económicos. Contará con muelles comerciales y civiles que desarrollarán una región donde hoy los buques sufren demoras para amarrar debido a la falta de capacidad. Y desempeñará un papel importante en la protección de los objetivos estratégicos en el sur del país como Vaca Muerta”.
El Vocero refirió además que “otra novedad importante es la creación del sistema de articulación de la política exterior en el ámbito de la Cancillería”, dispuesto la semana pasada a través de un decreto.
“Su objetivo es implementar mecanismos de información, coordinación y asesoramiento para actividades estatales relacionadas a la política exterior argentina”. “La recuperación del ejercicio pleno de la soberanía sobre las Islas Malvinas y del Atlántico Sur exige una acción coordinada, que integre dimensiones diplomáticas jurídicas y políticas”, señaló.
Stornelli investiga
En este orden, ocurrió que el fiscal federal Carlos Stornelli avanzó sobre los responsables de Navitas Petroleum (israelí) y Rockhopper Exploration (británica), empresas asociadas para encarar la producción de hidrocarburos en el área Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.Pidió reconstruir los movimientos económicos y financieros de ambas compañías .
Los delitos investigados por violación de la Ley argentina 26.659 (aprobada en el año 2011) contemplan una secuencia de multas económicas , la suspensión parcial o total para los implicados en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en el país, y penas de hasta 15 años de prisión.
La investigación busca establecer quiénes intervinieron en las decisiones, y reconstruir los movimientos económicos y financieros de las compañías, e identificar el origen y destino de los fondos intervinientes en el financiamiento de las operaciones.
Quirno afirmó que no hay quejas por sanciones
En tanto, el canciller Pablo Quirno fue consultado por las posibles repercusiones diplomáticas de las sanciones que Argentina aplicará contra compañías petroleras involucradas en el proyecto Sea Lion, desarrollado en el área de las Islas Malvinas.
“No ha habido absolutamente ninguna queja. Argentina está a derecho, cumpliendo con su legislación y tratando de agregar herramientas para la mejor defensa de nuestros intereses en Malvinas”, aseguró.
El funcionario expresó su expectativa de que el Congreso acompañe la iniciativa impulsada por Javier Milei y definió el proyecto como una herramienta destinada a “mejorar las condiciones que tenemos para defender nuestra soberanía”. “Creo que estamos todos detrás de la causa Malvinas”, señaló.
Lo que dispone la Ley 26.659
. Se prohíbe a toda persona física o jurídica, nacional o extranjera, que realice o se encuentre autorizada a realizar actividades en la República Argentina y sus accionistas a:
Desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina;Tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que presten servicios para dichos desarrollos;
Contratar y/o efectuar actividades hidrocarburíferas, transacciones, actos de comercio, operaciones económicas, financieras, logísticas, técnicas, actividades de consultoría y/o asesoría, ya sea a título oneroso o gratuito, con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, para que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina.
La autoridad de aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sin perjuicio de las sanciones penales que pudiesen corresponder. En el caso de poseer concesiones hidrocarburíferas, las mismas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.
La inhabilitación será inscripta en los registros nacionales, provinciales y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Asimismo, se procederá al cese inmediato de las exenciones, facilidades impositivas o previsionales que pudieran habérsele concedido, provocando la caducidad de los plazos otorgados y la inmediata exigibilidad de los saldos que pudiera adeudar.
El Estado nacional, los estados provinciales y municipales no podrán contratar con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sus controladas o accionistas que en forma directa o indirecta desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, sin haber obtenido habilitaciones para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos emitida por autoridad competente argentina.
Será reprimido con prisión de 5 a 10 años, multa equivalente al valor de mercado de 20.000 a 100.000 barriles de petróleo crudo (WTI) , e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, al que, sin autorización de la autoridad competente, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos mediante la exploración en el lecho o en el subsuelo del mar territorial o en la plataforma continental argentinos.
Será reprimido con prisión de 10 a 15 años, multa equivalente al valor de mercado de 150.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI), e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, el que, sin autorización, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de extracción de hidrocarburos de yacimientos situados las áreas marítimas antes indicadas, o su transporte o almacenamiento.
La condena por los hechos previstos en este artículo importará el decomiso de los equipos y materiales empleados en la ejecución de los actos ilícitos y de los hidrocarburos que se hubiesen extraído, y la caducidad de los beneficios impositivos o previsionales que hubieren sido acordados en beneficio del autor del hecho.
La pena de prisión se aplicará a los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó las modificaciones contractuales que permiten el ingreso de Pluspetrol S.A. a las áreas La Escalonada y Rincón La Ceniza, cuya titularidad corresponde a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP). La empresa se sumará a las uniones transitorias integradas también por Shell Argentina S.A. y Vaca Muerta Inversiones S.A. para el desarrollo de ambos bloques.
Las modificaciones alcanzan a los Contratos de Unión Transitoria (UT) y a los Acuerdos de Operación Conjunta (AOC). El ingreso de Pluspetrol se concreta mediante la transferencia de parte de la participación de Vaca Muerta Inversiones S.A., luego de que GyP y Shell Argentina S.A. manifestaran su decisión de no ejercer el derecho de preferencia previsto contractualmente.
A partir de esta operación, las uniones transitorias quedarán conformadas por Shell Argentina S.A., con el 45 %; Vaca Muerta Inversiones S.A., con el 25 %; Pluspetrol S.A., con el 20 %; y Gas y Petróleo del Neuquén S.A., con el 10 por ciento. La operación representará un monto total de 13,92 millones de dólares para la Provincia, entre el aporte previsto y el pago del Impuesto de Sellos.
Ambas áreas cuentan con concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos. Rincón La Ceniza posee una superficie de 220,77 kilómetros cuadrados y, de acuerdo con la distribución de fluidos de la Formación Vaca Muerta, se sitúa en la ventana de gas condensado y gas húmedo. La Escalonada, por su parte, abarca 239 kilómetros cuadrados y se encuentra en la ventana de petróleo volátil y gas condensado.
La titularidad de GyP sobre La Escalonada y Rincón La Ceniza fue establecida mediante el Decreto Provincial 866/2009. En abril de 2010, la empresa provincial celebró con Total Austral S.A. los contratos de Unión Transitoria para avanzar en la exploración, el desarrollo y la explotación de los bloques.
Desde entonces, estos acuerdos atravesaron distintas modificaciones para adecuar la estructura de participación a la evolución de los proyectos. Las últimas enmiendas, aprobadas en 2025, formalizaron el ingreso de Vaca Muerta Inversiones S.A.
Como parte de la operación, se prevé un aporte a favor de la Provincia del Neuquén que, sumado al Impuesto de Sellos correspondiente al acuerdo de cesión entre las empresas, completa el monto informado.
La aprobación de las enmiendas corresponde al Poder Ejecutivo Provincial, en virtud de las facultades previstas en la Ley Provincial 2453 para aprobar los contratos celebrados por las empresas estatales con terceros, destinados a la explotación de las zonas reservadas a su favor.
La nueva conformación se produce, además, a partir de la incorporación de la exploración, explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se espera que este marco, junto con los cambios en la estructura de socios, contribuya a acelerar el desarrollo de los bloques y promover nuevas inversiones, señaló el gobierno neuquino.
Esta decisión expresa la política del Gobierno provincial de ejercer plenamente sus facultades para impulsar el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, incrementar la actividad y consolidar inversiones en Vaca Muerta. En este proceso, GyP cumple un rol estratégico como herramienta del Estado neuquino para promover mayores niveles de producción y actividad conómica, se indicó.
La provincia de La Pampa, por decisión del gobernador Sergio Ziliotto, interpuso una medida cautelar autónoma contra el Estado Nacional a fin de que “se ordene la suspensión inmediata de los efectos de los artículos 3° y 4° del Decreto 982/2026” oficializado el 11 de septiembre, el cual dejó sin efecto el régimen vigente desde 1973 en relación a las Regalías compartidas generadas por el sistema hidroeléctrico “Los Nihuiles” (Río Atuel) y dispuso que la totalidad de dichas regalías sean percibidas por Mendoza.
La presentación procura que se mantenga provisoriamente la distribución existente hasta que la justicia resuelva la cuestión de fondo, informó el gobierno pampeano.
Acuerdo de Mendoza en 1992
El derecho a percibir las regalías por parte de la Provincia, no surge únicamente del Decreto 1560/73, sino también del convenio celebrado en 1992 entre el Estado Nacional, Mendoza y La Pampa, homologado por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se puntualizó.
En ese acuerdo, las partes asumieron expresamente obligaciones respecto del pago de regalías hidroeléctricas a favor de La Pampa, y por tratarse de un convenio celebrado entre distintas jurisdicciones, ninguna de sus partes puede modificar unilateralmente los compromisos asumidos, se remarcó.
“El Estado Nacional intervino en ese convenio como uno de sus integrantes y no como una autoridad jerárquicamente superior a las provincias”, señaló el gobierno pampeano.
Avasallamiento de las autonomías provinciales y del federalismo
“La decisión adoptada por el Presidente de la Nación implica un avasallamiento a las autonomías provinciales; afecta principios como la buena fe; resulta violatorio del federalismo de concertación, de la seguridad jurídica y a su vez conlleva un grave perjuicio a las arcas del Estado provincial lesionando directamente un derecho patrimonial adquirido”, se expresó.
Proceso actual en la Corte Suprema de Justicia
A ello se suma una circunstancia particularmente relevante: la validez del régimen establecido por el Decreto 1560/73 ya se encuentra actualmente sometida a decisión de la Corte Suprema en la causa iniciada por Mendoza contra el Estado Nacional.
“En ese proceso fue el propio Estado Nacional quien solicitó que La Pampa fuera citada por encontrarse directamente alcanzada por la controversia, petición que la Corte admitió el pasado 27 de agosto. Sin embargo, apenas catorce días después de esa decisión judicial, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto 982/2026 y modificó hacia el futuro el régimen cuya validez se encuentra en discusión”, señaló el gobierno pampeano.
Defensa de La Pampa
“La cautelar busca, además, evitar que el nuevo esquema se consolide en las futuras concesiones del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles y genere consecuencias de difícil reparación posterior. Por ello se solicita preservar temporalmente el régimen que rigió durante décadas hasta que exista una decisión judicial definitiva”, expresó la Administración Ziliotto.
“Con esta acción, la Provincia procura defender derechos reconocidos y ejercidos durante décadas, garantizar el cumplimiento de los acuerdos celebrados entre Nación y provincias y preservar las reglas del federalismo mientras la Justicia resuelve definitivamente la controversia”, se indicó.
A través de X el gobernador Ziliotto puntualizó: “Hemos presentado ante la Justicia Federal una medida cautelar pidiendo la suspensión inmediata de los artículos del Decreto Presidencial 982/2026 que vulneran nuestros derechos”.
“Nos respaldan leyes, acuerdos y sentencias de la Corte Suprema de Justicia de la Nación: El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad. Así, la represa Los Nihuiles genera energía con agua pampeana. Sus regalías también son pampeanas: mediante Acuerdo del año 1992, firmado entre el Estado Nacional y las dos provincias y homologado por la CSJN, Mendoza se obliga a pagar regalías a La Pampa, calculadas según porcentajes fijados por Ley 15.336 y Decreto 1560/73. Ningún Decreto puede anular un acuerdo de partes.
Lo dijimos, lo ratificamos. No abandonaremos ninguna lucha por lo que nos pertenece. Fieles a nuestra historia, defendemos La Pampa, todos los días, donde sea, ante quien sea”, remarcó el mandatario.
El Gobernador Alfredo Cornejo anunció que Mendoza comenzará a percibir el 100 % de las regalías generadas por el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, luego de que el Gobierno nacional reconoció el derecho de la Provincia a recibir íntegramente esos recursos, que venía compartiendo con la provincia de La Pampa.
La decisión quedó establecida mediante el Decreto 982/2026, firmado por el Presidente Javier Milei, que dejó sin efecto el Decreto 1560/73 y puso fin a más de cinco décadas de distribución de esas regalías entre Mendoza y La Pampa.
Cornejo señaló que “el reconocimiento nacional del derecho de Mendoza sobre las regalías de Los Nihuiles marca un punto de inflexión en un reclamo iniciado hace más de 50 años. La Provincia continuará ahora con el proceso judicial para recuperar los recursos correspondientes a períodos anteriores”.
Además, indicó que “se avanzará con la nueva concesión para impulsar inversiones que permitan recuperar y ampliar la generación hidroeléctrica, de modo que el mayor aprovechamiento de los recursos estratégicos se traduzca en más infraestructura, desarrollo y mejores servicios para los mendocinos”.
En conferencia de prensa, junto a los ministros de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, y de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, Cornejo destacó que el decreto reconoce un reclamo histórico de la Provincia y señaló que “Mendoza debe recibir el 100 por ciento de las regalías hidroeléctricas derivadas de la generación de Los Nihuiles”.
Explicó que “era la única hidroeléctrica que cobraba regalías con otra provincia, y no como es el criterio y la jurisprudencia, de que cobran las provincias donde está la caída del agua que genera finalmente la energía”.
El Gobernador recordó que se trata de “uno de los reclamos más importantes que Mendoza ha tenido ante la Nación” y sostuvo que el decreto confirma que “nos asiste el derecho, nos asiste la razón acerca de que no teníamos que repartir las regalías con la provincia de La Pampa, por más que el río Atuel sea interprovincial, sino que la generación se hacía en Mendoza”.
Cornejo vinculó este reconocimiento con la política que la Provincia viene desarrollando para defender sus recursos y transformarlos en infraestructura y desarrollo. En ese sentido, recordó el resarcimiento obtenido por la Promoción Industrial durante su primer mandato, por el cual Mendoza recibió 1.023 millones de dólares, y señaló que esos recursos “son los que estamos invirtiendo en infraestructura en este momento, de agua, de energía, de transporte de energía y de rutas”.
La decisión nacional también abre una nueva etapa para el sistema hidroeléctrico, en un momento en que la Provincia avanza en el proceso de recuperación y nueva concesión de las centrales, se indicó.
Cornejo explicó que una mayor inversión permitirá incrementar la generación y, en consecuencia, los recursos que percibirá Mendoza. “Es muy relevante porque va a generar, a partir de la inversión privada, más energía y, por lo tanto, cobrará Mendoza más regalías a partir de esa inversión”, afirmó.
El mandatario señaló además que la Provincia continuará por la vía judicial el reclamo por las regalías correspondientes a períodos anteriores. Para ello, se readecuará la demanda iniciada en 2022 ante la Corte Suprema de Justicia, con el objetivo de reclamar los montos que Mendoza dejó de percibir. Según explicó, el reclamo actualizado ronda los 680 millones de dólares.
“Hoy nos está reconociendo el Gobierno nacional el 100 por ciento de las regalías”, sostuvo Cornejo, quien remarcó que el planteo judicial continuará para recuperar lo adeudado”.
Sintetizó su posición para con el gobierno nacional al señalar que “de esta forma es cómo se protege a la provincia de Mendoza, sus recursos. De esta forma es como se tiene una buena relación con el Gobierno nacional, se apoya en lo que se tiene que apoyar, pero cuando hay que litigar, pedir y demás, estamos haciéndolo siempre en defensa de la provincia”.
Nueva etapa para Los Nihuiles
El ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, puso el anuncio en perspectiva histórica y destacó que el conflicto se extendió durante más de cinco décadas. Explicó que “esta injusticia nació en 1973” y que desde entonces se sucedieron distintas instancias jurídicas y convenios hasta llegar al reconocimiento actual.
Mema destacó que “el decreto representa un quiebre muy simbólico y el resarcimiento de un derecho que tienen todos los mendocinos, que es a recibir las regalías por la energía que se genera en Los Nihuiles”.
El ministro vinculó este nuevo escenario con la necesidad de recuperar la capacidad de generación del complejo hidroeléctrico, afectado por la destrucción de dos generadoras. Explicó que “las centrales de Los Nihuiles tuvieron una merma muy importante, de 290 megas pasaron a producir 90, ya que hubo dos turbinas afectadas”, al tiempo que señaló que la Provincia atraviesa actualmente el proceso de definición de una nueva concesión.
Frente a este escenario, Mema remarcó que el objetivo es generar las condiciones para atraer inversiones privadas que permitan recuperar y ampliar la capacidad del sistema. “Nuestra visión es muy clara, lo que necesitamos es inversión privada, y necesitamos generar las mejores condiciones para que vengan e inviertan la mayor cantidad posible, en el menor tiempo posible”, afirmó.
En esa línea, Mema descartó que el Estado deba necesariamente convertirse en socio de la explotación y sostuvo que “el Estado tiene que cumplir su rol de concesionario y de hacer cumplir las inversiones y de cobrar lo que corresponde”.
Argentina afronta una etapa clave para la evolución de su sistema energético. La reciente adjudicación de 700,5 MW de almacenamiento con baterías a través de AlmaSADI, junto con los nuevos proyectos destinados a ampliar y reforzar la infraestructura eléctrica, sitúan al país ante importantes desafíos relacionados con la integración de energías renovables, el desarrollo del almacenamiento y la modernización de la red.
En este contexto, los próximos 16 y 17 de septiembre, el Faena Art Center de Buenos Aires reunirá en Energyear Argentina a representantes de la administración pública, empresas energéticas, desarrolladores, fabricantes de tecnología e inversores para analizar la evolución del mercado y los principales retos que marcarán el futuro del sector en Argentina.
Entre las principales organizaciones confirmadas se encuentran el Ministerio de Economía de la Nación, Genneia, CAMMESA, DQD Energy, 360 Energy, AES argentina, YPF, Sungrow, Axial Structural, Jinko, Kehua Tech, Aluar e Intermepro, compañías que estarán presentes en el encuentro en un momento especialmente relevante para el desarrollo del almacenamiento energético en Argentina.
Subasta, mercado y liderazgo
Uno de los principales focos estará puesto en la evolución del mercado y en las oportunidades que abre la nueva capacidad de almacenamiento. La reciente convocatoria AlmaSADI, que recibió más de 230 propuestas de 37 empresas por una capacidad cercana a los 8.300 MW frente a un objetivo inicial de 700 MW, ha marcado un nuevo escenario para los sistemas BESS en Argentina.
Este contexto será analizado en profundidad durante el encuentro, junto con las perspectivas de evolución del mercado energético argentino. Los paneles de Mercado, Subasta y Líderes reunirán a representantes de algunas de las principales compañías e instituciones del sector para abordar las oportunidades, retos y transformaciones que afronta la industria.
La regulación y planificación del sistema eléctrico tendrán también un papel destacado, con especial atención a la evolución del Mercado Eléctrico Mayorista y a las condiciones necesarias para acompañar la transformación de la matriz energética.
La agenda abordará además el desarrollo de proyectos solares y fotovoltaicos, la energía eólica, el autoconsumo, la infraestructura de transmisión y distribución y el acceso a financiación e inversión para nuevos proyectos renovables.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ésta no despega, y difícilmente el comportamiento expansivo se materialice antes del resultado electoral. Despejar la incertidumbre y garantizar políticas promercado por un horizonte más extenso parecen ser las condiciones para que se registre un salto en la formación de capital.
Por Daniel Artana*
Las Cuentas Nacionales del primer trimestre de 2026 exponen una marcada disparidad en la velocidad de las variables macroeconómicas. Tres lograron superar el techo del promedio de 2023: las exportaciones lideraron el avance con un salto del 36%, seguidas por el consumo privado (+8%) y el Producto Bruto Interno (+5%). La contracara de este escenario fue la inversión, que se ubicó un 11% por debajo de aquel año.
Las variables que han tenido un comportamiento positivo responden a factores heterogéneos.
En el frente externo, la expansión en parte se explica por la base de comparación afectada por la sequía de 2023, combinado con el despegue exportador del sector de hidrocarburos y minería, y una paulatina recuperación de las manufacturas de origen industrial (MOI). Por su parte, la mejora del consumo privado en algún grado obedece a un aumento en el consumo de bienes importados, pero probablemente en mayor medida por una recomposición del empleo y de los ingresos reales del sector informal y cuentapropista que lograron ganarle a la inflación.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ello no ha ocurrido hasta ahora. El gráfico adjunto muestra la evolución de la tasa de inversión medida en porcentaje del PIB (a precios constantes) en cuatro períodos históricos, definiendo como “trimestre t” al primero de 2016 y 2024 en las gestiones de los presidentes Macri y Milei, y al segundo trimestre de 1991 y de 2003 en las presidencias de Menem y Néstor Kirchner. En las experiencias más lejanas se parte de niveles de inversión bajísimos que aumentan fuertemente por las transformaciones estructurales de los 90 y la bonanza de precios de exportación y de la economía de Brasil observada en los 2000.
La inversión en la gestión actual parte de un nivel más alto y parece seguir un patrón similar al observado en los dos primeros años de la presidencia de Macri, pero en los últimos dos trimestres tiene un desempeño visiblemente peor.
Esto puede obedecer a varios factores. Por un lado, hay una diferencia importante en la construcción (más de 2 puntos del PIB menos en el primer trimestre de este año comparado con el primer trimestre de 2018), pero más recientemente esa diferencia también se ha registrado en el otro componente de la inversión, que es las compras de maquinaria y equipo.
La capacidad ociosa elevada que registran algunos sectores transables puede ser una explicación. A su vez, el RIGI empieza a hacer su aporte, pero lentamente.
Por ejemplo, el Ministerio de Economía estima que las inversiones comprometidas para este año serán US$ 5.600 millones, alrededor de US$ 2.000 millones más altas que las concretadas durante 2025. Los proyectos tienen demoras habituales desde que se aprueban hasta que se van concretando. Pero, de hecho, la proyección oficial para 2027 es similar a la del año actual. Nótese además que la inversión bruta de un año normal en la Argentina es del orden de US$ 100.000 millones.
Si se analiza la evolución de la inversión extranjera directa en base a los datos del informe cambiario del BCRA (nuevos aportes que pasan por el mercado cambiario de Buenos Aires y, por lo tanto, no incluye reinversión de utilidades), el promedio mensual de 2025 y siete meses de 2026 es negativo (del orden de US$ 70 millones de salida promedio por mes), lo que revela que hubo compras netas de empresas internacionales por parte de argentinos. En cambio, sí se observa una entrada neta de financiamiento vía deuda (US$ 1.700 millones promedio por mes en esos 19 meses), sobre todo en el sector de hidrocarburos y minería.
Estos datos sugieren que ya existía una actitud cautelosa de los que deciden inversiones, mucho antes de que se observara un rebote en el riesgo país en parte explicado por el deterioro de la popularidad del presidente que registran algunas encuestas. Esto puede obedecer a una falta de horizonte. Hasta finales de 2025, el gobierno no tenía siquiera los votos mínimos para frenar un juicio político. Y cuando lo logró con creces en la elección de octubre de ese año, el avance en algunas reformas estructurales parece haberse frenado por la percepción algo más elevada de un riesgo de una vuelta al populismo a finales de 2027.
En resumen, la evidencia empírica de las Cuentas Nacionales sugiere que el salto cualitativo en la formación de capital —indispensable para consolidar tasas de crecimiento elevadas y sostenibles— difícilmente se materialice antes el punto de inflexión electoral. La inversión real parece haber condicionado su regreso a un resultado en las urnas que sea capaz de despejar la incertidumbre y garantizar un horizonte de políticas promercado por, al menos, un período de cuatro años más.
Toyota Argentina e YPF Luz continúan fortaleciendo la alianza estratégica que mantienen desde 2018 para el suministro de energía 100 % renovable a la planta productiva de Toyota en Zárate. Gracias a este acuerdo, la automotriz ya utilizó energía renovable equivalente al consumo anual de más de 133.000 hogares argentinos.
Ahora, cuatro concesionarios oficiales de la marca se incorporan al esquema de abastecimiento renovable de YPF Luz, ampliando el alcance de esta iniciativa: Zento (Lanús, Adrogué y Canning), BHASSA (La Pampa), Allianz (San Luis) y Jorge Ferro (Ciudad de Buenos Aires). En total, el acuerdo alcanza seis puntos de venta y contempla la posibilidad de incorporar nuevos concesionarios en el futuro.
El contrato tendrá una vigencia de cinco años y prevé el suministro de aproximadamente 900 MWh anuales de energía renovable generada en los parques eólicos Los Teros y Manantiales Behr, y en el parque solar Zonda, todos operados por la compañía argentina líder en generación de energía eléctrica.
La incorporación de los concesionarios se suma al acuerdo vigente con Toyota Argentina mediante el cual se abastece con energía renovable el 100 % de la planta industrial de Zárate, la planta automotriz más grande de Argentina, con una producción anual de 180.000 vehículos, entre Hilux, SW4 y Hiace. Desde 2018, la planta lleva consumidos 479.100 MWh de energía renovable abastecida por YPF Luz.
Toyota Argentina avanza sobre uno de los desafíos más ambiciosos de sus Objetivos Ambientales Globales 2050: la reducción de las emisiones de CO2 a lo largo de todo el ciclo de vida de sus productos. Ya no solo en la etapa de producción, sino también en etapas clave previas y posteriores a la fabricación de los vehículos.
En el inicio de la alianza entre YPF Luz y Toyota, la energía renovable abasteció la producción de vehículos en la planta de Zárate. Posteriormente, se extendió a distintos actores de la cadena de proveedores y, con esta nueva iniciativa, también alcanza la etapa de comercialización y servicios al cliente.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía líder en generación de energía eléctrica que opera desde 2013. Hoy tiene una capacidad instalada total de 3,8 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país a partir de 17 activos, entre parques renovables y centrales térmicas, distribuidos en 8 provincias. Actualmente, está construyendo un proyecto de almacenamiento de baterías de 90 MW en Central Dock Sud.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, recorrió el yacimiento Tres Picos, donde comenzó a operar el equipo de perforación CGC-001 de Compañía General de Combustibles (CGC), y destacó la importancia de recuperar actividad e inversiones para la industria hidrocarburífera convencional de la provincia.
Durante la recorrida, de la que también participó el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, y el secretario general de Petroleros Jerárquicos, José Llugdar, Vidal señaló que “poder tener un equipo de perforación que sabemos que va a quedar en la provincia realmente es una señal de reactivación, de alivio y de mejora”.
El gobernador reconoció que actualmente resulta complejo atraer inversiones hacia los yacimientos maduros, en un contexto en el que Vaca Muerta concentra gran parte de los equipos y las inversiones del sector debido a sus mayores niveles de rentabilidad y velocidad de recuperación.
Vidal vinculó la recuperación de la actividad con las medidas adoptadas por el Gobierno Provincial para generar mejores condiciones para la inversión.
En ese sentido, destacó la reducción de 3 % en las regalías aplicada en la mayoría de los yacimientos de Santa Cruz y aseguró que la medida permitió recuperar equipos y generar nuevas oportunidades para la producción hidrocarburífera.
“Esta medida permitió recuperar más de seis equipos y generó nuevas oportunidades de inversión, empleo y producción”, señaló.Asimismo, valoró el regreso de la empresa San Antonio a la provincia y consideró que representa una señal positiva para recuperar parte de la estructura de servicios petroleros que la Cuenca del Golfo San Jorge perdió en los últimos años frente a la concentración de actividad en Vaca Muerta.
El gobernador sostuvo que Santa Cruz continuará impulsando incentivos para atraer inversiones, aunque remarcó que las empresas deberán presentar proyectos concretos de actividad y producción.
CGC proyecta la perforación de 31 pozos en el flanco norte
En otro tramo de la recorrida, Vidal destacó el plan de inversiones de CGC y el impacto que tendrá en la recuperación de la actividad petrolera en el flanco norte santacruceño.
El programa contempla la perforación de 31 pozos. Durante lo que resta del año se proyectan nueve perforaciones, de las cuales dos serán exploratorias.
Las perforaciones alcanzarían aproximadamente los 2.800 metros de profundidad, mientras que los pozos exploratorios podrían superar los 3.000 metros.
En ese marco, se explicó que la incorporación del nuevo equipamiento, forma parte de los compromisos de inversión correspondientes al segundo sub-período 2025-2027, asumidos en el marco de la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas aprobada por la Provincia.
José Llugdar, Secretario General del Sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral subrayó que la puesta en funcionamiento de un equipo perforador tiene un impacto que supera ampliamente a quienes trabajan directamente en el pozo.
“Aquí no solamente va a trabajar la gente que tiene que ver con el equipo. Hay compañías de servicios, compañías que transportan los caños y gente que produce esos caños”, explicó.
Asimismo, destacó que ya se encuentran disponibles los materiales necesarios para avanzar con los trabajos de entubación de los pozos.
El dirigente celebró el regreso de la actividad perforadora y sostuvo que representa una señal positiva para toda la cadena productiva y laboral vinculada al petróleo.
La puesta en marcha del equipo perforador CGC-001 en Tres Picos forma parte de una estrategia orientada a recuperar producción, generar empleo y fortalecer la actividad de toda la cadena hidrocarburífera de Santa Cruz, destacó el gobierno provincial.
La sesión del Senado prevista para el jueves 10 de septiembre se cayó. El oficialismo comprobó que no tenía los votos para aprobar el nuevo régimen de biocombustibles. El proyecto no fue rechazado: quedó postergado. Pero la suspensión expuso una disputa más profunda que el simple aumento del corte obligatorio. Detrás del texto hay dos reformas superpuestas: una energética —más biocombustible y menos fósil por litro vendido— y otra económica —quién produce, quién vende y quién captura la renta de ese mercado—. La sesión se cayó por la segunda.
El dictamen, que busca reemplazar y modificar sustancialmente la Ley 27.640 por un régimen de 15 años, unificó siete proyectos que venían discutiéndose en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda. Entre sus impulsores aparecen Patricia Bullrich, Flavia Royón, Beatriz Ávila y otros senadores. El objetivo central era elevar los cortes: en gasoil, llevar el biodiésel del 5% actual al 7,5% inicialmente y al 10% al cabo de un año; en naftas, mantener el 12% el primer año y luego subir al 15%.
El esquema del etanol quedó desglosado: de ese 15%, un 6% provendría de caña de azúcar, otro 6% de maíz y un 3% quedaría sujeto a competencia. Además, se fijaba un límite de participación de mercado de no más del 20% del volumen por empresa. Eso explica el interés de Tucumán, Salta y el NOA por la caña; de Córdoba por el etanol de maíz; y de Santa Fe y las provincias sojeras por el biodiésel.
Pero lo decisivo no era el corte. El proyecto buscaba pasar gradualmente del actual sistema de cupos y participación protegida para determinados productores hacia uno de mayor competencia y apertura. Allí estalló el conflicto con las pymes de biodiésel “no integradas” con las grandes aceiteras y productoras de materia prima. Esas empresas tienen hoy una participación protegida en el abastecimiento interno. El nuevo esquema contemplaba una reducción progresiva hasta su desaparición en 2036. Las pymes reclamaban conservar un 7,5% del mercado. Ese punto puso en tensión a representantes de Santa Fe, La Pampa y Buenos Aires, que exigieron mayores garantías para las empresas pequeñas y medianas.
La coalición que se armó fue peculiar. LLA había logrado un principio de acuerdo con senadores dialoguistas y con provincias interesadas en aumentar el bioetanol. Pero varios aliados avisaron que no votarían la ley si no se modificaba la situación de las pymes de biodiésel. Sin votos asegurados, se suspendió la reunión de Labor Parlamentaria y, con ella, la sesión.
El gran ganador potencial: el biodiésel integrado
La Ley 27.640 vigente establece que el biodiésel destinado al corte obligatorio debe provenir de empresas no vinculadas directa o indirectamente con la exportación de biodiésel ni de sus principales insumos. Es decir, excluye deliberadamente del mercado protegido a buena parte de las grandes aceiteras y exportadoras integradas. El proyecto cambia esa arquitectura.
Con el dictamen, inicialmente las no integradas conservan los 7,5 puntos. Cuando el corte sube a 10%, quedan 6,5 puntos reservados y 3,5 abiertos. Luego la transición avanza: 2029, 5,5 reservados y 4,5 abiertos; 2030, 5 y 5; 2031-2035, 3 reservados y 7 abiertos. Después termina la transición prevista. Por tanto, “desregulación” no es una palabra neutral en términos distributivos.
La gran aceitera integrada controla la cadena soja, desde la producción, el crushing el aceite y la producción de biodiésel y exporta y vende al mercado interno. La pyme, en cambio, compra aceite, produce biodiésel y vende. La primera captura margen en varios eslabones y controla su materia prima; la segunda tiene el costo del aceite como insumo externo. Por eso CIARA defendió explícitamente que no se distinga entre integradas y no integradas, y sostuvo que debe haber mercados competitivos y cortes crecientes. CARBIO consideró el dictamen un avance porque deja “abierto el mercado para todos”. CEPREB ve la otra cara: sostiene que las plantas regionales pasan de controlar los actuales 7,5 puntos a tener solo 3 puntos protegidos.
Refinadoras y productores: no todos pierden igual
Si el biodiésel pasa de B7,5 a B10 y el etanol de E12 a E15, las refinadoras colocan menos molécula fósil por litro de combustible terminado. En naftas, por cada 100 litros vendidos, el componente hidrocarburífero pasa de aproximadamente 88 a 85 litros. En gasoil, el efecto es mayor: el gasoil fósil pasaría de unos 95 a 90 litros por cada 100 litros de producto terminado.
Pero de ahí no se sigue que las refinadoras sean perdedoras automáticas. La Cámara Argentina de la Energía apoyó expresamente el proyecto Bullrich y reclamó permitir la participación plena de las refinadoras de petróleo en el negocio de los biocombustibles. La refinadora puede aceptar menor participación del hidrocarburo en cada litro a cambio de participar económicamente en la molécula renovable y comprarla en un mercado competitivo en lugar de hacerlo a precio administrado. Además, el dictamen aparentemente les permite el coprocesamiento de materias primas no fósiles en sus propias refinerías, con límites.
El productor puro de petróleo tiene menos capacidad de capturar ese beneficio. Para una demanda total constante, aumentar el corte implica sustituir parte de la demanda doméstica de derivados fósiles. No necesariamente la producción petrolera argentina debe caer en la misma proporción —el crudo puede exportarse o destinarse a otros usos—, pero el mercado interno de combustibles para transporte absorbe una proporción menor de producto fósil.
La distinción decisiva es otra: integrados versus no integrados. Una empresa verticalmente integrada —producción de crudo, refinación y comercialización— pierde demanda de su componente fósil, pero captura renta a lo largo de toda la cadena y puede participar directa o indirectamente del componente renovable. Una refinadora no integrada upstream compra crudo, lo refina y comercializa derivados. Si sube el corte, necesita menos crudo para producir una cantidad dada de combustible terminado, pero debe adquirir más biocombustible. No simplemente “pierde”: cambia la composición de sus costos, sus márgenes y la utilización de su capacidad de refinación.
Etanol, territorio y automotrices
En el etanol la coalición es más amplia. El esquema 6% caña más 6% maíz más 3% competitivo permite que las dos grandes geografías productivas no se disputen inmediatamente todo el mercado. La Cámara de Bioetanol calificó el dictamen como un paso importante y cuestionó el régimen actual por considerarlo demasiado cerrado y regulado. El proyecto Bullrich había sido trabajado con la Cámara de Bioetanol de Maíz y el Centro Azucarero Argentino. Así se entiende la coalición territorial: Córdoba y el maíz, por un lado; Tucumán, Salta y Jujuy con la caña, por otro. El conflicto más duro queda en Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos y La Pampa por el biodiésel pyme.
El Gobierno ocupa una posición precisa. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, dijo en el Senado que el proyecto Bullrich “interpreta la voluntad del Ejecutivo”. La Casa Rosada defiende competencia, eliminación progresiva de cupos y aumento moderado de cortes. Su objetivo principal no es maximizar el biocombustible: rechazó propuestas de llevar el biodiésel al 15% porque encarecerían estructuralmente el gasoil, aunque consideró razonable llevar el etanol del 12% al 15%. Quiere abrir el mercado, no necesariamente maximizar la sustitución del petróleo.
ADEFA adoptó una posición conservadora. Pidió mantener E12. Admitió que podría aceptar E15, pero preferentemente como techo y no como piso, y rechazó una trayectoria automática de aumentos. Su argumento es tecnológico y económico: mayores porcentajes de etanol pueden exigir recalibraciones, cambios de materiales, componentes y sistemas de combustible, además de alejar a los vehículos argentinos de algunos estándares de exportación.
El eje real
La reforma no parece simplemente transferir renta del petróleo a los biocombustibles. Hace algo más específico: transfiere una fracción adicional del mercado de combustibles desde la molécula fósil hacia la agroindustrial; abre esa nueva renta a actores de gran escala e integrados; reduce progresivamente la protección de los productores independientes; y permite que las propias refinadoras tengan mayor participación en el nuevo mercado.
El conflicto distributivo, entonces, no sería solo “pymes de biocombustibles vs. grandes productores de biocombustibles”. Hay una redistribución estructural entre cadenas: donde el combustible fósil cede una fracción obligatoria del mercado a maíz, caña y soja. El Estado, vía regulación, transfiere parte de la demanda cautiva del transporte desde la cadena hidrocarburífera hacia la agroindustrial.
Queda por precisar el posicionamiento explícito de YPF, Raízen/Shell, Axion y las cámaras petroleras. También qué empresas concretas quedan habilitadas para capturar el aumento del corte. Pero el eje analítico más potente ya no es “petroleras vs. biocombustibles”, sino actores verticalmente integrados vs. productores independientes, atravesando incluso la frontera entre hidrocarburos y agroindustria. La pregunta de fondo no es solo cuánto biocombustible se mezclará, sino quién capturará la renta de ese mercado en transición.
YPF anunció el resultado de una nueva emisión internacional de bonos a junio de 2035 por un monto de U$S 1.200 millones, el más grande obtenido por una empresa argentina en los últimos 11 años.
Además, el nuevo bono con 9 años de plazo se emitió a una tasa de interés de 7.55 % y tasa efectiva de 7.85 %, reflejando un spread contra bonos del Tesoro americano (“riesgo YPF”) de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su larga trayectoria en el mercado internacional de capitales.
Luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales durante 2 días en Nueva York, la compañía captó una demanda de hasta 2.200 millones de dólares, casi duplicando el monto final emitido.
El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vecen entre los años 2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4.
Mediante esta transacción YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio.
Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron, BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, y localmente fueron colocadas por Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
Acerca de esta operación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó “Emitimos U$S 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en el mercado internacional”.”Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, remarcó la postura del gobierno nacional manifestada la semana pasada acerca de las sanciones previstas por Ley (26.659/2011) para las empresas que participen de la exploración y/o explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas anunciada por el consorcio británico-israelí, Rockhopper-Navitas, en el offshore Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.
Se refirió también a la decisión de iniciar la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego para aumentar capacidades en telecomunicaciones e inteligencia en ésa región estratégica del Atlantico Sur.
Ravier, expresó que “si no actuamos hoy con firmeza y celeridad, en pocos meses estas corporaciones tendrán la capacidad de apropiarse de las reservas del petróleo de nuestro mar. Permitir este avance sentaría un precedente peligroso, que podría facilitar que el Reino Unido profundice su usurpación y continúe explotando impunemente nuestros recursos estratégicos”.
“Ante esta amenaza, desplegamos todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales del Estado para defender nuestra soberanía”, señaló.
Y detalló que “en primer lugar, se firmó el decreto reglamentario 868 de 2026 para dar la máxima celeridad y coordinación a los procedimientos sancionatorios de la Ley 26.659”. A partir de este decreto, se nombra oficialmente al Ministerio de Relaciones Exteriores como autoridad de aplicación de la Ley referida, lo que permite concentrar las competencias administrativas y sancionatorias en el mismo ministerio que define la estrategia diplomática.
El funcionario destacó que además “se introduce una modificación al reglamento del RIGI a partir de la cual los representantes legales de los proyectos que adhieren al régimen deberán presentar una declaración jurada asegurando que ningún participante del proyecto viole la Ley 26.659”.
Y, por último, “se establece que todos los interesados en operar en el sector hidrocarburífero nacional deberán presentar una declaración jurada asegurando de forma expresa que ni ellos ni las personas humanas o jurídicas con participación directa o indirecta en sus empresas incurren o incurrirán en las conductas prohibidas por la Ley 26.659”.
Ravier leyó; “en síntesis, este decreto lleva a que quienes operen en nuestras islas a espaldas de nuestro Gobierno tenga que elegir: o una apuesta ilegal en aguas en disputa, o una operación rentable, segura y con reglas claras en el territorio continental de una Argentina soberana”.
Si se incurre en conductas prohibidas por la Ley 26.659 sancionaremos no solo a las operadoras, sino a sus accionistas, directores y proveedores, ratificó.
Ravier puntualizó en la conferencia habitual de los días martes en Casa Rosada que “en segundo lugar, mediante el DNU 867/2026 ampliaremos los recursos del Ministerio de Defensa, utilizando ingresos de capital que no afectan nuestra política de déficit cero. El fin prioritario será iniciar la construcción de la base naval integrada en Tierra del Fuego y aumentar nuestras capacidades en telecomunicaciones e inteligencia”.
“Esta base no tiene un carácter bélico, sino que funcionará como el polo logístico más importante del Atlántico Sur y servirá de apoyo operativo y científico para nuestra proyección geopolítica hacia la Antártida”, describió.
Preguntado que fue por los periodistas acreditados, Ravier sostuvo que “claramente el reclamo que todos pudieron escuchar en la cadena nacional es un reclamo pacífico, diplomático y no militar. No hay ningún conflicto bélico en este sentido”. Y también respondió “en relación con la base naval que se va a construir en Tierra del Fuego, es una base naval que se construye independientemente desde la Argentina. No hay ningún acuerdo con los Estados Unidos al respecto, ningún apoyo de ninguna índole”, aseveró.
Acerca de la “Defensa de la Soberanía Nacional”
Y también anunció que “En tercer lugar, se enviará al Congreso de la Nación, con carácter de urgencia, el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional. Esta ley va a endurecer las penas de la Ley 26.659. Se le prohíbe tanto al Estado argentino como al sector privado la celebración de contratos con compañías infractoras, proveedores y colaboradores”.
Ravier se explayó en su lectura detallando que “la ley habilitará el juicio en ausencia cuando corresponda, extenderá el alcance sancionatorio a otras actividades de explotación y creará el Consejo de Seguridad nacional”.
“Este consejo va a definir la política de seguridad nacional y va a velar por su aplicación transversal coordinando el trabajo de las áreas de Cancillería, Defensa, Inteligencia y Economía. Además, el proyecto también incluye un régimen de protección de infraestructuras críticas y un marco de protección aeroespacial y marítima”, describió.
El Vocero señaló además que “a estas medidas anunciadas por el Presidente, se le suma la denuncia penal presentada el día de ayer. El Canciller Pablo Quirno con el patrocinio del Procurador del Tesoro, Sebastián Amerio, presentó una denuncia penal contra las empresas que participan en la exploración y explotación ilegal de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte”.
“Nuestra respuesta judicial se complementa con una estrategia diplomática integral. La Cancillería ya ha enviado cerca de 180 notas de desaliento a empresas y a más de 29 países involucrados en estos proyectos ilegales. Hemos tejido alianzas y construido consensos regionales firmes, como el reciente comunicado conjunto con el Presidente de Chile, José Antonio Kast, que rechaza la extracción de recursos en las islas”, aseveró.
“Contamos con 18 resoluciones y declaraciones de foros internacionales que respaldan nuestro legítimo reclamo, incluyendo el Comité de Descolonización de las Naciones Unidas, la OEA, el Mercosur, la Celac, la Comunidad Iberoamericana y la Unión Europea”, recordó Ravier a modo de antecedentes del histórico reclamo planteado por sucesivos gobiernos.
Y destacó además que “en estos días también recibimos el apoyo de diversos participantes del sector energético. Las mayores empresas del mundo en provisión de equipos y tecnología petrolera emitieron comunicados de distanciamiento respecto al proyecto Sea Lion para evitar quedar alcanzadas por las inhabilitaciones del decreto 868 de 2026”.
“El mundo sabe que la Argentina está cambiando y que se encamina a ser un actor de peso en el concierto de las Naciones, una realidad que se refleja en hechos inéditos como la reevaluación de la postura histórica de los Estados Unidos respecto a las Malvinas”, enfatizó el funcionario, interpretando declaraciones del presidente Donald Trump.
Ravier casi reiteró un textual de Javier Milei en la cadena nacional de la semana pasada señalando que “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido ni a una facción de la política. Malvinas es una causa nacional. Por eso, repetimos el llamado a toda la dirigencia política, económica y social y a todos los sectores de nuestra sociedad civil. Podemos discutir muchos temas, pero ante Malvinas, debemos mostrar un frente unido ante el mundo”.
Resulta insoslayable ligar en lo discursivo estas declaraciones, con la expresada voluntad de Milei de reelegir en 2027.
La provincia del Neuquén firmó un acuerdo con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para la concreción de obras viales para la transitabilidad y el desarrollo de Vaca Muerta. La infraestructura será prefinanciada por las principales empresas operadoras.
El gobernador Rolando Figueroa suscribió el acuerdo marco en Buenos Aires con el presidente de la CEPH, Carlos Ormaechea, y los responsables de las compañías YPF; Pan American Energy; Chevron; Pluspetrol; Total Austral; Vista Oil & Gas; Pampa Energía; Wintershall; Shell; Phoenix Global Resources; GeoPark; Continental Resources y Tecpetrol.
Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas hasta 154,5 millones de dólares, que puede ser ampliable hasta en un 15 % adicional una vez concluidas las licitaciones, señaló el gobierno provincial.
Los aportes serán imputables a pagos que deban abonar por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías, canon extraordinario de producción y/o peajes a los que puedan estar obligados por el uso de la infraestructura vial provincial. En simultáneo, la Provincia culminará con fondos propios o financiamiento de terceros, una serie de obras complementarias acordadas.
En el convenio, la Provincia se compromete a ejecutar tanto las obras priorizadas como las obras complementarias. Las empresas harán los aportes para prefinanciar los trabajos que forman parte del convenio y que implican cerca de 160 kilómetros de rutas.
La Provincia elaborará los proyectos ejecutivos necesarios para la posterior licitación de las obras. Todas las obras serán proyectadas, diseñadas y ejecutadas, en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y demás vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.
Tras la firma, Figueroa destacó que el acuerdo representa un “win-win” para la Provincia y las compañías, porque “se acelera la curva de concreción de las rutas que necesitamos en Neuquén” y también “las operadoras se benefician al poder transitar por rutas de asfalto”.
Explicó que “los recursos son de la provincia, porque es un anticipo de regalías y de futuros peajes” y remarcó que, de esta forma, se logra “volcar en obras” la monetización de los recursos que genera la actividad en Vaca Muerta. “El proceso de transformación de la provincia ya empezó”, señaló el gobernador.
Las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon extraordinario de producción que corresponda. Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20 % del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada período mensual. En consecuencia, el 80 % restante de las regalías y/o canon extraordinario de cada mes deberá ser abonado íntegramente a la Provincia.
“Hace mucho tiempo venía la infraestructura retrasada y la industria lo entendió”, dijo Figueroa y recordó que “atravesar Añelo le costaba a toda la industria 22 millones de dólares al año”. Destacó entonces que “todas las rutas de Vaca Muerta las paga la Provincia, pero con el financiamiento de las operadoras vía regalías anticipadas y peaje”.
“Todos esos kilómetros de ruta, que son alrededor de 160 contando repavimentación, nos van a permitir hacer un win-win con las empresas”, aseveró. “Tenemos que reactivar otros sectores de la economía y estoy seguro que lo vamos a lograr”, remarcó.
Los planes de crecimiento de la industria hidrocarburífera en la zona de Vaca Muerta requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo, así como la ejecución de otras obras viales complementarias especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.
Obras priorizadas y complementarias
El detalle de las obras que prefinanciarán las empresas incluye la pavimentación de la ruta provincial N° 8, desde el empalme con la ruta provincial N° 6 hasta el “Camino de la Tortuga”; la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial N° 51, entre los empalmes con la 8 y la provincial 17; la repavimentación de la ruta 8, entre los empalmes con la ruta N° 51 y la provincial N° 7, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la 8.
En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el Bypass de Añelo – rutas provinciales N° 7 y 17; la repavimentación de la ruta provincial N°5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la ruta provincial 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial N°67 (entre los empalmes de la ruta nacional 22 y la provincial 51). Además, proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.
La Provincia y las empresas celebraron un Memorándum de Entendimiento el 10 de febrero de 2026 para sentar las bases de la negociación y los lineamientos para la potencial celebración de este acuerdo marco. El 29 de abril, la Provincia y las empresas suscribieron una adenda en la cual individualizaron cuáles son las obras de infraestructura prioritarias.
El encuentro realizado en San Miguel de Tucumán convocó a recuperar la planificación hídrica y energética. Sus conclusiones convergen con una agenda internacional que revaloriza la hidroelectricidad frente al cambio climático y los desafíos del desarrollo.
El XII Congreso Argentino de Presas y Aprovechamientos Multipropósito, realizado entre el 2 y el 5 de septiembre en San Miguel de Tucumán, destacó el papel estratégico de la hidroelectricidad en la transición energética y la necesidad de impulsar una planificación de largo plazo para la infraestructura hídrica.
Organizado por el Comité Argentino de Presas, el encuentro reunió a especialistas, profesionales, organismos, universidades y empresas. Durante cuatro jornadas se presentaron trabajos técnicos y científicos sobre planificación, construcción, rehabilitación y operación de obras hidráulicas, junto con cuestiones de seguridad, gestión del agua y sostenibilidad.
Los debates pusieron de relieve el aporte de la hidroelectricidad como fuente renovable y su capacidad para brindar potencia firme y flexibilidad a sistemas eléctricos con una participación creciente de energía solar y eólica.
Esta perspectiva converge con una agenda que gana espacio entre organismos internacionales. Un ejemplo es el enfoque sobre desarrollo hidroeléctrico presentado en 2026 por el Banco Mundial, que destaca la complementariedad de esta tecnología con otras fuentes renovables y su contribución a los sistemas energéticos del futuro.
Las conclusiones del encuentro quedaron plasmadas en la Declaración de Tucumán, aprobada al cierre del Congreso. El documento considera la regulación y el almacenamiento de agua una “prioridad estratégica ineludible” y plantea que Argentina y América Latina deben ampliar esa capacidad para garantizar el abastecimiento, reducir la vulnerabilidad ante sequías e inundaciones y “coprotagonizar la transición energética”.
La Declaración propone valorar los aprovechamientos multipropósito por el conjunto de sus beneficios: agua potable, riego, control de crecidas, generación renovable, almacenamiento energético y desarrollo territorial. También llama a “recuperar la capacidad de planificar y ejecutar”, incorporando desde el inicio criterios exigentes de seguridad, gestión del riesgo y sostenibilidad ambiental y social.
El documento advierte, además, que postergar decisiones puede significar energía renovable desaprovechada, mayor vulnerabilidad de los sistemas de generación y limitaciones para la producción.
Con una convocatoria a gobiernos, universidades, empresas, profesionales y sociedad civil, el Congreso planteó la necesidad de recuperar una agenda activa de aprovechamiento del agua: la infraestructura hídrica y energética necesaria para 2040 y 2050 debe comenzar a planificarse hoy.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad. El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases.
Las actividades combinan módulos teóricos con prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que la principal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos. El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez más segura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1.100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional. De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es 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.
El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, presentó una denuncia penal contra cinco empresas petroleras por realizar actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en el offshore las Islas Malvinas.
Las empresas denunciadas son: Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd.
La presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio y se denunció la violación de la Ley 26.659 (2011) , por operar con licencias ilegítimas otorgadas por el Reino Unido en la plataforma continental argentina. y la presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.
Según un comunicado emitido por la Oficina del Presidente, la acción penal no solo alcanza a las corporaciones, sino también a “todos los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible”.
La Cancillería entonces inició procedimientos sancionatorios contra 45 personas físicas y jurídicas vinculadas, y se prevé excluir a estas compañías de proyectos en Vaca Muerta. Además, Javier Milei instruyó priorizar fondos para la Base Naval Integrada en el Presupuesto 2027.
El texto argumenta que los recursos en disputa forman parte inalienable del patrimonio local: “La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes, por ser parte integrante del territorio nacional”.
El desarrollo de ésta denuncia será analizado en la reunión de gabinete prevista para el martes 9 en Casa Rosada.
Con una inversión multimillonaria y la primera producción prevista para 2028, el proyecto Sea Lion avanza hacia la explotación petrolera al norte de las Malvinas mientras el Gobierno argentino endurece las sanciones contra las empresas involucradas. Pero detrás del renovado discurso soberanista de Javier Milei se abre una disputa más compleja: la posibilidad de utilizar la presión diplomática, financiera y logística para elevar los costos de Navitas y Rockhopper. Hoy como ayer, el papel de Chile y de Punta Arenas como eventual centro de abastecimiento se perfila como una de las piezas clave de la estrategia argentina en una ecuación que puede determinar la rentabilidad —y, en un escenario extremo, la viabilidad— del proyecto anglo-israelí
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration anunciaron el impulso del proyecto Sea Lion, desarrollo offshore ubicado a unos 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en la Cuenca Malvinas Norte. La primera, de origen israelí, actúa como operadora del proyecto con una participación del 65%, mientras que la británica Rockhopper —descubridora del yacimiento en 2010— controla el 35% restante. Tras más de una década de estudios, ambas compañías tomaron en diciembre de 2025 la decisión final de inversión para desarrollar la Fase 1 del proyecto, que contempla una inversión de US$ 1.800 millones hasta la primera producción, US$ 2.100 hasta concluir la Fase 1 y un total de US$ 3.900 millones para completar la explotación proyectada a 30 años.
El yacimiento contaría con reservas probadas y probables de 314 millones de barriles y recursos recuperables auditados de unos 500 millones. La producción inicial está estimada en 55.000 barriles diarios, los que serán extraídos mediante la unidad flotante FPSO Aoka Mizu, a la que se sumará una segunda unidad, la OSX-1, adquirida en agosto de 2026 por US$ 125 millones. La operadora sostiene que los trabajos de perforación comenzarán a principios de 2027 y que el primer crudo de la Fase 1 está programado para el primer semestre de 2028, operando bajo licencias otorgadas por el gobierno kelper con el respaldo del Reino Unido.
Obviamente, por encontrarse en aguas disputadas con la Argentina, el gobierno de Javier Milei, a regañadientes anunció medidas sancionatorias contra las empresas que provean o participen del proyecto.
Mi amigo Bibi
La relación de Javier Milei con Benjamín Netanyahu puede convertirse en la pieza más incómoda en el tablero del conflicto. Milei pidió a países “amigos” no ignorar actividades lesivas para la soberanía argentina, mientras su gobierno sostiene que el diferendo no afecta la relación bilateral con Israel y que mantiene comunicación permanente con las autoridades israelíes.
Esta dualidad es especialmente sensible porque Milei viene cultivando un vínculo político estrecho con Netanyahu, y el desarrollo de Sea Lion —cuyo operador y propietario del 65% es la israelí Navitas Petroleum (cotiza en Tel Aviv), mientras el 35% restante es de la británica Rockhopper— coloca al Presidente en una posición incómoda.
Según Reuters, entre los principales inversores de Rockhopper figuran también los fondos israelíes Noked Capital, Brosh Funds e ION Fund Management, por lo que el capital israelí está presente en ambas partes de la estructura.
Aunque el estado de Israel no es accionista directo de Navitas, la compañía está sometida a la Israel Securities Authority, cotiza en Tel Aviv y mantiene relaciones regulatorias, fiscales, financieras e institucionales con el Estado israelí, llegando a presentar sus comunicaciones societarias simultáneamente ante la autoridad de valores y la bolsa.
La pregunta es ¿hasta qué punto Milei usará su relación con Netanyahu para hacer valer la posición argentina?. Si Netanyahu responde favorablemente, la alianza con Israel será un activo soberano; si Israel se mantiene al margen y Navitas sigue operando normalmente, sus adversarios argumentarán que la cercanía con Netanyahu no logró frenar una actividad que el gobierno considera ilegal.
El dato que añade relevancia es que Sea Lion ya superó la Final Investment Decision, Navitas controla el 65% y el desarrollo ya está en marcha y el primer crudo está previsto para marzo de 2028, por lo que ya no es una posibilidad remota sino una realidad operativa que plantea a Milei un dilema de difícil resolución.
Medidas
Mientras tanto, la credibilidad de Javier Milei se desploma y crece el escepticismo entre la ciudadanía, fundamentalmente por los antecedentes del Presidente, por sus propias contradicciones y el evidente oportunismo político que lo motivan.
Quien atesorara un retrato de Margaret Thatcher en su despacho presidencial y la definiera como “una de las grandes líderes de la historia de la humanidad” —la misma que durante el conflicto por Malvinas ordenó hundir el crucero Gral. Belgrano para evitar continuar con las conversaciones de paz—, ejecuta ahora un giro de 180 grados para abrazar el popular reclamo soberano mediante anuncios de sanción a las empresas que operen en el archipiélago.
La comunidad internacional no tardó en señalar la incongruencia: el propio ex primer ministro británico Boris Johnson lo describió como “anglófilo y admirador de Thatcher”, asegurando no creer “ni por un segundo” que el mandatario argentino busque una confrontación real con el Reino Unido.
El timing de esta cruzada soberanista no es casual. Navitas y Rockhopper, desafiaron abiertamente las sanciones argentinas y ratificaron que el proyecto Sea Lion seguirá adelante sin “efectos materiales”, evidenciando la ineficacia de las medidas anunciadas. Mientras tanto, la administración Milei atraviesa su peor momento de popularidad: la imagen positiva cayó a niveles que rondan el 30% mientras la desaprobación ronda el 56% al 70%, con una caída sostenida que los analistas atribuyen al deterioro económico y al descontento social. La pérdida de 241.000 empleos privados formalesentre fines de 2023 y mayo de 2026 y la inflación que se proyecta en torno al 30% anual completan un cuadro de gestión que genera opiniones negativas.
La ofensiva argentina
A pesar de la falta de credibilidad, el Gobierno argentino desplegó una estrategia en varios frentes, concebida expresamente para elevar ese punto de equilibrio entre los costos de producción de crudo y el precio del mercado internacional, desglosado en tres grandes frentes:
Régimen sancionatorio y exclusión del RIGI. El Decreto 868/2026 reglamenta la Ley 26.659 y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores, al tiempo que excluye del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a todas aquellas empresas vinculadas a la explotación no autorizada en Malvinas. Esta disposición persigue un objetivo estratégico: forzar a los contratistas y suministradores a elegir entre operar en el archipiélago o acceder a los megaproyectos de Vaca Muerta y demás iniciativas estratégicas en territorio continental argentino.
Proceso sancionatorio y notificaciones diplomáticas. El Ejecutivo abrió un procedimiento formal contra 45 personas y empresas, y ha cursado notificaciones a otras 180 firmas con sede en 29 países, incluyendo bancos de la talla de HSBC y destacadas aseguradoras internacionales. Esta suerte de “guerra logística” genera un clima de incertidumbre que se traduce, en el plano financiero, en un encarecimiento del crédito estimado entre 200 y 500 puntos básicos adicionales por concepto de prima de riesgo geopolítico, además de provocar la reticencia de proveedores globales a comprometerse con el proyecto.
Medidas de disuasión militar y portuaria. La reactivación de la Base Naval Integrada en Tierra del Fuego y la reforma de las leyes provinciales para bloquear el uso de puertos argentinos constituyen señales inequívocas que elevan el riesgo percibido por los inversores, introduciendo un factor de tensión adicional en la ecuación económica del proyecto.
Los números
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration, publican inversiones de capital (CAPEX) y los costos operativos (OPEX), pues ambas cotizan en Bolsa. Ambos indicadores determinan —en principio— la viabilidad económica de un emprendimiento offshore de tal envergadura.
Tomando la información pública disponible, que proviene en su mayoría de reportes de ambas empresas además de análisis sectoriales publicados entre 2025 y 2026, el CAPEX informado asciende a US$ 1.800 millones para alcanzar la primera producción —first oil— y a US$ 2.100 millones para la finalización completa de la denominada Fase 1, montos que incluyen contingencias y costos financieros. Los principales rubros que componen el CAPEX se resumen en el siguiente cuadro:
Rubro
Estimación
Perforación y terminación de pozos (drilling & completions)
20‑25 % del CAPEX total
Equipos y sistemas de control submarinos (subsea equipment)
10‑15 % del CAPEX (US$ 210‑315 millones)
Adquisición de la plataforma FPSO (buque de producción, almacenamiento y descarga)
Aprox. US$ 125 millones (antes de actualizaciones)
Pedidos de equipos de larga entrega e ingeniería
Incluidos en los US$ 1.800 millones
Cabe destacar que el costo de perforación puede ser significativo: en estimaciones anteriores, la perforación de dieciocho pozos se presupuestó en US$ 1.200 millones, lo que evidencia el peso de esta partida dentro del desembolso total.
Por su parte, los gastos operativos —OPEX— se circunscriben a costos directos a nivel de proyecto, que incluyen los cánones de arrendamiento de la FPSO, así como los costos fijos y variables asociados a su operación: mantenimiento, personal, consumibles y demás erogaciones recurrentes. Estos costos se expresan comúnmente por barril producido, conforme a la siguiente tabla:
Indicador
Valor
OPEX por barril (vida del campo)
US$ 17 /bbl
OPEX por barril (con FPSO arrendada)
US$ 20,10 /bbl
Costo total por barril (CAPEX + OPEX)
US$ 25 /bbl
Estas cifras reflejan la estructura de costos de un proyecto offshore remoto, donde el arrendamiento y la operación de la FPSO representan una parte relevante del OPEX. No obstante, es preciso advertir que en la información publicada por Navitas y Rockhopper no se contabilizan los costos logísticos, es decir, ni el flete de la producción desde la plataforma hacia el mercado —ya sea Malvinas u otro destino— ni tampoco los costos logísticos asociados al transporte de insumos, bienes y servicios que la producción requiere. Esta omisión introduce un factor de incertidumbre que, de no ser debidamente considerado, podría subestimar el costo real por barril y, con ello, la verdadera rentabilidad del proyecto en su conjunto.
¿Y la logística?
Los gastos logísticos (tanto de capital como operativos) son un componente estructural y de gran magnitud en cualquier explotación off shore, pero con mayor incidencia en Sea Lion, por la complejidad política que encierra.
Los números no se encuentran desagregados en los montos del CAPEX ni del OPEX y para este caso en particular, deberían estarlo. La lejanía geográfica, la ausencia de infraestructura fija en tierra y la necesidad de una cadena de suministro marítima dedicada desde Punta Arenas (punto de cálculo) hacen que la logística sea uno de los principales motores del sobrecosto frente a proyectos en aguas más accesibles o en tierra firme.
Para obtener cifras más precisas, sería necesario acceder a los desgloses internos de Navitas Petroleum o Rockhopper Exploration, que no son de públicos.
No obstante, es posible hacer un cálculo somero. Los rubros logísticos que integran Sea Lion se distribuyen entre las partidas de inversión de capital y los costos operativos recurrentes, abarcando desde el transporte de insumos y personal hasta la infraestructura portuaria y los servicios de agenciamiento.
En el ámbito del CAPEX, es decir, de los desembolsos de capital, se deben contemplar en primer término los buques de apoyo y suministro —conocidos como offshore supply vessels—, embarcaciones destinadas al transporte de materiales, repuestos, caños, equipos de perforación y consumibles diversos, que son conducidos desde los puertos de abastecimiento hasta la plataforma flotante FPSO.
Asimismo, debe preverse también la infraestructura portuaria y de almacenamiento en tierra, en caso de que se desarrolle, pues si bien el proyecto opera íntegramente en el mar, resulta imprescindible contar con instalaciones logísticas en los puertos de aprovisionamiento —¿será Punta Arenas, Chile?— para concentrar y acondicionar los insumos previamente al embarque.
También se deben incluir los sistemas de carga, descarga y transferencia offshore, denominados offloading systems, consistentes en equipos especializados para trasvasar el crudo desde la FPSO hacia los buques tanque o shuttle tankers.
Dentro de este capítulo, los helicópteros y las bases de apoyo, que garantizan el traslado de personal y carga liviana hacia y desde las instalaciones emplazadas en alta mar, son un punto de extrema importancia.
Al OPEX se añade el mantenimiento y la operación de la flota de apoyo, que comprende el suministro de combustible, la remuneración de las tripulaciones, la contratación de seguros y las reparaciones de los buques de suministro. La logística de personal constituye otro rubro esencial, abarcando el transporte de los trabajadores en sus rotaciones, tanto por vía aérea como marítima, así como el alojamiento en tierra y demás atenciones asociadas al desplazamiento y estancia del personal.
Además, debe sumarse el almacenamiento y la gestión de inventarios en los puertos de abastecimiento, junto con los servicios de agenciamiento marítimo y aduanero en los puertos de escala, necesarios para el despacho de mercancías y el cumplimiento de las normativas vigentes en cada jurisdicción. No existen cifras desagregadas públicamente para los rubros logísticos específicos.
El Breakeven
El punto de equilibrio del proyecto Sea Lion no constituye una cifra inamovible, sino una magnitud sensible que fluctúa en estricta correspondencia con la intensidad y el alcance de las acciones políticas que el Gobierno argentino eventualmente decida instrumentar.
Según Navitas y Rockhopper, la base de cálculo es de ~US$ 25 por barril para la vida útil del campo y cada medida de presión adoptada por el Gobierno argentino, introduce un incremento que puede reducir la rentabilidad a niveles que pondrían a prueba la viabilidad del proyecto. Como dijimos, perforar un pozo offshore en el entorno de Malvinas exige un desembolso de entre US$ 70 y 140 millones. Como referencia un pozo horizontal en Vaca Muerta puede oscilar entre US$ 10‑20 millones. La lejanía del continente, la complejidad de la logística marítima y la propia condición de zona en disputa colocan al proyecto en un umbral de rentabilidad intrínsecamente estrecho, donde cada nueva presión política se amplifica con un efecto multiplicador.
La reacción del mercado
Desde los anuncios del gobierno argentino, la respuesta de los mercados financieros fue elocuente y no admite equívocos: las acciones de Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration se desplomaron hasta un 10% en las bolsas de Tel Aviv y Londres inmediatamente después del anuncio del paquete de medidas. No obstante, las operadoras insisten en que las sanciones no tendrán “efectos materiales” sobre el cronograma del proyecto y mantienen inalterable su compromiso con la fecha de primera producción, fijada para marzo de 2028.
Como salvaguarda ante la creciente incertidumbre, contrataron una póliza de seguro contra riesgos políticos por la suma de US$ 1.000millones, un blindaje que busca proteger la inversión frente a eventuales acciones unilaterales o perturbaciones extraordinarias.
Negación de área
En el ámbito estratégico y geopolítico, la negación de área trasciende lo puramente militar e incorpora herramientas diplomáticas, económicas y legales, erigiéndose como una estrategia asimétrica mediante la cual Estados más débiles buscan contrarrestar la superioridad de grandes potencias, valiéndose de acuerdos regionales que niegan el uso de infraestructura, puertos o espacio aéreo para encarecer y complicar los despliegues del adversario, aplicándose en todos los dominios de la guerra moderna —marítimo, aéreo, terrestre, espacial y ciberespacio—, de modo que cualquier incursión en un área de interés resulte prohibitivamente costosa.
Este mecanismo que, aplicado al caso de Sea Lion, explica el objetivo último de las medidas argentinas: elevar el costo logístico y financiero del proyecto y desalentrlo hasta hacerlo inviable.
Si la ofensiva se limita a un pulso diplomático en el que Chile continúa actuando como puerto de abastecimiento, el proyecto lograría sobrevivir con un breakeven ajustado, aunque más vulnerable.
Si, por el contrario, Argentina logra materializar un cerco logístico efectivo que aísle por completo a las islas de los puertos sudamericanos, el umbral de rentabilidad se eleva hasta niveles que ponen en seria duda la viabilidad económica de la extracción en la cuenca norte del archipiélago, transformando el ejercicio de optimización financiera en una cuestión de supervivencia operativa. Por tanto, la viabilidad del proyecto dependerá -en un alto porcentaje- del respaldo chileno.
Si nos preguntásemos sobre los efectos en los costos de producción de una eventual denegación de acceso a los países sudamericanos —Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y Chile—, la respuesta resulta compleja e indefectiblemente se bifurca en dos escenarios nítidamente diferenciados, porque la coyuntura actual no refleja un rechazo unánime, sino una potencial y aguda confrontación diplomática cuyo curso y desenlace es absolutamente incierto.
El escenario opone, fundamentalmente, a Argentina contra Chile que se perfila como el principal proveedor del proyecto y polo logístico clave. El alcalde de Punta Arenas impulsa activamente la ciudad como principal centro de abastecimiento, arguyendo que la distancia marítima entre su ciudad y Montevideo es la mitad, al tiempo que la naviera chilena Easter Island Naviera (EIL) negocia una ruta marítima mensual regular.
Si bien fuentes argentinas sostienen que el gobierno chileno respalda su posición, la dinámica comercial revela una realidad distinta. De hecho el alcalde de Punta Arenas declara públicamente que el intercambio con las islas podría ascender a unos US$ 20 millones anuales. Una cifra nada despreciable para cualquier ciudad sureña.
Cualquier acción por parte del Gobierno argentino en este sentido, implicaría un movimiento diplomático y de la Defensa que marcaria un giro de ciento ochenta grados en la actual política exterior de la Argentina.
Escenarios
Ensayar el impacto económico en distintos escenarios posibles ante una eventual denegación de acceso a puertos sudamericanos para el proyecto Sea Lion, es un ejercicio estratégico y económico para nada ocioso. Como señalamos previamente y partiendo de una línea de base en la que el breakeven se ubica en ~US$ 25 por barril, es un escenario posible si Punta Arenas se consolida como hub logístico.
Pero si la Argentina lograra un bloqueo total de los buques con bandera de Malvinas y/o con flete destinado a Sea Lion o a la explotación en esa área, el escenario sería totalmente negativo para Navitas. En caso de imposibilidad de operar en el continente americano, la ruta de abastecimiento debería desviarse hacia Sudáfrica o el Reino Unido, agregando entre 3.500 y 6.000 millas náuticas adicionales, lo que elevaría los fletes marítimos entre un 200% y un 300%, alargando el tránsito de suministros de unos 3 días desde Punta Arenas a 15 días mínimo con Ciudad del Cabo.
Ello exigiría inversiones no presupuestadas en almacenamiento intermedio en las islas, con un incremento estimado del OPEX de +US$ 5 a 10 por barril y un posible aumento del CAPEX de US$ 200 a 500 millones.
El nuevo punto de equilibrio se desplazaría así a un rango de US$ 32‑38 por barril o más, lo que torna el proyecto marginalmente viable solo con Brent por encima de US$ 38, y económicamente inviable si el crudo cae por debajo de US$ 30. El retraso en la primera producción se cifraría en 12 a 24 meses, trasladando la fecha estimada a 2029‑2030, con un costo adicional por demora de US$ 100 a 200 millones anuales en intereses y costos fijos, a lo que se suma un encarecimiento del financiamiento de entre 200 y 500 puntos básicos por la prima de riesgo geopolítico.
Antecedentes
A pesar del “cul de sac” en el que se encuentra Javier Milei, nada indica que la Argentina vaya a quedarse de brazos cruzados. Las cifras de popularidad del presidente, en casi todos segmentos está en franco declive. Por lo cabe esperar algo más que un DNU y las notas enviadas a 180 empresas vinculadas el negocio energético en general y a Vaca Muerta en particular.
Cabe recordar que en noviembre de 2010, la Argentina logró persuadir a los otros once países miembros de la Unión de Naciones Sudamericanas (Unasur) para que acordaran bloquear el acceso a los veinticinco buques que enarbolaban la bandera de las Islas Malvinas, medida que se vio reforzada en diciembre de 2011, cuando los países del Mercosur y sus Estados asociados —entre los cuales se contaba Chile— adoptaron una resolución de similar tenor.
Posteriormente, el 11 de enero de 2012, el canciller británico William Hague declaró ante el Parlamento que, merced a un diálogo que calificó de “productivo y honesto”, había conseguido que Chile, Uruguay y Brasil aceptaran recibir embarcaciones provenientes de Malvinas, siempre que estas cambiaran su pabellón por el británico o por el de cualquier otra nacionalidad.
La respuesta argentina no se hizo esperar: el canciller Héctor Timerman se comunicó personalmente con sus homólogos de Brasil, Antonio Patriota; de Chile, Alfredo Moreno; y de Uruguay, Luis Almagro, quienes le confirmaron, de manera inequívoca, que sus respectivos gobiernos no habían modificado en absoluto su posición.
En aquella oportunidad, el gobierno de Sebastián Piñera emitió un comunicado en el que precisaba que “Chile continuará aplicando, conforme al derecho internacional y a la legislación chilena, las medidas destinadas a impedir que embarcaciones que naveguen con la bandera de Malvinas ingresen a los puertos nacionales”; el gobierno de José Mujica, por su parte, afirmó que su postura “no ha cambiado un ápice” y que “de ninguna manera podemos aceptar buques con la bandera de Malvinas en nuestro puerto”; y Brasil, finalmente, ratificó también su renuencia a admitir barcos que enarbolaran la enseña malvinense.
De este modo, la Argentina logró que las tres naciones reafirmaran su negativa simultánea a brindar apoyo logístico a las Islas, consolidando así una posición regional sin precedentes en el contexto del reclamo soberano.
A través del mecanismo de georreferenciación implementado para la asignación de bonificaciones energéticas durante 2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación detectó y rechazó 17.843 solicitudes de inscripción al beneficio presentado por usuarios que viven en el barrio porteño de Puerto Madero o en countries y barrios cerrados del AMBA y la provincia de Córdoba.
Mediante herramientas de geolocalización y cruce de información con los entes reguladores y las prestadoras de servicios, el sistema frenó estas solicitudes antes de que el beneficio se hiciera efectivo, al detectar que correspondían a usuarios con manifiesta capacidad de pago de los servicios de electricidad y gas. El relevamiento arrojó, además, que 1.508 números de documento intentaron inscribirse entre dos y cinco veces desde julio de 2025 a la fecha, insistiendo pese a que el sistema ya los había identificado como no calificados.
La Secretaría de Energía continúa avanzando en la segmentación de los beneficios energéticos y, a través de la Disposición 11/26, incorporó por primera vez al Gran Neuquén al sistema de georreferenciación -tal como se hizo en 2025 con AMBA y Córdoba-, lo que permitirá excluir del padrón y quitarle el beneficio a cerca de 500 usuarios que ya lo venían percibiendo pese a residir en zonas de manifiesta capacidad de pago.
La medida se dictó en el marco del Decreto 943/25, que creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), y tiene como antecedentes directos la Disposición N° 1/25 -que aprobó la metodología aplicada en AMBA y Puerto Madero- y la Disposición N° 6/25, correspondiente a Córdoba.
Para Neuquén, la identificación se realizó cruzando datos de urbanizaciones cerradas, elaborados a partir de imágenes satelitales y del Portal Poblaciones del Observatorio de la Deuda Social Argentina (CONICET-ODSA-UCA), con los padrones de usuarios provistos por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), las cooperativas CALF, CEEZ, COPELCO y de Plottier, y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE).
Los usuarios y solicitantes afectados pueden pedir la revisión de su caso a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), aunque tienen la obligación de probar que la exclusión o el rechazo es incorrecto.
Todos los miércoles hay 10% de descuento con la app de Puma Pris para que los clientes de Puma Energy puedan cargar el combustible que deseen, desde la Súper con Cleantec, Premium con Cleantec Pro e Ion Diesel. El beneficio, además, cuenta con el diferencial de que tiene un tope de hasta 50 litros, algo que nadie ofrece en el mercado.
A su vez, para todos los nuevos usuarios, habrá una promoción de bienvenida: quienes se descarguen y registren, cuando realicen su primera carga desde la app, recibirán 300 Puntos Pris de regalo, equivalentes a un voucher de $ 6.000 y acumulable con las promociones vigentes.
Los clientes de la app poseen también vouchers de descuento de hasta $ 30.000, que pueden canjear todos los días de la semana, tanto en su carga de combustible como en las tiendas Super 7 o Shop Express.
“Conocemos las necesidades de los consumidores argentinos y sabemos que los descuentos en combustibles son muy valorados por todos ellos porque realmente son importantes a la hora de ahorrar”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
Beneficios para agendar
Todos los sábados, los clientes tendrán un reintegro del 10% en la carga de combustibles Súper, Premium e Ion Diesel en las estaciones adheridas utilizando la app Puma Pris y pagando con la tarjeta Visa Personal Pay. El beneficio cuenta con un tope de $ 4.000 por transacción y un máximo de dos cargas por mes.
Los sábados y domingos, hay un 10% de reintegro con Mercado Pago en la primera compra con la app Puma Pris, abonando con dinero en cuenta. El tope es de $ 5.000 por usuario y suma 150 Puntos Pris de regalo.
Todos los días, los descuentos van del 5 al 10 % pagando con la tarjeta de crédito VISA AL2. El descuento se aplica en cargas de Diesel (5% de descuento o 200 lts o 3 transacciones), Ion Diesel (10 % de descuento o 200 lts o 3 transacciones), Súper (5 % de descuento o 50 lts o 3 transacciones) o Premium (5 % de descuento o 50 lts o 3 transacciones). No es acumulable con otras promociones y está vigente hasta el 31 de diciembre.
Todos los jueves, los descuentos van del 20 al 25%. Con la tarjeta de débito Visa Banco Patagonia, hay un 20 % de descuento con tope de $ 7.500 para los clientes Plus Plan Sueldo. En tanto, los clientes Singular Plan Sueldo disponen de un 25 % de descuento con un tope de $ 15.000 con Tarjeta de Débito o Crédito Visa Banco Patagonia. Adicionalmente, los clientes Singular cuentan con un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 con las mismas tarjetas.
Todos los viernes, se encuentran descuentos que van del 10 al 20 %. Abonando exclusivamente con MODO y con las Tarjetas de Crédito Visa o Mastercard Comafi, o Tarjeta Visa Débito Comafi, hay un 10 % de descuento con tope de $ 5.000 semanal para clientes de la Cartera General, un 20 % de descuento con tope de $ 8.000 semanal para clientes de Cartera Premium, o un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 semanal para los de Cartera ÚNICO BLACK (el ahorro se verá reflejado como reintegro en la cuenta).
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
El Reactor Argentino Multipropósito RA-10 se pondrá en marcha en 2027 anunció el Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y confirmó que el proyecto permitirá incorporar inversión privada para desarrollar la planta de producción de radioisótopos asociada al reactor.
El proceso de puesta en marcha comenzará antes de fin de año, con el objetivo de completarse durante los primeros meses de 2027.
El RA-10 es el proyecto de mayor envergadura desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en las últimas décadas. La CNEA es responsable del proyecto y propietaria de la tecnología del reactor, y lleva adelante su construcción con la participación de INVAP en la gestión del proyecto y la provisión de servicios de ingeniería especializados. El anuncio se realizó en el Centro Atómico Ezeiza, durante una jornada que reunió a autoridades del sector nuclear, representantes de empresas e invitados institucionales, e incluyó un recorrido por las instalaciones.
Una obra reactivada y próxima a finalizar
Según se indicó, el proyecto se encontraba sin el financiamiento necesario para continuar los trabajos, con contratos y frentes de obra paralizados. El montaje de los equipos y sistemas del reactor registraba un avance del 52 por ciento.
A partir de la reactivación de los contratos y de los trabajos en el sitio, la obra civil y la ingeniería fueron completadas y el montaje avanzó hasta el 96 %, por lo que la construcción del reactor se encuentra actualmente en su tramo final. Unas 530 personas trabajan hoy en el proyecto.
Las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos necesarios para verificar el funcionamiento de los distintos sistemas. Finalizada la construcción, el proyecto avanzará sobre las etapas de licenciamiento y puesta en marcha, que constituyen instancias diferentes del avance físico de la obra.
“Recibimos un proyecto sin financiamiento para continuar los trabajos y sin una definición sobre cómo aprovechar su capacidad productiva. Hoy la construcción está prácticamente terminada, tenemos un cronograma para su puesta en marcha y un esquema para transformar esa inversión en producción para la Argentina y para el mundo”, señaló Ramos Napoli.
La inversión para producir radioisótopos
La finalización del reactor resuelve una parte central del proyecto, pero no alcanza por sí sola para desarrollar la producción comercial de radioisótopos. Para ello es necesario contar también con una planta de producción asociada, en la que se procesarán los materiales irradiados en el RA-10 para obtener los radioisótopos destinados al sistema de salud y a los mercados de exportación.
La Secretaría de Asuntos Nucleares definió un modelo que permitirá incorporar capital privado para financiar la construcción y llevar adelante las actividades productivas y comerciales asociadas al reactor.
El esquema se encuadra en los criterios establecidos por la Ley 24.804 de la Actividad Nuclear, que mantiene en cabeza del Estado nacional la definición de la política nuclear, la regulación y la fiscalización, y contempla la participación estatal y privada en las actividades productivas y comerciales del sector.
Entonces, la inversión necesaria para completar la capacidad productiva del RA-10 será aportada por el sector privado, mientras que el Estado mantendrá la conducción de la política nuclear y las responsabilidades vinculadas con la regulación, la seguridad y las salvaguardias.
“La planta asociada es la que nos permitirá convertir la capacidad del RA-10 en radioisótopos para el sistema de salud, exportaciones y divisas. Para desarrollarla vamos a incorporar inversión privada, sin resignar ninguna de las responsabilidades que corresponden al Estado en materia nuclear”, afirmó Ramos Napoli.
La industria nuclear argentina cuenta desde hace décadas con experiencias de articulación de este tipo. Es el caso de CONUAR, fabricante de componentes para el ciclo de combustible nuclear, empresa de capital mayoritariamente privado en la que la CNEA mantiene participación accionaria.
Qué producirá el RA-10
El RA-10 es un reactor nuclear multipropósito de investigación y producción, con una potencia de 30 MW. No genera electricidad: utiliza los neutrones producidos por la fisión nuclear para elaborar productos y prestar servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.
Una de sus principales funciones será la producción de radioisótopos utilizados en medicina nuclear. Entre ellos se encuentra el molibdeno-99, a partir del cual se obtiene el tecnecio-99m, ampliamente utilizado en estudios de diagnóstico por imágenes. También podrá producir lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos, e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.
La capacidad proyectada permitirá alcanzar una producción equivalente a aproximadamente el 20 % del mercado mundial actual de determinados radioisótopos, lo que ubicará a la Argentina entre los principales productores internacionales.
El reactor permitirá además producir silicio dopado, un insumo utilizado en la fabricación de semiconductores de alta potencia para aplicaciones industriales, sistemas eléctricos, energías renovables y transporte.
También brindará servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis por activación neutrónica para aplicaciones científicas e industriales.
La capacidad prevista para el RA-10 supera la demanda doméstica proyectada. Esto permitirá abastecer al sistema de salud argentino con producción nacional y exportar el excedente, generando divisas y empleo altamente calificado en un mercado internacional con pocos productores y altas barreras tecnológicas, se destacó.
En el contexto del anuncio realizado por el presidente Javier Milei, el jueves 3/9, sobre la cuestión de la soberanía argentina en las Islas Malvinas, y la disputa persistente con Gran Bretaña sobre dicho territorio desde 1833, el gobierno designó al Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto como Autoridad de Aplicación de la Ley 26.659, referida a las condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental argentina -sancionada en el año 2011- y su modificatoria (26.915/2013) que endurece las sanciones penales contra la explotación no autorizada de hidrocarburos en el mar argentino.
La designación fue realizada a través del Decreto 868/2026, que en lo hecho implica para el Poder Ejecutivo Nacional salir del letargo político en el que estuvo sobre éste tema, a pesar de conocerse el avance de la petrolera inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas (operadora) en su declarada intención de explorar y explotar hidrocarburos en la cuenca offshore Malvinas Norte, Area Sea Lion, a 220 kilómetros de las islas.
La petrolera tomó la Decisión Final de Inversión para la fase primera fase del proyecto, donde estima producir hasta 55.000 barriles diarios de petróleo (bdp) a partir de 2028, con una inversión calculada en 1.800 millones de dólares, financiada por bancos y fondos de inversión británicos y estadounidenses.
Rockhopper detenta el 35 % del proyecto exploratorio que encaró hace años con otras compañás. El 65 % restante quedó en manos de Navitas Petroleum, que se asoció al proyecto en 2022 adquiriendo la participación que tenía Harbour Energy, otra compañía inglesa, que está participando como socia en proyectos energéticos en la Argentina continental.
En los considerandos del D-868 el gobierno refiere que la Ley 26.659 y su modificatoria establece que “la Autoridad de Aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas humanas o jurídicas, nacionales o extranjeras, que incumplan alguna de las prohibiciones dispuestas y que, en caso de que la persona que viole alguna prohibición posea concesiones hidrocarburíferas, (en el país) estas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren”.
La Administración Milei recuerda ahora en los considerandos del decreto que “desde la sanción de la citada ley la Autoridad de Aplicación declaró la ilegalidad de actividades llevadas adelante en la Plataforma Continental Argentina por DIEZ (10) empresas, declarándolas “clandestinas” por desarrollar actividades hidrocarburíferas en territorio de la República Argentina sin estar habilitadas para ello por las autoridades nacionales competentes”. “También se ha dispuesto la inhabilitación de ciertas empresas, en los términos de la Ley 26.659”, se señaló.
En otro de los considerandos el gobierno citó que “en el último tiempo, (que no precisó) distintas personas humanas o jurídicas comenzaron a desarrollar de manera ilegítima actividades vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en los espacios marítimos circundantes a las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur, parte integrante del territorio nacional argentino”.
Tal como sucesivos gobiernos han reclamado históricamente, ahora la Adminnistración Milei reiteró que “Tales actividades (ilegítimas) se enmarcan en la existencia de una disputa de soberanía reconocida por la comunidad internacional y resultan incompatibles con la Resolución 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas que insta a la República Argentina y al Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte a abstenerse de adoptar decisiones que entrañen la introducción de modificaciones unilaterales en la situación mientras se encuentre pendiente el proceso de negociación instado por dicho organismo”.
Casi de pronto, y a raíz de un comentario reciente del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, que se interpretó como la posibilidad de una revisión de la postura siempre favorable de ése país a Gran Bretaña en el conflicto por las Malvinas (incluída la guerra de 1982), la Administración Milei consideró que estaría en condiciones de forzar una negociación que el gobierno británico descarta de plano.
Para Javier Milei todo esto implicaría revisar al menos parcialmente su declarada admiración por Margaret Thatcher (que comandó en la guerra de 1982), y considerar que su fiel alineamiento con la política internacional de los EE.UU. puede redundarle un éxito, que también vendría a coincidir con los intereses geopolíticos de Trump en el Atlantico Sur.
El Decreto ahora oficializado dispone que “la Autoridad de Aplicación analizará si existen indicios suficientes que permitan suponer la existencia de una conducta prohibida por la Ley 26.659 y su modificatoria”, y que “en caso afirmativo, dispondrá la apertura del sumario y procederá a notificar al presunto infractor”.
“La Autoridad de Aplicación dictará resolución fundada dentro de los DIEZ (10) días hábiles administrativos contados a partir de la presentación del descargo, de vencido el plazo para presentarlo, o de concluida la etapa probatoria si hubiere habido sustanciación. Dicha resolución dispondrá el archivo de las actuaciones o la aplicación de la sanción prevista en la Ley 26.659 y su modificatoria, según corresponda”, señala el D-868.
“La resolución sancionatoria se publicará en el Boletín Oficial, y se notificará a la Secretaría de Energía y a los demás organismos competentes que sean identificados por la Autoridad de Aplicación, a la Procuración del Tesoro de la Nación y al Ministerio Público Fiscal con el fin de que realicen las acciones legales que correspondan”, describe el Decreto.
Acerca de la incompatibilidad con el RIGI
En los considerandos del D-868 se expresa además que “la coherencia del obrar estatal impone que el Estado Nacional no pueda, por una parte, sancionar mediante la inhabilitación por el plazo de 5 a 20 años y la reversión de las concesiones hidrocarburíferas a quienes incurran en las conductas (ilegales) descriptas en la Ley 26.659 y su modificatoria y, por la otra, conferir a esas mismas personas, o a quienes participen societariamente en ellas o contraten con ellas, los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios, la estabilidad normativa y las garantías de protección de derechos adquiridos que el RIGI reconoce a los Vehículos de Proyecto Único (VPU)”.
“Semejante contradicción importaría que el Estado Nacional otorgue beneficios fiscales y garantías de estabilidad a quienes desconocen activamente la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares circundantes e incumplen las prohibiciones establecidas por la Ley 26.659 y su modificatoria, frustrando el objetivo permanente e irrenunciable consagrado por la Constitución Nacional”, agrega.
En tal sentido, el Decreto sostiene que “corresponde exigir, entre los recaudos que debe reunir la solicitud de adhesión al RIGI, una declaración jurada suscripta por el representante legal del VPU en la que se consigne el cumplimiento actual y futuro de las disposiciones de la Ley 26.659 y su modificatoria, tanto por el vehículo como por las personas vinculadas a él”.
Asimismo, el D-868 consideró que “corresponde modificar la normativa reglamentaria de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias con el fin de exigir a todo interesado en obtener algún permiso, concesión, autorización o habilitación previstos en dicha norma una declaración jurada en la que se consigne que no incurren ni incurrirán en las conductas (ilegítimas) descriptas por la Ley 26.659 y su modificatoria”.
Mas acá de éste decreto específico, cuya aplicación práctica habrá que observar, se argumentan otras posibles intenciones del gobierno respecto del sentido de la oportunidad política, en un contexto minado de complicaciones para la Administración Milei, que aspira a su propia continuidad post 2027.
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 14/09/2026 al 30/09/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 32 ofertas que totalizaron un volumen de 34.250.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,85 el MBTU en el PIST, y de U$S 4,63 el MBTU puesto en el GBA.
Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volumen total diario de 12.850.000 m3/día. Desde Chubut 5 ofertas por 5.300.000 m3/d. Desde Santa Cruz, 5 ofertas por 3.800.000 m3/d. Desde Tierra del Fuego 6 ofertas por 9.800.000 m3/d. Desde la cuenca Noroeste 3 ofertas por 2.500.000 m3/día.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 2,91 hasta U$S 4,13 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 3,42 hasta U$S 4,92 el MBTU, según su cuenca de origen.
Adquisición de un activo maduro de gran escala, con infraestructura existente y potencial de producción por décadas
Operación bajo el nuevo marco CPP en Venezuela, que se espera contribuya significativamente a la reactivación del sector energético
El Grupo Gilinski se convertirá en el accionista controlante, con incremento inmediato de valor y opcionalidad para los accionistas de GeoPark
GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), compañía independiente líder en energía con más de 20 años de operaciones exitosas en América Latina, anuncia su entrada estratégica en Venezuela a través del bloque Bare, un activo de gran escala productor de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, con un largo historial operacional, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente que puede incrementar significativamente la creación de valor de largo plazo de GeoPark. La Compañía considera que el redesarrollo de Bare puede contribuir a la reactivación del sector energético de Venezuela y a esfuerzos más amplios de reconstrucción económica. Mediante una mayor inversión, la aceleración de la producción, la rehabilitación de infraestructura y el crecimiento de las reservas de largo plazo, GeoPark espera demostrar un compromiso de largo plazo con Venezuela.
La oportunidad de Bare fue liderada por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela fue fundamental para asegurar un marco contractual de 25 años mediante un Contrato de Participación Productiva (“CPP”) con PDVSA Petróleo S.A. (“PPSA”). La transacción se financió con acciones de GeoPark para preservar su solidez financiera y su posición de caja, y se espera que dé lugar a que el Grupo Gilinski adquiera indirectamente el control de GeoPark. El Directorio considera que los términos generan una creación de valor inmediato y material para los accionistas de GeoPark: las acciones de GeoPark se emitirán al Grupo Gilinski con una prima y un mecanismo de oferta pública de adquisición brindará a los accionistas una oportunidad de liquidez. La transacción también permitirá a GeoPark ingresar al mercado venezolano.
Entrada estratégica a un activo maduro emblemático
La oportunidad de Bare representa un paso transformacional en la estrategia regional de largo plazo de GeoPark, junto con sus posiciones clave existentes en Colombia y Argentina, al ofrecer una exposición temprana a Venezuela en un momento de renovado impulso del sector petrolero del país. Se espera que la incorporación de Bare y la mayor producción de Vaca Muerta en Argentina incrementen potencialmente la producción de GeoPark a 75–85 kboepd para 2030, aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales de producción.
Los principales atributos del activo incluyen:
Aproximadamente 15,7 mil millones de barriles de petróleo original in situ (“OOIP”).
Más de 700 millones de barriles de producción histórica acumulada, que alcanzó niveles superiores a 100.000 bopd.
Aproximadamente 1.100 pozos existentes.
Producción bruta actual de aproximadamente 11.000 bopd, con un potencial máximo de 85.000–95.000 bopd.
Más de 10 años de producción potencial en plateau de 55.000–62.000 bopd netos para GeoPark.
El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP contempla una producción neta acumulada de aproximadamente 400 millones de barriles para GeoPark, incrementando el factor de recobro del campo de 4–5% a un rango de 8–9%, con un importante potencial de producción remanente aún por capturar.
GeoPark aporta a Bare una combinación distintiva de trayectoria operacional en crudo pesado en entornos complejos, profundo conocimiento técnico en cuencas maduras de América Latina, talento existente con experiencia relevante en Venezuela y una trayectoria probada de asignación disciplinada de capital. El inventario de pozos existente y la infraestructura instalada del activo, junto con el amplio conocimiento de yacimientos de GeoPark, proporcionan la base para un enfoque de redesarrollo por fases. Los supuestos técnicos de GeoPark han sido validados a través de varias visitas de campo y relacionamiento directo con PPSA, lo que proporciona una base sólida para el plan de redesarrollo.
Las posibles fuentes de valor adicional incluyen:
Aceleración de las tasas de recobro del campo por encima de los supuestos del caso base si mejora el entorno operacional de Venezuela.
Revaloración al alza del riesgo país de Venezuela si la reactivación del sector energético cobra impulso, con un impacto positivo en la inversión.
Incorporación de recursos adicionales al caso base evaluado de manera independiente, dado el considerable OOIP no desarrollado y el bajo factor de recobro actual de aproximadamente 4–5%.
GeoPark considera que la oportunidad en Venezuela complementa su estrategia regional de largo plazo al añadir reservas de gran escala y larga duración, crecimiento significativo de la producción y mayor generación de EBITDA, a sus plataformas existentes en Colombia y Argentina.
Marco contractual del CPP
El marco contractual CPP es la estructura mediante la cual se avanzará en el redesarrollo de Bare con PPSA, de conformidad con el marco establecido por la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela1 y su reglamentación recientemente emitida. Bajo el CPP, GeoPark, como operador, financiará el 100% de las inversiones de capital contempladas en los programas de trabajo aprobados y tendrá una participación económica neta del 65%. El operador cuenta con derechos para comercializar y monetizar directamente los hidrocarburos, acceder a infraestructura crítica, así como con disposiciones de control operativo, mecanismos de reequilibrio económico y protecciones de compensación diseñadas para mitigar interrupciones operativas.
La fecha de entrada en vigencia del CPP está sujeta a las aprobaciones, autorizaciones, requisitos regulatorios y requisitos de cumplimiento relacionados con sanciones aplicables (plazo máximo estimado de 120 días).
GeoPark tiene acceso a aproximadamente US$700 millones de liquidez y a fuentes de financiamiento comprometidas o negociadas, incluidos aproximadamente US$310 millones de efectivo disponible, lo que proporciona una base sólida para respaldar el desarrollo progresivo y el perfil de inversión de la oportunidad de Bare, junto con las actividades de crecimiento en curso en Colombia y Vaca Muerta.
Estructura de la transacción, valoración y cambio de control
Los términos de intercambio entre GeoPark y el Grupo Gilinski incorporan el riesgo país específico de Venezuela, supuestos conservadores de redesarrollo y el potencial de valor de largo plazo del activo. La transacción está estructurada para proporcionar a los accionistas de GeoPark un incremento inmediato de valor, al tiempo que preserva la exposición al potencial alcista de largo plazo.
La estructura de la transacción incluye una participación inicial de GeoPark del 5% en la sociedad holding del CPP (“CPP Holdco2”), seguida por la adquisición de la participación restante del 95% en CPP Holdco a cambio de una contraprestación base de 42,1 millones de acciones de GeoPark emitidas a una entidad del Grupo Gilinski (sujeta a un mecanismo de ajuste al alza vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, como se describe más adelante). GeoPark está adquiriendo la participación del 95% del Grupo Gilinski en CPP Holdco, mediante la emisión de acciones a US$12,22 por acción, lo que implica una prima del 26% frente al precio de referencia VWAP de 30 días de la Compañía de US$9,673. Los términos de intercambio acordados, incluida la prima de emisión de acciones, representan aproximadamente US$160 millones, equivalentes a US$1,5 por acción de incremento inmediato de valor para los accionistas de GeoPark.
El precio implícito de emisión de US$12,22 por acción proporciona un reconocimiento inmediato de valor para los accionistas y representa primas de aproximadamente 26%, 23% y 25% frente al VWAP de 30 días3, al VWAP de 60 días3 y al VWAP de 90 días3, respectivamente. Además, la transacción se compara favorablemente con importantes referentes de transacciones de M&A en Colombia y la región recientes, con métricas de valoración implícitas de 4,1x EV/EBITDA y US$40,3 mil por barril de producción4.
Una vez completada la emisión de acciones, se espera que el Grupo Gilinski sea titular de aproximadamente el 56,3% de las acciones ordinarias en circulación de GeoPark, convirtiéndose en el accionista controlante de la Compañía. Los términos de intercambio incluyen un mecanismo de ajuste vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, conforme al cual el Grupo Gilinski podría recibir hasta aproximadamente 5,4 millones de acciones adicionales de GeoPark, lo que podría incrementar su porcentaje de participación hasta aproximadamente el 58,4%.
La estructura acordada también incluye un mecanismo de oferta pública de adquisición que será lanzado por el Grupo Gilinski, brindando una alternativa de liquidez a los accionistas que prefieran no participar en la próxima fase de crecimiento de GeoPark. Se espera que la oferta pública de adquisición se realice a US$12,22 por acción, por un monto total de US$100 millones, lo que implica un pago prorrateado equivalente a US$2,1 por acción a los accionistas de GeoPark5.
La transacción fue aprobada por el Directorio de GeoPark. Gabriel Gilinski, Dorita Gilinski y Camilo Martínez, directores nominados por el Grupo Gilinski, fueron apartados en las deliberaciones y el proceso de aprobación del Directorio, no recibieron materiales del Directorio relacionados con la transacción y no participaron en la votación. El Directorio consideró el cambio de control esperado en el contexto de la escala, la calidad y la relevancia estratégica de la oportunidad de Bare, el marco de valoración evaluado de manera independiente y los términos generales negociados para los accionistas de GeoPark.
Desde la perspectiva de gobierno corporativo, GeoPark continuará operando como una compañía listada en la NYSE, con un Directorio de mayoría independiente, así como con las estructuras de comités aplicables y protecciones para transacciones con partes relacionadas.
Los términos de la transacción fueron revisados mediante un proceso independiente de valoración y opinión de razonabilidad financiera. BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo de GeoPark y emitió una opinión de razonabilidad financiera; PwC actuó como asesor tributario de GeoPark; y Cleary Gottlieb y Baker McKenzie actuaron como asesores legales de GeoPark.
Métricas clave de la transacción e información proforma
Brent de US$70–80/bbl
2027E
2028E
2029–2030E
Producción bruta del bloque Bare (bopd)
18.000 – 20.000
31.000 – 33.000
44.000 – 56.000
Producción neta del bloque Bare (bopd)
8.000 – 10.000
20.000 – 22.000
28.000 – 37.000
EBITDA Ajustado neto del bloque Bare (US$ millones)6
40 – 70
220 – 310
400 – 630
Producción neta proforma de GeoPark (boepd)
40.000 – 44.000
64.000 – 68.000
70.000 – 83.000
EBITDA Ajustado proforma de GeoPark (US$ millones)
380 – 460
735 – 920
925 – 1.300
Inversiones de capital proforma de GeoPark (US$ millones)
325 – 365
435 – 485
335 – 395
Deuda neta/EBITDA proforma de GeoPark (x)
1,2 – 1,6
0,5 – 0,9
0,0 – 0,5
Múltiplos de la oferta
Período inicial de aumento de producción (prom. 2027–2029)
Ciclo de vida completo (prom. 2030–2051)
Múltiplos de cotización de GeoPark7
Valor de la oferta / EBITDA8
2,1x
0,7x
3,5x
Valor de la oferta / barril fluyente
US$27,8 mil/bbl
US$11,7 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Múltiplos implícitos de GeoPark7
US$12,22/acción
Precio spot
EV / EBITDA
4,1x
3,5x
EV / Reservas 1P
US$16,5/bbl
US$14,2/bbl
EV / Reservas 2P
US$9,4/bbl
US$8,1/bbl
EV / barril fluyente
US$40,3 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Comentario del Grupo Gilinski
Jaime Gilinski, presidente del Grupo Gilinski, señaló: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable. Nos enorgullece acompañar el crecimiento de la Compañía en el país”.
Comentario del CEO de GeoPark
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, señaló: “La reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de América Latina. El bloque Bare ofrece una escala masiva, infraestructura existente, historial de producción y un importante potencial de redesarrollo en una de las mayores cuencas de hidrocarburos del mundo. GeoPark está bien posicionada para llevar adelante esta oportunidad de manera responsable, combinando experticia en activos maduros, experiencia operacional regional y disciplina de capital. Agradecemos la confianza que han depositado en nosotros nuestras contrapartes venezolanas y esperamos crear valor sostenible de largo plazo para Venezuela, nuestros socios y las comunidades locales donde operaremos. Consideramos que la transacción fortalece aún más las perspectivas de crecimiento de largo plazo de GeoPark, renueva el portafolio con métricas de valoración atractivas y genera un valor significativo para los accionistas, al tiempo que ofrece opcionalidad de liquidez en la medida en la que el Grupo Gilinski se convierte en el accionista controlante de la Compañía”.
Información sobre la conferencia telefónica
GeoPark realizará una conferencia telefónica el martes 8 de septiembre de 2026 a las 9:00 a. m. (hora de verano del Este) para comentar sobre la transacción y su racional estratégico.
Para escuchar la conferencia, los participantes pueden acceder a la transmisión web disponible en la sección Invierta con Nosotros del sitio web de la Compañía, en www.geo-park.com, o hacer clic en el siguiente enlace: https://events.q4inc.com/attendee/645462449
Las partes interesadas podrán participar en la conferencia telefónica llamando a los números que se indican a continuación:
¿Cómo garantizar disponibilidad, eficiencia y continuidad operativa en operaciones ubicadas a más de 4.000 metros de altura, expuestas a temperaturas extremas y condiciones de trabajo permanentes?
Esa es una de las preguntas que hoy atraviesa a la minería argentina y que estuvo en el centro de las conversaciones de Argentina Mining Salta 2026, donde YPF presentó las soluciones con las que busca acompañar el crecimiento de una industria llamada a convertirse en uno de los principales motores de exportación del país.
En ese contexto, la compañía destacó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente desarrollado para operaciones mineras que ya se encuentra disponible comercialmente en Argentina. El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue diseñado para garantizar desempeño y confiabilidad en zonas de alta montaña y bajas temperaturas. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles específicamente formulados para condiciones extremas, donde la continuidad operativa resulta crítica para la productividad de los proyectos. Según destacan desde la compañía, se trata de una innovación desarrollada para acompañar las nuevas exigencias tecnológicas y ambientales del sector minero.
Pero el combustible es solo una parte de una estrategia más amplia.
Con una participación superior al 90% en el mercado de abastecimiento de combustibles para minería, YPF viene consolidando una propuesta integral que combina logística especializada, productos desarrollados para la actividad, soluciones energéticas y asistencia técnica.
Un componente central de esa propuesta es la infraestructura logística desplegada en el norte argentino. San Antonio de los Cobres se consolida como un punto estratégico para el desarrollo minero con la puesta en funcionamiento de una nueva base logística integral. Ubicada a 4.000 metros sobre el nivel del mar, fue diseñada para acompañar el crecimiento de la actividad minera en la Puna salteña, fortaleciendo la capacidad de abastecimiento y los servicios disponibles en la región.
El complejo incluye una estación de servicio modular YPF, una planta de suministro de combustible especialmente orientada a las operaciones mineras y un patio logístico para la carga, descarga y movimiento de equipos e insumos.
Esta base logística refuerza la propuesta integral de YPF para la minería, aportando cercanía, eficiencia y confiabilidad. La propuesta se complementa con las soluciones de YPF Luz, que acompañan el desarrollo minero desde las primeras etapas de cada proyecto a través de contratos de abastecimiento eléctrico, energía renovable, generación on-site y el desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW y presencia en ocho provincias, la compañía combina generación, comercialización y desarrollo de infraestructura para ofrecer energía confiable, eficiente y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas aporta una solución integral para operaciones ubicadas en entornos remotos, integrando suministro de GLP, infraestructura, logística, telemedición y soporte técnico especializado. Su presencia operativa en General Güemes y su experiencia en proyectos de gran escala permiten acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad, seguridad y eficiencia, incluso en condiciones de alta complejidad logística.
La propuesta para minería se completa con el aporte de Servicio Técnico YPF, que combina lubricantes de última generación, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de servicios especializados como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento, prolongar la vida útil de activos críticos y reducir costos operativos, contribuyendo directamente a la productividad de las operaciones mineras.
La visión de YPF es clara: acompañar el crecimiento de la minería argentina no solo como proveedor de energía, sino como un socio estratégico capaz de integrar combustibles, logística, infraestructura, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
América Latina y el Caribe aceleró la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), cuya capacidad en operación alcanzó aproximadamente 3.408 MW (3,4 GW) en agosto de 2026, frente a unos 1.681 MW identificados en 2025, según la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
El incremento marca el tránsito desde proyectos puntuales hacia una nueva etapa en la que el almacenamiento comienza a ganar escala y a desempeñar un papel creciente en la integración de energías renovables y la flexibilidad de los sistemas eléctricos, indicó un informe técnico de la entidad.
Chile lidera el desarrollo del almacenamiento con baterías en la región, con 2.291 MW de capacidad BESS en operación, equivalente a cerca de dos tercios del total regional identificado. A junio de 2026, el país suma 2.389 MW en fase de pruebas y 4.960 MW en construcción, alcanzando aproximadamente 9,6 GW de capacidad entre proyectos operativos, en pruebas y en construcción.
Este crecimiento responde, principalmente, a la rápida expansión de la energía solar y eólica y a la necesidad de aprovechar mejor la generación renovable disponible. Las baterías permiten almacenar la energía producida en momentos de alta oferta y utilizarla posteriormente, cuando aumenta la demanda, contribuyendo además a reducir los vertimientos de energía y aliviar las restricciones de la red de transmisión.
La expansión también comienza a extenderse por la región, aunque con modelos diferentes. México prevé incorporar 2.216 MW de almacenamiento hacia 2030 a través de la Comisión Federal de Electricidad; Argentina ha adjudicado más de 1.400 MW mediante mecanismos competitivos; y Honduras desarrolla un sistema de 75 MW/300 MWh, con cuatro horas de almacenamiento, para fortalecer la red y su confiabilidad.
En el Caribe, Jamaica avanza en la incorporación de 110 MW/220 MWh de BESS, asociados a 220 MW de nueva generación renovable. Brasil, por su parte, está avanzando en regulación y mecanismos competitivos específicos para almacenamiento.
A medida que los sistemas BESS alcanzan una escala significativa, dejan de ser únicamente recursos que responden a las condiciones del sistema y comienzan también a transformarlas. Su operación permite modificar la demanda neta, el despacho y el perfil horario de los precios eléctricos, al almacenar energía durante períodos de alta disponibilidad renovable y liberarla cuando aumenta la demanda o disminuye la generación solar.
Este comportamiento puede incidir, a su vez, en las propias señales del mercado y en las condiciones económicas que determinan el valor del almacenamiento.
La expansión de las baterías plantea nuevos desafíos para la planificación, regulación y diseño de los mercados eléctricos. OLACDE señala que el objetivo debe trascender la capacidad instalada y centrarse en la flexibilidad que requiere cada sistema. La región avanza hacia una nueva etapa en la que almacenamiento, generación flexible, gestión de la demanda, transmisión e interconexiones deberán complementarse para integrar más energías renovables con seguridad, eficiencia y confiabilidad, señala el informe.
La Secretaría de Energía fijó en PESOS UN MIL SETENTA Y DOS CON CUATROCIENTAS NOVENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 1.072,497) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS NOVECIENTOS OCHENTA Y DOS CON NOVECIENTAS SETENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 982,976) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la misma Ley, También para las operaciones del mes de septiembre.
La resolución 219/2026 estableció además que 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.
Por otra parte, a través de la resolución 220/2026 y en base a la Ley 27.640, Energía fijó en PESOS DOS MILLONES DOCE MIL QUINIENTOS NOVENTA Y OCHO ($ 2.012.598) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante septiembre, 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.
La Secretaría de Energía comunicó una variación circunstancial para el mes de setiembre en la “bonificación” que se aplica al consumo base de energía eléctrica para los usuarios residenciales que aún conservan un subsidio parcial en la tarifa del servicio.
Describió que “ante la actual suba internacional de los costos energéticos (del petróleo y el gas), que de aplicarse el esquema original hubiera implicado un salto más pronunciado en las facturas de los hogares, se estableció que, en el marco de los cuadros tarifarios de septiembre publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), se eleve el tope de consumo bonificable de energía eléctrica a 200 kWh mensuales, en lugar de la baja a 150 kWh que estaba prevista en el cronograma establecido a comienzos de este año con la implementación del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
“Como resultado de esta y otras decisiones tarifarias, el aumento promedio en las facturas de septiembre será de: 1,75 % en electricidad y 1,40 % en gas natural, por debajo del 2,1 % de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC”.
Esta medida aplica, en electricidad, a los usuarios de EDENOR y EDESUR en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), jurisdicción donde el Gobierno Nacional tiene competencia. En el caso del gas natural, la medida rige a nivel nacional, dado que la regulación es de alcance federal.
En paralelo, el Gobierno incrementó la “bonificación extraordinaria” en electricidad al 25 % (que sumada a la bonificación base del 50 % lleva la cifra total al 75 %), mientras que en gas natural la bonificación extraordinaria se ubica en 24,5 % (llevando el número total al 74,5 por ciento.
Energía señaló que “con esta medida, el Gobierno Nacional refuerza su compromiso de proteger a los más vulnerables sin resignar el proceso de normalización tarifaria ni las metas fiscales”.
Las oportunidades que abre el desarrollo del almacenamiento energético y el nuevo escenario que plantearon las licitaciones AlmaGBA y AlmaSADI fueron algunos de los principales ejes del encuentro de formación desarrollado en Buenos Aires por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) sobre Energías Renovables y BESS en Argentina.
Se trató de una propuesta orientada a generar capacidades, compartir experiencias y promover el intercambio sobre las principales transformaciones que atraviesa el mercado energético local.
Durante dos jornadas, los participantes de forma interactiva abordaron distintos aspectos de la cadena de valor de los proyectos de energías renovables y almacenamiento, desde el análisis de los recursos solar y eólico y la integración de sistemas BESS en proyectos híbridos, hasta el desarrollo, la estructuración financiera y la ejecución de este tipo de iniciativas.
Los especialistas analizaron el nuevo marco regulatorio y comercial del mercado eléctrico argentino, junto con aspectos como la remuneración por disponibilidad, las garantías de performance y los desafíos técnicos, regulatorios y financieros para el desarrollo de nuevos proyectos.
Santiago Enriquez, Skills Expert del Departamento de Energía y Medio Ambiente de AHK Argentina, destacó que “la integración de los proyectos energéticos renovables con los sistemas de almacenamiento abre una nueva etapa para el sector energético argentino. Desde la AHK buscamos generar espacios que permitan acercar conocimiento, experiencias y herramientas para acompañar el desarrollo de este nuevo nicho de mercado y contribuir al desarrollo de proyectos con potencial de inversión”.
En ese contexto se desarrolló el panel “La visión y los proyectos de los protagonistas de la licitación Alma SADI”, que reunió a representantes de algunas de las empresas adjudicatarias para intercambiar perspectivas sobre el proceso licitatorio, los proyectos BESS que se desarrollarán en distintas regiones del país y las perspectivas del mercado de energías renovables y almacenamiento.
El panel contó con la participación de Juan Pablo Alagia, Gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy; Marcelo Rodríguez, Gerente Comercial de DQD Energy; Marcos Moore, Coordinador de Nuevos Negocios Energéticos de Aluar; y Agustín Heredia Barión, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de Genneia.
Durante las jornadas, Juan Luchilo, Gerente General de CAMMESA, compartió la visión de la empresa sobre el presente y las perspectivas de las energías renovables en Argentina, las licitaciones de almacenamiento y los desafíos vinculados al desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico.
El programa incluyó también casos prácticos sobre la estructuración, ejecución y operación de proyectos BESS, así como un análisis del nuevo marco regulatorio y comercial del sistema eléctrico argentino.
La AHK Argentina, a través de su Centro de Formación AHK Academy, continúa impulsando espacios de formación, intercambio y articulación en torno a sectores estratégicos para el desarrollo del país. A través de su trabajo junto a empresas, especialistas e instituciones, la Cámara busca acompañar la incorporación de nuevas tecnologías, fortalecer capacidades y generar vínculos que contribuyan al desarrollo de proyectos e inversiones vinculados a la transición energética, se destacó.
La Cámara de Industria y Comercio Argentino Alemana tiene 110 años de presencia local y procura construir relaciones estratégicas entre empresas argentinas y alemanas. Cuenta con una plataforma de contactos de más de 300 asociados articulando una red de oportunidades comerciales y profesionales que posibilita el intercambio de experiencias, conocimientos, y el desarrollo de negocios conjuntos.
El presidente Donald J. Trump firmó la semana pasada la Orden Ejecutiva 14420, declarando una emergencia nacional para proteger el “bulk-power system” (sistema eléctrico a gran escala) de Estados Unidos ante la amenaza que representan los equipos fabricados en el extranjero. La pretende eliminar la dependencia de suministros críticos de países adversarios y abre una oportunidad de oro para la industria eléctrica estadounidense.
La medida, que revoca una orden similar de la administración Biden, prohíbe la adquisición, importación, transferencia o instalación de cualquier equipo eléctrico para la red de transmisión que haya sido diseñado, desarrollado o fabricado por entidades extranjeras consideradas adversarias.
En el texto de la orden, el mandatario argumenta que “ciertos actores extranjeros están creando y explotando cada vez más vulnerabilidades en el sistema eléctrico de Estados Unidos” y señala que “el rápido crecimiento de la manufactura avanzada, los centros de datos, la inteligencia artificial y la producción de defensa aumentó la dependencia de la nación de una electricidad abundante y confiable”. Trump también advirtió que los equipos importados podrían tener “puertas traseras digitales” que permitan a países hostiles acceder a ellos de forma remota.
La orden otorga al Secretario de Energía un plazo de 120 días para publicar las regulaciones que identifiquen los equipos y proveedores prohibidos. La medida aplica a una amplia gama de componentes críticos: transformadores de subestaciones, inversores conectados a la red, sistemas de almacenamiento de baterías, interruptores de alta tensión y sistemas de control industrial, entre otros. Quedan excluidas las instalaciones de distribución local de electricidad.
Oportunidad
La Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA, por sus siglas en inglés), que representa a más de 300 empresas del sector que generan más de 500.000 empleos en todo el país, respaldó de inmediato la iniciativa. “La orden del presidente Trump eleva nuestro objetivo compartido de proteger el sistema eléctrico de Estados Unidos y las cadenas de suministro críticas que lo hacen posible”, declaró Debra Phillips, presidenta y CEO de NEMA.
Phillips destacó que la industria eléctrica estadounidense invertió más de US$ 200 mil millones en producción nacional desde 2018. “A medida que la administración avance, será importante fortalecer la red de manera que también se mantengan cadenas de suministro confiables y asequibles para construir la infraestructura eléctrica que Estados Unidos necesita”, agregó.
Empresas en la mira
La orden ejecutiva representa un impulso sin precedentes para las miles de empresas estadounidenses que ya producen equipos y componentes eléctricos para el mercado local. Entre los principales fabricantes domésticos que podrían ver incrementada su demanda se encuentran:
Entre los principales fabricantes domésticos destacan empresas consolidadas como Eaton Corporation —multinacional con operaciones clave en EE.UU. que invertió más de US$1.000 millones en manufactura norteamericana desde 2023 en la producción de transformadores de distribución e interruptores— y GE Vernova, que fabrica turbinas de gran potencia, transformadores y soluciones de modernización de redes desde su planta de transmisión en Charleroi, Pensilvania.
A ellos se suman Industrial Electric Mfg. (IEM), el mayor fabricante independiente de equipos de distribución eléctrica y sistemas de potencia integrados del país; Hubbell Incorporated, con sede en Connecticut y especializada en soluciones eléctricas y de servicios públicos; la emergente Ayr Energy, que ya aseguró más de US$ 250 millones en pedidos contratados para sus equipos de red; y S&C Electric, reconocida por su tecnología innovadora en redes inteligentes y resilientes, con producción en Illinois.
A estos se suman decenas de empresas especializadas en transformadores (Delta Star, HICO America, MEPPI, Pennsylvania Transformer), interruptores, sistemas de control, cables de energía, y componentes de protección contra sobretensiones. La NEMA reporta que sus miembros representan la mitad de toda la inversión manufacturera de EE.UU. en los últimos tres años y el segundo sector exportador del país.
Paradojas
Sin embargo, el panorama de la cadena de suministro revela una paradoja: varias de las empresas estadounidenses que dominan el mercado de equipos eléctricos mantienen una presencia productiva significativa en China.
Eaton, por ejemplo, cuenta con 19 bases de fabricación en el país asiático, incluyendo sus plantas inteligentes en Changzhou y Suzhou, donde produce desde interruptores hasta sistemas de distribución de media y baja tensión. De manera similar, GE Vernova opera una planta en Suzhou que fabrica interruptores, disyuntores y otro equipamiento de alta tensión para redes de transmisión en más de 75 países, además de tener una joint venture con la estatal Harbin Electric para producir turbinas de gas en China.
Tapa de Businessweek Bloomberg, 2018
Hubbell Incorporated también fabrica o ensambla productos en el país asiático a través de sus subsidiarias, como la planta de Dongguan que emplea a más de 1.100 personas. A estas se suma SNC Manufacturing, un fabricante especializado en transformadores con sede en Wisconsin, que opera una instalación en la provincia de Jiangsu.
Mas empresas
No existe una cifra oficial única sobre la cantidad de empresas estadounidenses del sector eléctrico que producen en China, ya que el universo varía según la definición de “industria eléctrica” y el tipo de compañías consideradas. Sin embargo, la información disponible permite estimar un rango de entre 1.600 y 5.500 empresas o establecimientos de origen estadounidense vinculados con la producción de bienes, partes y repuestos para esta industria.
Según el sitio Mergr, base de datos especializada en fusiones y adquisiciones (M&A) y private equity, el segmento de fabricantes de equipos eléctricos altamente especializados —correspondiente a la categoría NAICS 3353, que comprende transformadores, motores, generadores, interruptores, tableros de distribución y controles industriales— reúne entre 1.618 y 1.847 empresas. Por su parte, IBISWorld, contabiliza para 2026 1.639 empresas de origen estadounidense que producen en China dentro de esta categoría, a las que se suman 948 fabricantes de componentes eléctricos especializados —NAICS 33599—, entre ellos cableado, conectores y resistencias.
Si se amplía el universo a los proveedores y fabricantes de equipos eléctricos en general, las estimaciones se ubican entre 2.425 y 2.832 empresas, mientras que el número puede alcanzar aproximadamente 5.500 establecimientosal contabilizar todas sus localizaciones productivas y operativas. Esta última cifra no representa necesariamente 5.500 compañías independientes, sino el conjunto de plantas, instalaciones y oficinas pertenecientes tanto a empresas con una única localización como a grandes corporaciones con múltiples establecimientos.
Esta dependencia de la producción en China subraya la complejidad de la orden ejecutiva, que busca desmantelar la exposición a cadenas de suministro extranjeras aun cuando parte de esa exposición proviene de los propios gigantes industriales estadounidenses, obligándolos a reconfigurar sus operaciones globales para alinearse con las nuevas exigencias de seguridad nacional.
Reacciones
La orden, que entra en vigor de inmediato para transacciones iniciadas después de su firma, también instruye al Secretario de Energía a desarrollar, en un plazo de 180 días, recomendaciones para modificar el Reglamento Federal de Adquisiciones (FAR) y priorizar la compra de infraestructura energética fabricada en Estados Unidos.
Analistas de mercado señalan que los fabricantes nacionales y proveedores locales podrían experimentar un aumento significativo en la demanda, a medida que las empresas de servicios públicos se alejen de proveedores extranjeros antes del plazo de diciembre para la reglamentación del Departamento de Energía. La medida es vista como un movimiento clave para fortalecer la seguridad nacional y la resiliencia de la red eléctrica, al tiempo que se consolida la base manufacturera doméstica en un sector estratégico para la economía y la defensa del país.
La industria volvió a retroceder en julio y puso en duda la continuidad de la recuperación iniciada a fines de 2025, pese al crecimiento de la refinación de petróleo y la producción de alimentos. Según FIEL, la actividad fabril cayó 1,1% interanual, en un escenario atravesado por el fuerte deterioro automotor, tarifas de electricidad y gas que aumentaron por encima de la inflación y subsidios energéticos que, de acuerdo con el IIEP (UBA-Conicet), crecieron 21% en términos reales durante 2026.
Según datos preliminares del Índice de Producción Industrial (IPI) elaborado por la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL), entre enero y julio, la refinación de petróleo encabezó el crecimiento industrial, con una suba interanual del 9,4%. Le siguieron las industrias metálicas básicas, con un avance del 6,4%, y alimentos y bebidas, con una mejora del 3,2%.
La producción de químicos y plásticos se mantuvo en el mismo nivel que durante los primeros siete meses de 2025, mientras que los insumos textiles registraron una caída similar al promedio general de la industria. También retrocedieron los despachos de cigarrillos, un 1%; la producción metalmecánica, un 1,9%; papel y celulosa, un 2,5%; y minerales no metálicos, un 5,3%.
La industria automotriz en particular, acumuló la contracción más pronunciada, con una caída del 18,3% interanual, y se convirtió en el sector que más contribuyó al retroceso general de la actividad fabril durante los primeros siete meses del año.
Retroceso
La producción industrial argentina retrocedió 1,1% interanual en julio y acumuló una caída del 0,6% durante los primeros siete meses de 2026,. En términos desestacionalizados, la actividad fabril disminuyó 1,4% respecto de junio, lo que refuerza las señales de que la recuperación iniciada en noviembre de 2025 podría haberse interrumpido entre abril y mayo.
El desempeño industrial volvió a mostrar fuertes diferencias entre sectores. La industria automotriz registró la mayor caída de julio, en un contexto de retroceso de las ventas y creciente competencia de vehículos electrificados provenientes de países de fuera del Mercosur. Aunque las exportaciones de vehículos aumentaron con fuerza después de dos meses de contracción —impulsadas parcialmente por una baja base de comparación—, Argentina continuó perdiendo participación en Brasil tanto entre los automóviles importados como en el total de patentamientos. Además, varias terminales anticiparon nuevos recortes de producción para los próximos meses.
En el extremo opuesto, la producción de alimentos y bebidas alcanzó un récord para julio, impulsada principalmente por los alimentos y, en particular, por la elaboración de aceites. Ese crecimiento compensó ampliamente la caída de la faena vacuna, que registró la menor participación de hembras desde diciembre de 2022, en el marco del proceso de recomposición de los rodeos ganaderos.
La siderurgia y la refinación de petróleo también mantuvieron elevados niveles de producción, mientras que la industria química y plástica mostró una leve mejora. No obstante, FIEL advirtió sobre una evolución dispar dentro de este último sector: mientras se anuncian inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transporte de los recursos de Vaca Muerta, la petroquímica básica acumula interrupciones en la elaboración de insumos. Entre ellas se encuentran el cese de la producción de caucho sintético y el freno en la fabricación de negro de humo, luego del cierre de una de las principales productoras de neumáticos.
Bienes durables
Al analizar la producción por tipo de bienes, los de consumo no durable mostraron el mejor desempeño, con un crecimiento interanual acumulado del 2,7%. Este segmento alcanzó niveles récord tanto en julio como en el acumulado de los primeros siete meses, superando los registros de 2022.
Los bienes de uso intermedio crecieron un 1% entre enero y julio. En cambio, la producción de bienes de capital cayó un 7% y la de bienes de consumo durable retrocedió un 8,5%. De este modo, los bienes de consumo no durable aumentaron su aporte para contener la caída de la industria, mientras que los bienes de capital y los durables profundizaron su contribución negativa.
Screenshot
FIEL concluye que la industria retrocedió tanto en la comparación interanual como frente al mes anterior. El récord de la producción de alimentos sostuvo a los bienes de consumo no durable, pero no alcanzó para compensar el deterioro automotriz y de otros sectores. La nueva caída desestacionalizada, además, debilitó las perspectivas de continuidad de la recuperación industrial que había comenzado en noviembre de 2025.
Tarifas en alza
El retroceso de la actividad industrial señalado por FIEL se produce, además, en un escenario de nuevos aumentos en las tarifas de electricidad y gas y de crecimiento del gasto estatal destinado a subsidiar la energía. Según el Reporte de Tarifas y Subsidios de agosto de 2026, elaborado por el Observatorio del IIEP (UBA-Conicet), los usuarios continúan afrontando una parte creciente de los costos, aunque persisten bonificaciones significativas para los hogares alcanzados por el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
En agosto, la factura eléctrica de un usuario residencial sin subsidios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se ubicó en $61.308 mensuales, mientras que la de gas natural alcanzó los $61.613. Respecto de julio, el cargo fijo de la electricidad aumentó 1,8% y el variable subió 2% para los hogares sin subsidios y 1,3% para los subsidiados. Sin embargo, la reducción estacional del consumo luego del pico invernal determinó una caída mensual del 10,1% en el gasto eléctrico.
En el caso del gas, el cargo fijo aumentó 1,9%, mientras que el componente variable se incrementó 5,7% para los usuarios sin subsidios y 8,2% para los subsidiados. Pese a esos ajustes, la menor demanda estacional provocó una reducción del 5% en la factura promedio respecto de julio.
En la comparación interanual, el gasto en electricidad aumentó 50% y el de gas natural, 43%, frente a una inflación estimada del 34%. Desde diciembre de 2023, el incremento acumulado llegó al 501% en electricidad y al 2.071% en gas. En los primeros ocho meses de 2026, las subas acumuladas fueron del 36,8% y del 168,2%, respectivamente.
El Estado y los costos
De acuerdo con el IIEP, las tarifas abonadas por los hogares del AMBA cubren, en promedio, el 55% del costo de los servicios públicos relevados, mientras que el Estado financia el 45% restante. La cobertura tarifaria había aumentado entre julio de 2025 y febrero de 2026, con un salto asociado a la implementación del nuevo esquema de subsidios, pero desde entonces volvió a mostrar una tendencia descendente.
En electricidad, el usuario residencial aporta mediante la tarifa el 63% del costo calculado sobre los precios de referencia y el Estado cubre el 37%. Si la comparación se realiza contra el costo estimado del Mercado Eléctrico Mayorista para el segmento residencial, la cobertura del usuario baja al 46% y el aporte estatal sube al 54%.
En gas natural, un usuario residencial promedio paga el 60% del costo de abastecimiento, mientras que el Estado aporta el 40% restante.
Durante agosto continuaron vigentes las bonificaciones extraordinarias del 25% sobre el precio mayorista del gas y del 16,6% sobre el precio mayorista de la electricidad. Estos descuentos se suman a la bonificación general del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados. Así, para el bloque básico de consumo subsidiado, la bonificación total alcanza el 75% en gas y el 66,6% en electricidad.
Para la energía eléctrica, el beneficio se aplica hasta un consumo de 300 kWh durante agosto. En el gas, el límite subsidiado depende de los umbrales de consumo establecidos para cada región. Por encima de esos niveles, los hogares deben abonar el costo correspondiente sin bonificación.
Factura eléctrica
A escala nacional, la factura eléctrica promedio para un hogar sin subsidios alcanzó en agosto los $92.883, frente a los $58.124 pagados por un usuario subsidiado. La factura sin bonificación resultó así aproximadamente 1,6 veces superior.
La composición de la factura eléctrica también varía según el segmento. Para un usuario sin subsidios, el 33% corresponde al costo de la energía, el 41% al Valor Agregado de Distribución (VAD) y el 26% a impuestos. Entre los hogares subsidiados, la energía representa el 21%, la distribución el 52% y los impuestos el 26%.
Las diferencias tarifarias entre provincias siguen siendo muy marcadas. Para un consumo residencial de 265 kWh mensuales sin subsidios, la brecha entre Neuquén —con una factura 71% superior al promedio nacional— y los usuarios de Edenor en el AMBA —37% por debajo de la media— alcanza los 109 puntos porcentuales. El IIEP explicó que esta dispersión responde a diferencias en los costos de las redes, las estructuras tarifarias, la frecuencia de actualización, la carga impositiva y los marcos regulatorios provinciales y municipales.
En gas natural, la factura promedio nacional ajustada por estacionalidad fue de $90.359 para un usuario sin subsidios y de $57.994 para uno subsidiado. En las facturas sin bonificación, el precio del gas representa el 53% del total, el VAD el 25% y los impuestos el 22%. Para los hogares subsidiados, esas participaciones son del 40%, 38% y 22%, respectivamente.
El peso conjunto de las facturas de electricidad y gas equivale al 5,1% del salario RIPTE estimado para un usuario sin subsidios y al 3,7% para uno subsidiado. Los hogares con ingresos superiores a tres canastas básicas no califican para recibir bonificaciones sobre los precios mayoristas.
Más subsidios
A pesar de la recomposición tarifaria, los subsidios a la energía aumentaron 58% nominal y 21% en términos reales en el acumulado hasta el 17 de agosto de 2026. El sector energético concentró el 77% de los subsidios económicos relevados y acumuló transferencias por $4,43 billones, expresadas en moneda de agosto.
Las transferencias a Cammesa, principal partida del sector, llegaron a $3,67 billones y crecieron 93% nominal y 46% real respecto del mismo período de 2025. El IIEP atribuyó este aumento al mayor costo de la energía despachada durante el período invernal.
En sentido contrario, las transferencias a Enarsa se redujeron 20% nominal y 36% real, hasta $601.235 millones. Los recursos destinados al Fondo Fiduciario para el Consumo de Gas Licuado de Petróleo y Gas por Redes aumentaron 197% nominal y 131% real, hasta $120.428 millones. Por su parte, las transferencias al Plan Gas.Ar —que incluyen compensaciones por las bonificaciones aplicadas al precio del gas natural— cayeron 66% nominal y 73% real, hasta $37.044 millones.
Aunque el gasto energético volvió a crecer durante 2026, la mirada de más largo plazo muestra una reducción significativa: los subsidios acumulados en los últimos doce meses se encuentran 59% por debajo del nivel registrado en diciembre de 2023 y 73% por debajo del máximo alcanzado en junio de 2022. No obstante, el IIEP observó que actualmente se mantienen estancados alrededor de un promedio anual de $10,6 billones, medidos en moneda constante de agosto de 2026.
El giro de $45.000 millones permitió iniciar la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa, paralizadas desde fines de 2023, aunque persisten dudas sobre los plazos y el financiamiento. Con una potencia conjunta de 1.310 MW, el complejo podría desplazar hasta 8,3 millones de metros cúbicos diarios de gas en momentos de máxima demanda y ahorrar alrededor de 1.000 millones de metros cúbicos al año.
El deshielo de los fondos para la construcción de las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa parece haber llegado a su fin -como tantas veces- luego de la última paralización que dejó las obras a la intemperie y la pérdida de miles de empleos. La transferencia de $45.000 millones a la cuenta de la Unión Transitoria de Empresas (UTE) encabezada por China Gezhouba Group, anunciada por el gobernador de Santa Cruz, representa un pequeño paso para reanimar al gigante de cemento y acero que yace en la margen del río que le da nombre a la provincia.
La inmovilización que comenzó a fines de 2023 no fue producto de una crisis técnica o de una pausa programada, sino de la retención deliberada de los recursos que debían alimentar su construcción. Por detrás, las presiones geopolíticas y la sensibilidad gubernamental, en tensión con las necesidades de caja.
En diciembre pasado, los bancos financistas chinos (China Development Bank, ICBC y Bank of China) desembolsaron US$ 150 millones de dólares, para avanzar en la renegociación del contrato, pero esas divisas, en lugar de fluir hacia los ejecutores de la obra, quedaron cautivas en las arcas del Tesoro Nacional, como parte de una estrategia de engorde del superávit fiscal.
Esta mecánica, que remite de inmediato a la utilización de los fondos del Impuesto a los Combustibles para fines ajenos a la infraestructura vial, puso en evidencia una práctica en la que el sostenimiento de las cuentas públicas se erige por encima de las necesidades del desarrollo regional y de los contratos.
El destrabe se produjo recién en marzo, cuando el Ministerio de Economía y Enarsa suscribieron una adenda al contrato original que reconoció una compensación de US$ 259,5 millones a favor de la UTE (integrada por Gezhouba Group, Electroingeniería -actualmente Eling Ingeniería e Hidrocuyo), un monto destinado a saldar los reclamos por las suspensiones durante la pandemia y por los problemas geológicos en la represa Cóndor Cliff.
La firma de este acuerdo, que incluye la renuncia a futuras demandas judiciales, fue la llave que permitió abrir la caja fiscal, aunque no sin antes sembrar dudas sobre la solidez de las proyecciones y la real capacidad de las partes para sostener el cronograma de pagos.
A este escollo contractual se sumó la pérdida de los planteles de trabajadores, que se dispersaron durante el prolongado freno, lo que obliga ahora a un proceso lento y costoso de recontratación, una traba logística que no se resuelve con un simple giro bancario y que demorará el ritmo de ejecución.
El diseño actual prioriza la finalización de la central La Barrancosa (otrora Jorge Cepernic), con un avance del 46%, mientras que la Cóndor Cliff (ex Néstor Kirchner), apenas en un 20%, queda relegada a una suerte de promesa futura. El escenario proyectado por la Subsecretaría de Recursos Hídricos revela que la reactivación será gradual, y que el sueño de los 5.000 puestos de trabajo directos que alguna vez se prometieron choca ahora con la realidad de una obra que, a fuerza de marchas y contramarchas, parece haber perdido el impulso transformador que la hizo emblemática. El desembolso de los $45.000 millones es apenas un salvavidas en un mar de incertidumbres, una señal de que el gigante puede moverse, pero cuyo ritmo y alcance final dependerán de la voluntad política y de la capacidad de sostener un compromiso que, hasta hoy, ha sido esquivado con la misma frecuencia con que se ha reivindicado.
Impacto en gas
Si las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa entraran en operación con su diseño de 1.310 MW, podrían sustituir entre 2,3 y 8,3 millones de m³ diarios de gas natural, según el caudal disponible, la potencia despachada y el tipo de central térmica reemplazada.
El cálculo -francamente complejo- parte de una generación media anual de alrededor de 5.000 GWh y una potencia instalada de 1.310 MW, cifras informadas para el proyecto por el Instituto Nacional del Agua. Esa producción representaría un factor de utilización medio cercano al 43%.
Operación de las represas
Potencia entregada
Gas desplazado por hora
Gas desplazado por día
Generación media anual
565 MW
95.000–149.000 m³
2,3–3,6 MM de m³
75% de la potencia
983 MW
165.000–260.000 m³
4,0–6,2 MM de m³
Potencia máxima
1.310 MW
220.000–346.000 m³
5,3–8,3 MM de m³
El límite inferior supone que la energía hidroeléctrica reemplaza centrales de ciclo combinado, que consumen aproximadamente 168 m³ de gas por MWh. El límite superior corresponde a turbinas de gas o unidades de menor rendimiento, con un consumo próximo a 264 m³ por MWh.
Pico de invierno
En un pico de demanda invernal, si las represas pudieran entregar toda su potencia durante las horas críticas, reducirían el requerimiento térmico hasta en 1.310 MW. Eso equivale a evitar aproximadamente 5,3 a 8,3 millones de m³ diarios de gas si esa potencia se mantuviera durante 24 horas.
Sin embargo, en invierno el sistema eléctrico suele enfrentar restricciones en el suministro de gas porque el consumo residencial tiene prioridad. Por eso, parte de la generación desplazada podría estar funcionando con gasoil o fueloil. En ese caso, las represas no necesariamente reducirían en igual medida el consumo efectivo de gas, pero sí disminuirían la necesidad de combustibles líquidos o de gas importado y permitirían destinar más gas a hogares e industrias.
Pico de verano
En verano existe mayor disponibilidad de agua en la cuenca del río Santa Cruz y menor presión del consumo residencial sobre el sistema gasífero. Si las centrales hidroeléctricas operaran entre el 75% y el 100% de su capacidad durante las horas de mayor demanda eléctrica, podrían desplazar entre 4 y 8,3 millones de m³ diarios de gas.
Como la demanda máxima del verano suele estar asociada al uso de equipos de refrigeración y acondicionadores, una parte de esa sustitución podría concentrarse en centrales de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires. No obstante, la electricidad se inyectaría al Sistema Argentino de Interconexión y CAMMESA decidiría qué máquinas térmicas reducirían su producción.
Balance anual
Con una generación de aproximadamente 4.950–5.000 GWh anuales, las represas podrían evitar el consumo de unos 830 MM de m³ anuales, si reemplazaran ciclos combinados y hasta 1.300 MM de m³ anuales, si desplazaran unidades térmicas de menor rendimiento.
Una estimación central sería del orden de 1.000 MM de m³ de gas por año, equivalente a unos 2,7 MM de m³ diarios en promedio.
En síntesis, no corresponde sumar un ahorro para Buenos Aires y otro para la Argentina: se trata del mismo volumen dentro del sistema nacional. En las horas de máxima demanda, el complejo podría desplazar hasta 1.310 MW de generación térmica y evitar un consumo equivalente a 5–8 MM de m³ diarios de gas, aunque el resultado efectivo dependería de la hidrología, las restricciones de transmisión y las centrales que CAMMESA decidiera retirar del despacho.
Antecedentes
El proyecto para construir dos represas sobre el río Santa Cruz, denominado en sus comienzos Cóndor Cliff-La Barrancosa, tiene antecedentes que se remontan a la década de 1950. Sin embargo, su ejecución atravesó sucesivas licitaciones, cambios en el esquema de financiamiento, revisiones ambientales y modificaciones contractuales.
En 2007, durante el primer gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, la iniciativa fue presentada bajo un régimen de obra privada que exigía a los inversores aportar el 51% del financiamiento. La crisis financiera de 2008 y 2009 impidió que ese esquema avanzara. En 2010, el Gobierno volvió a licitar el proyecto como obra pública y eliminó la obligación de financiamiento privado. La adjudicación quedó en manos de un consorcio integrado por IMPSA, Grupo América y Camargo Correa, con un presupuesto de $ 164.000 millones.
El contrato no llegó a instrumentarse. El Estado no pudo constituir el fideicomiso previsto ni pagar el anticipo correspondiente. En abril de 2012, el Gobierno rescindió la adjudicación sin compensaciones. Cuatro meses después anunció una nueva convocatoria, la cuarta en cinco años, y estableció un presupuesto de $21.600 millones de pesos.
La necesidad de conseguir financiamiento abrió el camino para la participación de China. En 2013, la UTE Represas Patagonia obtuvo la adjudicación. El consorcio estaba encabezado por China Gezhouba Group Corporation, con una participación del 70%, e incluía a las empresas argentinas Electroingeniería e Hidrocuyo. El monto de la inversión se calculó en alrededor de 5.300 millones de dólares, con un 85% financiado por bancos chinos. Por su volumen, la obra pasó a ocupar un lugar dentro de la cooperación entre China y América Latina y de la infraestructura energética argentina.
La llegada de Mauricio Macri a la Presidencia en 2015 intentó desplazar a Electroingeniería de la UTE, aunque no implicó la cancelación del proyecto. Por presiones del Departamento de Estado, Macri dispuso una revisión ambiental que se extendió durante casi dos años. En octubre de 2017 se autorizó la reanudación de los trabajos. En enero de 2019, Macri recorrió las obras y sostuvo que el emprendimiento marcaría un punto de inflexión para la Patagonia y el país.
El diseño contemplaba una capacidad instalada informada inicialmente en 1.740 megavatios, aunque la potencia conjunta de ambas centrales también fue consignada en 1.310 megavatios. La generación prevista alcanzaba los 4.950 gigavatios hora por año.
Uno de los fundamentos del proyecto era la reducción de las compras de combustibles en el exterior. Las estimaciones oficiales proyectaban un ahorro anual de 1.100 millones de dólares en importaciones. A ello se sumaba la creación de 5.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. Más del 80% de la mano de obra debía proceder de la región, acompañado por programas de capacitación.
La construcción también involucró caminos, servicios bancarios, instalaciones para los trabajadores y actividades vinculadas con el turismo. El campamento levantado para alojar al personal incluyó espacios de uso común y un gimnasio.
Durante el gobierno de Alberto Fernández, el proyecto mantuvo su lugar en la relación entre la Argentina y China. En febrero de 2020, la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner visitó las obras y ratificó las denominaciones Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, en referencia al expresidente y al exgobernador de Santa Cruz.
El Estado argentino quedó a cargo de la planificación, las licitaciones y la administración del proyecto, mientras que el gobierno de Santa Cruz intervino como autoridad de la jurisdicción donde se ubican las centrales. Gezhouba asumió la conducción del consorcio constructor y los bancos chinos aportaron la mayor parte del financiamiento.
La historia de las represas refleja los cambios de la política energética argentina y la evolución de la compleja relación con China durante el siglo XXI. Después de varios intentos sin ejecución, el acceso al crédito chino permitió iniciar las obras. Los gobiernos de Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández mantuvieron el proyecto, aunque introdujeron revisiones y modificaciones. De este modo, la iniciativa quedó vinculada tanto con el objetivo de ampliar la generación eléctrica como con la participación de China en el financiamiento y la construcción de infraestructura en la Argentina.
La energética de Uruguay ANCAP, Eni y MIWEN firmaron un acuerdo mediante el cual la compañía italiana se incorpora como socia en la exploración offshore del Área OFF-5, y asume el rol de operadora del bloque.
Tras la firma, Eni pasará a contar con una participación de 50 % en el contrato de exploración y explotación de hidrocarburos vigente en el área uruguaya, mientras que MIWEN, empresa del grupo YPF, conservará el 50 % restante como socia no operadora.
La compañía italiana continuará con la evaluación del potencial de hidrocarburo del Área OFF-5, dando continuidad a los estudios y análisis que venía desarrollando MIWEN en el marco de los compromisos asumidos para el actual periodo, detalló ANCAP.
Según se indicó, Eni aportará su capacidad técnica y tecnológica para profundizar el conocimiento geológico del bloque y contribuir a maximizar el valor de las actividades exploratorias que se llevan adelante en la zona.
“La incorporación de una de las principales compañías energéticas del mundo al proyecto representa un nuevo respaldo al potencial del offshore uruguayo y refuerza el creciente interés de la industria petrolera internacional por las oportunidades de exploración en aguas de Uruguay”, se destacó.
El mapa petrolero actualizado del offshore de Uruguay presenta un total de siete áreas para la exploración de hidrocarburos.
San Matías Pipeline (SMP), consorcio conformado por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), anunció el cierre de un préstamo sindicado bajo la modalidad Project Finance por U$S 900 millones destinado a financiar la construcción del gasoducto dedicado que transportará gas natural desde Vaca Muerta para abastecer a dos terminales flotantes de licuefacción que serán instaladas por Southern Energy en el Golfo San Matías con el objetivo de exportar GNL.
Considerada una de las principales obras de infraestructura energética en desarrollo en Argentina, la financiación fue estructurada a 7 años de plazo con 3 años de gracia por los bancos Citi, J.P.Morgan, Santander e Itaú, quienes integran el sindicato de bancos conjuntamente con BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China.
El proyecto contempla una inversión total estimada en U$S 1.300 millones, de los cuales U$S 900 millones serán financiados mediante el préstamo sindicado y el resto con aportes de capital de los accionistas.
La estructura del préstamo se sustenta en los flujos de fondos futuros del proyecto respaldados por contratos de transporte de largo plazo.
La obra de SMP ingresó al RIGI en junio de este año y cuenta con los estudios de impacto ambiental aprobados por las provincias de Neuquén y Río Negro.
El gasoducto de SMP se integra al proyecto de Southern Energy (SESA), consorcio conformado por los mismos socios de SMP, cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL.
Los dos buques de licuefacción que SESA instalará en Río Negro, “Hilli Episeyo” y “Esperanza” (anteriormente llamado “MKII”), comenzarán a operar en 2027 y 2028, respectivamente, y tendrán una capacidad de producción conjunta de 6 millones de toneladas anuales de GNL.
SESA prevé inversiones superiores a U$S 15.000 millones a lo largo de 20 años y exportaciones por U$S 20.000 millones entre 2027 y 2035.
Características del gasoducto dedicado San Matías Pipeline
Extensión: 472 kilómetros.
Diámetro: 36 pulgadas.
Capacidad: 27 millones de m³ de gas natural por día.
Comienzo de la construcción: agosto 2026
Finalización de la construcción: mediados 2028
Inversión estimada: U$S 1.300 millones.
Desde: Tratayén (Neuquén), hasta costa de Río Negro / sistema de GNL de Southern Energy.
Construcción del gasoducto: consorcio SICIM – Víctor Contreras.
La Fundación Encuentro advirtió que “las reformas implementadas por el Gobierno nacional bajo el argumento de la desregulación no redujeron el costo de generar electricidad. Por el contrario, las nuevas reglas modificaron la forma en que el sistema reconoce y remunera la generación y terminaron elevando ese costo”.
“El resultado contrasta con la promesa formulada por La Libertad Avanza en su Plan de Gobierno 2023-2027 de implementar esquemas tarifarios realistas que no afecten el bolsillo de los argentinos”: los usuarios pagan más por la energía, pero siguen sin cubrir el costo total, mientras el Estado continúa subsidiando la diferencia, señala en su informe.
En el marco de la línea de investigación en políticas energéticas, la Fundación Encuentro advierte que las reformas implementadas desde 2024 no redujeron el costo de la generación eléctrica, sino que modificaron sucesivamente las reglas de remuneración y terminaron elevando los costos reconocidos por el sistema. Desde diciembre de 2023, la canasta de servicios públicos -luz, gas, agua y transporte- acumula un aumento del 966% en el AMBA, mientras la cobertura de los usuarios sobre el costo total de la energía se mantiene entre el 50% y el 65%.
El costo de generar electricidad promedió U$S 90 por MWh durante el primer semestre de 2026, frente a U$S 68 en el mismo período de 2025. Es decir, no solo aumentaron las tarifas: también aumentó fuertemente el costo que el propio sistema reconoce por generar la energía. En junio y julio, además, el costo de generación en el mercado spot llegó a superar al de Chile.
En paralelo, los subsidios energéticos crecieron 69 % nominal interanual –30 % en términos reales– a julio, mientras las transferencias a CAMMESA aumentaron 114 % nominal, equivalente a un 62 % real. Durante el primer semestre, el Estado ya había transferido U$S 2.147 millones en subsidios energéticos, un 80 % más que en el mismo período de 2025.
El informe identifica cuatro cambios principales detrás del aumento de los costos: la modificación del mecanismo de remuneración de las centrales térmicas, que amplió el margen dentro del cual pueden ser reconocidos sus costos a partir de la Resolución 400/2025; la concesión por 30 años de las represas del Comahue, con una remuneración regulada creciente; el aumento de la remuneración de Yacyretá, de aproximadamente U$S 17 a U$S 28 por MWh; y la reasignación del gas de Vaca Muerta hacia la demanda residencial.
El informe también analiza cómo la suspensión de inversiones previstas en generación térmica -entre ellas, la licitación TerConf, dejada sin efecto en julio de 2024- contribuyó a limitar la incorporación de nueva potencia eficiente.
“Si el Gobierno trasladara íntegramente a las facturas el costo actualmente cubierto mediante subsidios, los hogares enfrentarían aumentos adicionales significativos, que se sumarían a los fuertes incrementos tarifarios ya acumulados”, se advierte.
En este contexto, el esquema vigente sostiene una parte del costo mediante subsidios que, de mantenerse la tendencia, podrían superar los U$S 3.500 millones durante 2026.
Acerca de la Fundación Encuentro
Cercana al Frente Renovador (Sergio Massa) la Fundación Encuentro se define como “una usina de conocimientos e información para la renovación de los pactos sociales en nuestro país. Convoca a personas de distintas ramas de las ciencias sociales, económicas y físicas con el objetivo de debatir, intercambiar ideas y producir conocimiento”. Informe completo: https://www.fundacionencuentro.com/projects/el-costo-de-la-desregulaci%C3%B3n-el%C3%A9ctrica—agosto-2026
La producción de petróleo alcanzó en julio los 916,2 mil barriles diarios, un 17,2 % más que en el mismo mes de 2025, y logró así otra marca récord a nivel nacional, destacó la Secretaría de Energía.
Este crecimiento se debe principalmente a la producción en la formación Vaca Muerta, donde se alcanzaron los 643,1 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 26,4 por ciento, se indicó.
En gas natural, la producción nacional fue de 158,8 millones de metros cúbicos diarios, manteniéndose estable con respecto a los últimos meses, mientras que en Vaca Muerta logró un ritmo de producción de 96,5 millones de metros cúbicos diarios, un 5,9 % más que en el mismo mes del año anterior.
Los datos muestran la continuidad del crecimiento de la producción hidrocarburífera y reafirman la tendencia positiva de la industria energética.
El Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electrcidad (ENRGE), que de momento tiene cuatro integrantes por la renuncia de su presidente hace un par de meses, decidió precisamente esperar a la designación del nuevo presidente y recuperar el número de cinco, para entonces tratar el tema de la nueva estructura operativa del organismo, creado por la fusión del ENRE y el ENARGAS.
En una reunión realizada el jueves (27/8) en la sede del Organismo, encabezada por el vicepresidente Vicente Serra, se decidió por una mayoría de tres a uno postergar el tratamiento oficial del tema Reestructuración, que tiene en vilo al personal de los ex Entes.
Es que en las últimas semanas circularon versiones respecto de la apertura de “retiros voluntarios” para adecuar la cantidad de personal a la nueva estructura de gestión del ENRGE.
Serra se pronunció a favor de tratar una propuesta en la que se viene trabajando desde la (breve) gestión del renunciado Néstor Lamboglia, y argumentó que no se trataba de votar ahora sino que la nueva estructura esta sujeta a la aprobación del Directorio en pleno.
De hecho, la Secretaría de Energía activó el concurso de antecedentes para quienes pudieran aspirar al cargo, y se registraron mas de veinte interesados. También designó un comité de evaluación con tres integrantes: Néstor Rolando, María Crespo, y Santiago Urbiztondo.
Serra planteó en la reunión que “hay preocupación y angustia (de los empleados) por no saber hacia donde vamos”, pero los otros tres directores integrantes del Ente -Marcelo Nachón, Griselda Lambertini, y Sergio Falzone- prefirieron la postergación.
No obstante se consideró que, concluída la reunión del Directorio, Serra presentaría la propuesta en cuestión “a título individual” para quienes desearan conocerla. Lambertini y Fanzone se quedaron para conocerla, mientras que Nachón se retiró de la sala. Cabe acotar que Serra y Nachón integran la lista de interesados en presidir el ENRGE.
Cuando promediaba la reunión del Directorio resultó llamativo el ingreso a la sala de Néstor Rolando, unos de los integrantes del Comité Evaluador. Se limitó a seguir de tan cerca la reunión, sin realizar comentario alguno en ése contexto.
El comité evaluador deberá seleccionar una terna entre los interesados y ponerla a consideración de la secretaria de Energía, dependiente del ministerio de Economía. El tema en cuestión, se estima, debería quedar resuelto en el próximo trimestre.
Mientras tanto, el Ente seguirá operando con cuatro miembros, resolviendo en materia de tarifas de luz y gas para las diversas categoría de usuarios, de regulaciones técnicas sectoriales, y de control de gestión e inversiones en obras por parte de las empresas a cargo de ambos servicios públicos.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 1381/2026, la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), para el Proyecto Único denominado “Ampliación Mega”, que consiste en la ampliación del proyecto preexistente no adherido al RIGI de Compañía Mega SA a fin de incrementar en mil quinientas (1.500) toneladas diarias, la capacidad de producción de Líquidos del Gas Natural (LGN) del citado Complejo Industrial.
Ello, incorporando nuevas instalaciones e infraestructura asociada a la Planta de Separación Loma La Lata, ubicada en la provincia del Neuquén, al Poliducto denominado “Loma La Lata – Bahía Blanca” cuya traza atraviesa las Provincias del Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires y a la Planta de Fraccionamiento de Bahía Blanca situada en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto está enmarcado en el Sector “petróleo y gas”, Subsector “construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento”, y el plan de inversión presentado por Compañía Mega SA Sucursal Dedicada (CMSD) totaliza U$S 365,4 millones.
El proyecto apunta a incrementar en 1.500 toneladas diarias la capacidad de producción de Líquidos del Gas Natural (propano, butano, gasolina) del Complejo Industrial MEGA, que actualmente tiene capacidad para producir 5.500 toneladas/día. Por tratarse de la ampliación de un proyecto que no estaba adherido al RIGI, CMSD funcionará de manera independiente, con un registro contable separado de su casa matriz, Compañía Mega SA. La compañía tiene por accionistas a YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow (28 por ciento).
La R-1381 establece que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de esta resolución, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) CMSD deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima, a efectos de lo previsto en la Ley 27.742 (Ley Bases).
Conforme al plan de inversión aprobado por esta Resolución, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del VPU CMSD es el día 1° de octubre de 2027.
El proyecto contempla la creación de 800 puestos de trabajo y que el 60 % del monto aplicado a proveedores, bienes e infraestructura corresponderá a empresas locales.
El artículo 5 de la R-1381 aprobó el listado de mercaderías que el proyecto VPU CMSD podrá importar bajo la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742, de exenciones impositivas y aduaneras.
La Resolución ya oficializada encomienda a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, y/o a quien esta delegue, en su carácter de área con competencia específica en la materia, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias.
Asimismo, Economía ordenó la comunicación del otorgamiento del RIGI a éste proyecto, a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para la generación de un CUIT especial para el VPU CMSD, y también la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros establecidos la ley 27.742. En el mismo sentido, se comunicó la decisión al Banco Central de la República Argentina (BCRA) a fin de que aplique a CMSD los incentivos cambiarios previstos en dicha Ley.
El lunes 17 de agosto de 2026, Nadia Beller, abogada y expareja del operador político argentino Fernando Cerimedo, fue baleada mientras se hospedaba en un hotel de Santa Cruz de la Sierra. Cerimedo, ex asesor del presidente argentino Javier Milei y figura vinculada al gobierno del presidente boliviano Rodrigo Paz, fue detenido como principal sospechoso del ataque.
Lo que inicialmente habria sido una violenta disputa personal destapó un escándalo de corrupción que sacudiría hasta sus cimientos del sistema político de Bolivia.
Desde su cama de hospital, Beller lanzó duras acusaciones, vinculando a Cerimedo con negocios irregulares relacionados con combustible, oro y seguros. Afirmó que, al principio de su relación, presenció actividades ilegales de primera mano. “Fui testigo, a través de mi relación, de los acuerdos realizados por el gobierno de Rodrigo Paz, su esposa y la familia de esta, con él actuando como intermediario junto a otros”, declaró en una entrevista con La Nación. “Se trata de acuerdos relacionados con gasolina, diésel y oro”.
El método Cerimedo
Beller afirmó que Cerimedo no recibía un salario formal del Estado boliviano. En cambio, según ella, obtenía ingresos a través de contratos concertados con empresas privadas. “Las empresas le pagaban a él y a sus socios un salario complementario por estar presentes en países como Bolivia, donde orquestan campañas políticas. Su pago proviene de contratos que negocian con grandes empresas”, declaró Beller al diario La Nación . Especificó que se beneficiaba “de contratos, de facilitar pagos y de tratos con grandes empresas como las petroleras y proveedoras de combustible”.
No obstante, Beller declaró que Cerimedo tenía acceso a recursos estatales: una oficina, un vehículo oficial, una escolta policial que también le servía de chófer y tarjetas de identificación que lo acreditaban como asesor del presidente Rodrigo Paz. Además, alegó que ejercía influencia en múltiples agencias y empresas estatales y se movía con total libertad por los pasillos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Beller aseguró poseer mensajes, grabaciones y fotografías —incluidas imágenes de “cajones repletos de dinero en efectivo”— que corroborarían sus acusaciones.
Un torrente de adulteración
El escándalo que involucra a Cerimedo y al gobierno de Paz estalló en el contexto de una crisis aún mayor: la importación y distribución de combustible adulterado, junto con la compra de petróleo crudo a precios inflados. El asunto ya le había costado el puesto y la libertad al ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, tras sólo unos meses en el cargo.
Medinaceli fue detenido en La Paz y trasladado esposado a la Fiscalía, donde enfrentó imputaciones por negligencia en el cumplimiento del deber y mala conducta económica. Se le acusó de autorizar la distribución de combustible adulterado, a pesar de las advertencias recibidas y de no tomar medidas para detener su comercialización.
Tres días después de su detención, el Sexto Juzgado Anticorrupción de La Paz le impuso arresto domiciliario con una fianza de 100.000 pesos bolivianos, prohibiéndole acercarse a la YPFB o a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y exigiéndole comparecer semanalmente ante la Fiscalía. El ex ministro mantuvo su inocencia durante la audiencia.
“La gasolina está sucia”
Los análisis técnicos de los tanques de almacenamiento de la petrolera estatal revelaron una composición alarmante: manganeso, residuos de caucho, agua sucia y aceite usado. Estos componentes dañinos, ajenos a cualquier estándar de calidad, transformaron la nafta en un veneno para los motores. La adulteración, que se prolongó durante varios meses, se operó con unos 5.000 camiones cisterna, lo que se calcula en unos 200 millones de litros de combustible, según estimaciones de expertos.
La distribución de esta la nafta adulterada, provocó graves fallas mecánicas, obstruyó sistemas de inyección y destruyó motores en más de 66.000 vehículos en todo el territorio boliviano. El descontento popular estalló de inmediato: transportistas y conductores particulares organizaron bloqueos masivos que paralizaron ciudades enteras y pusieron al gobierno contra las cuerdas.
Para mitigar la indignación social y frenar las protestas, YPFB activó un fondo de compensación económica que ya ha superado los US$ 1,2 millones de dólares en pagos a los afectados. Sin embargo, la magnitud de los daños y la lentitud en la tramitación de las reclamaciones generaron un clima de desconfianza que el dinero per sé no pudo disipar.
La Cámara de Diputados de Bolivia aprobó un informe final que identifica a más de 50 presuntos responsables de negligencia y malversación en la cadena de custodia de hidrocarburos. El expediente legislativo señala una responsabilidad compartida entre la administración pública y actores privados, sentando las bases para futuras acciones penales.
Ministros y ejecutivos arrestados
La crisis obligó a una profunda reestructuración del aparato institucional vinculado a los hidrocarburos. En cuestión de meses, la YPFB tuvo tres presidentes diferentes, lo que reflejaba la inestabilidad y el caos internos. Los contratos de recepción de gasolina con dos de las mayores multinacionales de materias primas —Vitol y Trafigura— fueron suspendidos temporalmente.
El vicepresidente Edmand Lara se distanció públicamente de Paz y no descartó la posibilidad de impulsar una comisión de investigación en la Asamblea. Para colmo, Lara relató que uno de sus colaboradores de confianza entró a su despacho con una alarmante advertencia: “No viajes, porque una persona cercana a Cerimedo —muy cercana— me dijo que van a atentar contra tu vida en Ecuador”.
Lo que comenzó como quejas aisladas sobre fallas mecánicas en vehículos particulares destapó una red de corrupción y negligencia que sacudió al gobierno de Rodrigo Paz, provocando la caída de ministros, la suspensión de contratos multimillonarios y una ola de protestas en todo el país.
Aguas abajo
En agosto se conoció que Cerimedo también había ingresado al negocio de compraventa de hidrocarburos, mediante la adquisición de una participación en Sanabria S.R.L., empresa radicada en Puerto General San Martín, a 35 kilómetros de Rosario. La compañía, originalmente dedicada a la explotación de una guardería náutica, fue reconvertida en proveedora de diésel para remolcadores de barcazas.
Se trata de un negocio estratégico, concentrado en un reducido número de operadores. Entre ellos se encuentra Trafigura, que cuenta con una flota fluvial y una terminal en Campana desde la cual abastece, a través del río Paraná, con productos derivados del petróleo al mercado local, así como a Paraguay y Bolivia.
Según consignó LPO, Surlibre Inversiones —sociedad controlada por Cerimedo— ingresó como socia de Sanabria S.R.L. y adquirió el 30 % de la compañía. La operación se concretó mediante la cesión de 100 cuotapartes por parte de los Sergio Ezequiel Amarilla y de otras 50 por parte de Iván Alberto Sanabria, sobre un capital integrado por un total de 500 cuotas.
El movimiento societario tuvo lugar dos meses después de la llegada de Iñaki Arreseygor a la Subsecretaría de Puertos, ocurrida en mayo de 2024. Arreseygor se encuentra al frente del proceso de privatización de la vía navegable.
De acuerdo con LPO, Toto Caputo le habría facilitado el negocio mediante la tramitación exprés de la reconversión de Sanabria, un proceso que, según esa publicación, resulta casi imposible de llevar adelante sin respaldo oficial. El expediente necesitó el visto bueno de la Agencia de Puertos, cuyo titular, Arreseygor, depende directamente del aval de Caputo, según fuentes del sector agropecuario.
“Prefectura debe habilitar la seguridad. Hay que tener llegada a lo más alto para instalar un kiosco en una plaza supermonopolizada”, afirmaron fuentes vinculadas al negocio.
Vitol y Trafigura bajo la lupa
Las investigaciones legislativas y judiciales bolivianas, se centraron en Vitol SA y el Grupo Trafigura, dos de las mayores multinacionales de comercio de materias primas del mundo, como principales proveedores del combustible. Ambas empresas concentraban una parte significativa del suministro de combustible importado al país, operando bajo un esquema que combinaba el suministro a crédito con la entrega a través de intermediarios como Botrading, una empresa subsidiaria constituida en Paraguay por YPFB.
El Ministerio de Hidrocarburos suspendió formalmente todos los contratos y la recepción de cargamentos de naftas, diésel y petróleo crudo de Vitol y Trafigura tan pronto como estalló la crisis. Pero la suspensión no ha bastado para disipar las dudas: según la prensa del altiplano, Bolivia tenía una deuda de casi U$S 700 millones con estos intermediarios antes de que la situación se agravara, lo que limitó la capacidad de negociación del Estado y generó una fuerte dependencia del suministro.
La triangulación
Si bien las empresas aducen haber suministrado combustible refinado -que aparentemente cumplía con las especificaciones técnicas- los informes parlamentarios y de la fiscalía determinaron que la responsabilidad por la adulteración estaba dividida en dos etapas.
Por un lado, el producto de origen —las naftas base suministradas por las multinacionales— contenía altos niveles de diolefinas, compuestos inestables que reaccionan muy rápido al oxígeno y que ingresaban sin controles adecuados.
Esta laxitud regulatoria permitió que combustibles de baja calidad llegaran al territorio boliviano sin ser detectados correctamente, y esto no se debió a la falta de regulaciones u organismos de supervisión.
Por otro lado, la segunda etapa de adulteración, habría sido con posterioridad a la entrega a YPFB, y se habría perpetrado por parte de redes de contrabando a lo largo de las rutas logísticas desde los puertos chilenos. Allí, se habría sustituído el combustible original para venderlo en el mercado negro y se rellenaban los tanques con combustibles o líquidos solubles de baja calidad antes de entregarlo a los depósitos de almacenamiento de la YPFB.
Según funcionarios con amplia experiencia en hidrocarburos, la laxitud en los controles sobre los operadores de transporte no fue casualidad y la segunda etapa de adulteración tendría como fin el enmascarar la adulteración original. La combinación de un producto inestable y el sabotaje sistemático durante el transporte creó una tormenta perfecta que puso al descubierto las vulnerabilidades del sistema de control de Bolivia.
Trafigura y un patrón controvertido
En las últimas dos décadas, Trafigura fue objeto de una serie de investigaciones, sanciones y controversias en múltiples jurisdicciones, que van desde firmes condenas judiciales por corrupción hasta desafíos políticos y administrativos en mercados estratégicos.
El esquema de Petrobras
Entre 2003 y 2014, la empresa participó en un esquema de sobornos dirigido a funcionarios vinculados a Petrobras para obtener contratos comerciales. En marzo de 2024, su empresa matriz se declaró culpable ante tribunales estadounidenses de conspiración para violar la legislación internacional anticorrupción, aceptando el pago de más de 120 millones de dólares en multas y decomisos. El caso tuvo repercusiones en Brasil, donde la empresa cerró las investigaciones con pagos adicionales en 2025, consolidando uno de los episodios más claros de corrupción sistemática en su historia reciente.
Angola y el escándalo Sonangol
Un patrón similar surgió en África. Entre 2009 y 2011, ejecutivos de Trafigura, incluido su entonces director de operaciones, organizaron el pago de sobornos a un funcionario angoleño para obtener contratos con la petrolera estatal Sonangol. El caso fue investigado en Suiza y culminó en enero de 2025 con una condena del Tribunal Penal Federal, que impuso sanciones económicas superiores a 140 millones de dólares a la empresa y penas individuales a sus ejecutivos. El mecanismo era directo: pagos ilegales canalizados a través de intermediarios para asegurar un acceso privilegiado al mercado petrolero.
Estados Unidos y la manipulación de materias primas
Paralelamente, en Estados Unidos, la empresa también fue sancionada en 2024 por la Comisión de Comercio de Futuros de Productos Básicos (CFTC) por prácticas irregulares entre 2014 y 2019. Estas irregularidades incluyeron el uso indebido de información comercial confidencial obtenida de una entidad estatal mexicana, la manipulación de un índice de precios del fueloil en 2017 y la inclusión de cláusulas contractuales diseñadas para impedir que los empleados cooperaran con los reguladores. La resolución implicó el pago de 55 millones de dólares y confirmó un patrón de incumplimiento normativo en los mercados financieros energéticos
Costa de Marfil
El episodio más emblemático en términos de impacto social y ambiental sigue siendo el caso del buque Probo Koala . En 2006, los residuos tóxicos generados por las operaciones de la empresa fueron vertidos en Abiyán, Costa de Marfil, tras haber sido previamente rechazados en Europa.
En 2010, un tribunal neerlandés condenó a Trafigura por exportación ilegal de residuos peligrosos y por ocultar su verdadera naturaleza. La empresa pagó multas en Europa y alcanzó acuerdos multimillonarios con el gobierno marfileño y miles de víctimas, en un caso que se convirtió en un referente mundial sobre responsabilidad corporativa y daños ambientales.
Programa Petróleo por Alimentos
Otros episodios incluyen su admisión de responsabilidad en Estados Unidos en 2006 por declaraciones falsas en Irak, donde reconoció irregularidades en la comercialización de petróleo.
El 25 de mayo de 2006, Trafigura AG se declaró culpable ante el Tribunal Federal del Distrito Sur de Texas por dos cargos de ingreso de mercancías en Estados Unidos mediante declaraciones falsas. La compañía admitió haber vendido a empresas estadounidenses más de 500.000 barriles de petróleo iraquí cargados clandestinamente en 2001 en el petrolero Essex, presentándolos falsamente como obtenidos conforme al programa “Petróleo por Alimentos” de la ONU.
Como parte del acuerdo, aceptó entregar U$S 9,9 millones correspondientes al producto de las ventas y pagar otros U$S 9,9 millones en sanciones penales y civiles. Por tanto, no se trató únicamente de una acusación negada por Trafigura: existió una declaración de culpabilidad y una admisión formal de que se utilizaron manifestaciones falsas para introducir y comercializar el crudo en Estados Unidos.
El caso ANCAP
En Uruguay la empresa fue mencionada en el llamado “caso ANCAP”, que investigó irregularidades en negocios petroleros entre 2012 y 2017. No hubo condena judicial contra Trafigura, pero sí surgieron interrogantes políticos y parlamentarios sobre su papel como intermediario en operaciones con condiciones que carecían de transparencia para la empresa estatal. El caso reflejó más un problema de gobernanza y opacidad contractual que un delito probado, pero dejó abierta la discusión sobre la influencia de los intermediarios globales en los mercados públicos.
Un patrón consistente
En conjunto, estos episodios muestran un patrón constante: allí donde las investigaciones avanzaron con suficiente capacidad institucional —como en Estados Unidos, Suiza o los Países Bajos— surgieron pruebas, condenas o acuerdos multimillonarios por soborno, fraude o delitos ambientales. Por el contrario, en contextos con menor capacidad de supervisión o mayor opacidad estatal —como algunos países latinoamericanos o africanos— las acusaciones tendieron a quedarse en el ámbito de la denuncia política, la investigación inconclusa o la controversia pública.
En el marco de las actividades por los 52 años de la Universidad Nacional de Misiones, se realizó la apertura de las XVI Jornadas de Investigación, Desarrollo Tecnológico, Extensión y Vinculación (JIDeTEV 2026). La charla inaugural estuvo dedicada a “Corpus Pindó-í, una oportunidad para el desarrollo de Misiones”.
El proyecto multipropósito fue protagonista de la apertura de las XVI Jornadas de Investigación, Desarrollo Tecnológico, Extensión y Vinculación de la Facultad de Ingeniería de la UNaM, en Oberá. La actividad reunió a la comunidad científica y técnica, docentes, estudiantes, empresas y referentes de distintos sectores de la sociedad.
La exposición recorrió la historia de los aprovechamientos hidroeléctricos de la región y, particularmente, la evolución del proyecto Corpus, para analizar luego su vigencia frente al actual escenario energético de Misiones y los desafíos que plantea la transición hacia fuentes de energía limpias y renovables.
En ese contexto se destacó que la cuenca del Paraná cuenta con más de 60 aprovechamientos hidroeléctricos y que Corpus en Pindo-í debe analizarse no sólo por su capacidad de generación eléctrica, sino por las oportunidades de desarrollo económico, tecnológico y productivo que una infraestructura de esta magnitud puede generar para Misiones.
Durante la presentación también se abordaron sus potenciales beneficios sobre la navegación y la logística del Alto Paraná, la infraestructura, las inversiones, el turismo y la generación de nuevas actividades productivas, junto con la posibilidad de disponer de energía renovable y firme para acompañar el crecimiento provincial.
El intercambio posterior reflejó el interés generado por la propuesta. Las preguntas del público se concentraron especialmente en las oportunidades económicas que podría generar el proyecto y en el rol que deberán asumir los misioneros en la planificación de la infraestructura asociada, para potenciar sus beneficios y oportunidades para la provincia.
La conclusión planteada durante el encuentro fue clara: Corpus en Pindo-í es una propuesta que merece ser profundizada, estudiada y puesta a disposición de la opinión pública misionera, con información actualizada y participación de la sociedad, para evaluar integralmente sus impactos y las oportunidades que puede representar para el futuro energético y productivo de Misiones
El ministro de Energía del Neuquén, Gustavo Medele, destacó que la Provincia tiene por delante el desafío de transformar el potencial de Vaca Muerta en nuevos mercados y, al mismo tiempo, construir las bases de una economía que pueda sostenerse más allá de los hidrocarburos. En ese camino, Brasil y Chile aparecen como grandes consumidores potenciales.
Medele sostuvo que “hay infraestructura disponible para ampliar las exportaciones” y advirtió que “el desafío central es lograr competitividad y cerrar acuerdos comerciales”. Como ejemplo, señaló el gasoducto del Pacífico, que tiene una capacidad mínima de siete millones de metros cúbicos diario “y actualmente transporta menos de 700 mil”.
“Tenemos el ducto, el gas y la capacidad de producirlo, pero todavía no hemos podido desarrollar la demanda del lado chileno”, explicó Medele y remarcó que hay centrales térmicas en Chile que podrían convertirse en consumidoras del gas neuquino si se alcanzan contratos de compra.
Brasil presenta también una oportunidad de escala. Según planteó el ministro, el país tiene un consumo anual de gas ligeramente superior al de Argentina y una demanda que podría ser abastecida parcialmente por Vaca Muerta. “Creemos que hay una sinergia natural entre la producción de Vaca Muerta y el abastecimiento de Brasil”, sostuvo al considerar que los desarrollos de gas asociados al presal tienen particularidades que abren una oportunidad para el gas argentino.
Durante el encuentro de negocios y atracción de inversiones denominado Neuquén Day 2026, que se realizó en la ciudad de Buenos Aires, Medele sostuvo que llegar a nuevos mercados requiere mucho más que producir y transportar. “No solamente es llegar al mar con el producto y venderlo, hay que ser muy competitivo”, afirmó. En ese sentido, señaló que uno de los principales objetivos es reducir los costos operativos teniendo en cuenta la distancia de Neuquén respecto de los grandes centros de consumo y de producción de equipamiento.
La estrategia provincial mira más allá de la expansión hidrocarburífera. El ministro planteó que el desafío es aprovechar los ingresos actuales para preparar las fuentes de energía y las actividades que sostendrán a Neuquén en el futuro. La Provincia ya analiza proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares, geotérmicos, manteniendo su ingeniería y estudios para que puedan avanzar cuando las condiciones tecnológicas y económicas los vuelvan competitivos.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y CAF –Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe– realizarán el 1 de setiembre el encuentro “Integración Gasífera MERCOSUR + Chile. Vectores alternativos para la integración gasífera regional: Fertilizantes”.
Será en la Sede de ALADI (Cebollatí 1461, Montevideo, Uruguay), junto con la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI) y el Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura (IICA). El evento también será transmitido en vivo a través del canal de YouTube de OLACDE.
En esta sexta etapa del Proyecto Regional de Integración Gasífera del MERCOSUR y Chile, el análisis se concentra en las oportunidades asociadas al desarrollo de un mercado regional de fertilizantes nitrogenados y en su potencial para ampliar los intercambios energéticos, movilizar inversiones en producción de gas natural, infraestructura de transporte y plantas de fertilizantes, reducir la dependencia de importaciones y contribuir a mejorar la productividad agrícola.
El estudio parte de una combinación relevante para el Cono Sur. Por un lado, América del Sur importa cerca de 20 millones de toneladas de fertilizantes nitrogenados por año, por un valor superior a U$S 5.000 millones; insumos fundamentales para algunos de los principales cultivos de la región, como el maíz, el trigo, la caña de azúcar, el café, el algodón y la naranja. Por otro, la creciente disponibilidad de gas natural asociada principalmente al desarrollo de Vaca Muerta y del pré-sal brasileño abre nuevas posibilidades para ampliar la producción regional de fertilizantes.
La apertura institucional contará con la participación de Fernanda Cardona, Ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay; Sergio Abreu, Secretario General de ALADI; Guido Maiulini, Jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Mercedes Pedreira, Ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF y Edgar Chacon Rodriguez, Representante Internacional de IICA.
La jornada continuará con la presentación de los principales resultados del estudio, que servirán como punto de partida para los intercambios posteriores.
Las perspectivas para el desarrollo y la expansión de la producción de fertilizantes en la región serán analizadas por representantes de empresas de los sectores energético y de fertilizantes de Argentina, Bolivia, Brasil y Paraguay, considerando la disponibilidad de gas natural, la infraestructura, las capacidades industriales y las oportunidades de inversión.
En tanto, especialistas del sector agropecuario abordarán las perspectivas de crecimiento del agro en el MERCOSUR, la evolución de la demanda de fertilizantes y el papel de estos insumos en la productividad, la competitividad y la seguridad alimentaria.
El Tesoro estadounidense amplió las sanciones secundarias sobre los sectores de petróleo, envíos y activos digitales de Irán, en una escalada que profundiza el bloqueo del estrecho de Ormuz y sostiene la presión sobre los precios internacionales del crudo.
El secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, presentó el 24 de agosto un plan que definió como la “asfixia económica” de Irán, con la expansión de las amenazas de sanciones secundarias y advertencias hacia los países que no adhieran a la campaña de Washington. El funcionario había hablado días atrás de un “Día D económico” contra Teherán, aunque el anuncio no precisó países ni cronogramas más allá del propio Irán.
“Nuestro objetivo es cortar cada línea de sustento económico que sostiene a este régimen hasta que Teherán quede solo”, declaró Bessent ante la prensa. Añadió que quienes no acompañen las sanciones “compartirán” el aislamiento iraní y que toda entidad que facilite lavado de dinero en favor de Irán sería expulsada del sistema del dólar estadounidense. Según el funcionario, el presidente Donald Trump viene realizando llamadas a líderes mundiales para pedirles que corten sus vínculos con Teherán.
El anuncio llega casi seis meses después del inicio de una guerra contra Irán que derivó en un empate estratégico, con negociaciones de paz estancadas y con Teherán bloqueando la mayor parte del tránsito por el estrecho de Ormuz. El bloqueo naval estadounidense hizo caer las exportaciones iraníes de crudo por esa vía desde dos millones de barriles diarios antes de la guerra hasta apenas 0,4 millones hacia mediados de agosto, según datos del rastreador marítimo Kpler. La madrugada del 24 de agosto, un petrolero fue alcanzado por un “proyectil no identificado” frente a las costas de Omán, con daños materiales pero sin víctimas, de acuerdo con la información difundida por la autoridad marítima británica.
El Departamento del Tesoro precisó que las sanciones secundarias ampliadas apuntarían a los activos digitales, la tecnología, el oro, la aviación y el transporte marítimo de Irán. En paralelo, emitió nuevas designaciones contra unos 60 individuos, empresas y buques acusados de colaborar en la generación de ingresos petroleros, la adquisición de armas y las ciberoperaciones iraníes. Las entidades alcanzadas están radicadas en los Emiratos Árabes Unidos, Hong Kong, China, Singapur y Europa.
Empresas y sanciones
Entre los objetivos figura Wellbred Capital, una comercializadora con sede en Singapur y filiales en los Emiratos Árabes Unidos y Suiza, vinculada al magnate del transporte petrolero iraní Mohammad Hossein Shamkhani. La empresa opera en el negocio de petróleo, nafta, petroquímicos y gas licuado de petróleo, con oficinas también en Arabia Saudita y Nigeria. Quedaron sancionadas Wellbred Trading FZCO (Dubái), Wellbred Trading SA (Ginebra) y su refinería francesa de biocombustibles La Nivernaise de Raffinage SAS. La OFAC ya había designado en julio de 2025 y abril de 2026 a individuos, entidades y buques del entramado de transporte controlado por Shamkhani, hijo del fallecido funcionario de seguridad iraní Ali Shamkhani, cuya flota trasladaba crudo y derivados de Irán y Rusia por decenas de miles de millones de dólares.
Consultado sobre si los bancos chinos serían alcanzados, Bessent respondió que “nadie está por encima del alcance de las sanciones estadounidenses”. El dato no es menor: antes de la guerra, Irán exportaba millones de barriles de crudo, en su mayoría hacia China.
Teherán se mostró desafiante. Su ministro de Economía, Ali Madanizadeh, anticipó “otra derrota” para Washington y sostuvo que el gobierno cuenta con un plan a dos años para gestionar estas medidas. Irán ha sobrellevado sanciones durante décadas mediante complejas redes financieras internacionales para eludir las restricciones. Analistas del International Crisis Group señalaron que, si bien hay pocas dudas sobre la capacidad de Washington de imponer un daño sustancial, Teherán cree tener un alto umbral para absorberlo y la posibilidad de responder a la presión financiera con contrapresión militar.
Desde el plano militar, el secretario de Defensa Pete Hegseth aclaró que el giro hacia la presión económica no implica descartar ataques: “La presión económica es lo que más les duele ahora, pero de ningún modo estamos descartando el uso de ataques cinéticos en el estrecho de Ormuz o alrededor de Irán”.
Y para Argentina?
El endurecimiento sobre Irán refuerza un escenario de oferta global ajustada que ya venía sostenido por el bloqueo de Ormuz, punto por donde transitaba cerca del 20% del petróleo y el gas comercializados en el mundo. Con exportaciones iraníes reducidas a una fracción y la amenaza de sanciones secundarias sobre compradores y facilitadores, el mercado internacional pierde barriles y gana prima de riesgo. Para Vaca Muerta, ese contexto de precios firmes y búsqueda de proveedores alternativos al eje sancionado abre una ventana competitiva: el crudo Medanito, liviano y dulce, y los proyectos de GNL en desarrollo encuentran un mercado dispuesto a diversificar orígenes lejos de las zonas en conflicto. La contracara es la volatilidad, que complica la previsibilidad que demandan las inversiones bajo el RIGI.
¿Puede Argentina capturar parte de esa demanda desplazada? La respuesta depende menos del precio spot que de la velocidad con que avancen la infraestructura de evacuación y los proyectos exportadores de gas licuado.
América Latina y el Caribe (ALC) cerró el primer semestre de 2026 con una marcada aceleración de los precios de la energía. En junio, la inflación energética interanual alcanzó el 8,03 %, su nivel más alto del período analizado y casi el doble de la inflación general, que se ubicó en 4,49 %, según el último reporte de inflación energética de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
Este indicador revela que los precios del combustible y la electricidad han aumentado a un ritmo considerablemente mayor que el resto de bienes y servicios incluidos en el índice de precios al consumidor.
Este aumento está vinculado principalmente a las tensiones geopolíticas en Medio Oriente (bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán desde febrero) y a los riesgos asociados con el suministro petrolero (Estrecho de Ormuz), lo cual ha incrementado los costos relacionados con importación, refinación y transporte.
Este efecto se ha trasladado a los mercados internos, especialmente en lo que respecta a los combustibles: en junio, el precio promedio regional de la gasolina alcanzó su nivel más elevado del primer semestre.
El impacto internacional, sin embargo, no se transmite de manera inmediata ni simétrica a los consumidores. Durante las primeras semanas del conflicto, el precio del petróleo llegó a aumentar alrededor de 60 %, mientras los combustibles subieron casi 20 %. Aunque posteriormente el valor del crudo retrocedió desde sus valores máximos, el incremento de los combustibles persistió en la región, evidenciando un desfase entre la evolución de los precios internacionales y los valores pagados en los mercados internos, señala el informe.
Los datos muestran además importantes diferencias entre países. Subsidios, controles y mecanismos de estabilización permiten que algunos mercados mantengan precios relativamente bajos, mientras otros enfrentan valores superiores debido a sus estructuras de formación de precios y mayores costos logísticos y operativos. A ello se suman factores como refinación, transporte, seguros, impuestos, márgenes comerciales, volatilidad cambiaria y rigideces regulatorias, que pueden retrasar la reducción de los precios finales incluso cuando cae la cotización internacional del petróleo.
La evolución de los combustibles confirma esa resistencia a la baja. El reporte de OLACDE muestra que el precio promedio regional de la gasolina pasó de U$S 1,19 por litro en febrero a U$S 1,38 en junio y se mantuvo en U$S 1,38 en las primeras dos semanas de agosto. El diésel, por su parte, pasó de U$S 1,12 por litro en febrero a U$S 1,30 en junio, nivel que volvió a registrar en el promedio de las primeras dos semanas de agosto.
La persistencia elevada de estos precios extiende su impacto más allá del sector energético: incrementa costos asociados con movilidad y transporte mercancías; afecta gastos familiares e influye sobre costos productivos. El reporte identifica así a los combustibles líquidos como principal motor detrás del incremento inflacionario energético regional dentro un contexto donde las fluctuaciones internacionales del petróleo no conducen automáticamente a menores costos para los consumidores.
La petrolera del grupo Eurnekián apuesta a reconvertir infraestructura regional existente para abrir mercados de exportación al gas de Vaca Muerta y los campos del sur, ante el cuello de botella que anticipa en la demanda gasífera.
Compañía General de Combustibles (CGC), controlada por Corporación América, avanza en simultáneo sobre Vaca Muerta, los campos maduros y la exploración de Palermo Aike, en Santa Cruz, mientras impulsa proyectos de infraestructura para llevar gas argentino hacia Chile, Bolivia y Brasil. Así lo planteó Hugo Eurnekián, presidente y CEO de la compañía, en el marco de la Conferencia Anual del Council of the Americas
Para el ejecutivo, la industria atraviesa un cambio de condiciones que modificó de raíz el escenario para invertir: precios más alineados con el mercado, la salida de YPF de numerosos yacimientos maduros y el ingreso de nuevos operadores. Sostuvo que la mayor cantidad de jugadores aporta innovación y competencia, como ocurre en Estados Unidos, y que esa dinámica está permitiendo bajar costos en campos maduros, extender su vida útil y abrir nuevas oportunidades de inversión.
El diagnóstico de fondo apunta al gas. Eurnekián considera que el próximo cuello de botella de la industria estará en ese fluido: el desarrollo petrolero de Vaca Muerta genera volúmenes crecientes de gas asociado y, para sostener el aumento de la producción de crudo, hará falta ampliar en paralelo la demanda gasífera. La compañía cuenta con recursos y reservas por encima de la demanda doméstica, según el ejecutivo, y el desafío pasa por acelerar ese desarrollo y convertirse en un exportador global de energía
Sobre esa lectura se apoyan dos corredores de exportación que CGC observa, ambos sostenidos en sus participaciones en Transportadora de Gas del Norte (TGN) y GasAndes. El primero mira al Pacífico. La iniciativa apunta a convertir la terminal de regasificación de Chile en una instalación que también tenga capacidad de licuar, aprovechando la infraestructura gasífera existente entre ambos países en lugar de construir desde cero.
Eurnekián describió el esquema como eficiente y competitivo por tratarse de activos que se expanden y transforman, y remarcó que la salida por el Pacífico acercaría el gas argentino a los grandes compradores asiáticos de GNL, con una distancia menor que la de las alternativas por el Atlántico
El segundo corredor apunta al norte, y propone invertir el recorrido histórico del gas regional. El declino de la producción boliviana convirtió a ese país, antes proveedor central de la Argentina, en un mercado potencial para el gas de Vaca Muerta. Eurnekián señaló que desde TGN se trabaja en un megaproyecto de infraestructura para abastecer al mercado boliviano con producción argentina y, en una segunda etapa, alcanzar Brasil a través de Bolivia. La clave, según explicó, está en reutilizar los gasoductos construidos durante las décadas en que Bolivia exportaba a sus vecinos: se trata de inversiones brownfield sobre infraestructura existente, que permitirían avanzar con mayor velocidad y eficiencia que un desarrollo greenfield.
En materia exploratoria, la mayor apuesta de la compañía está en Palermo Aike, la formación no convencional de Santa Cruz que CGC considera candidata a convertirse en el segundo gran polo de shale del país. La empresa ya realizó las primeras fracturas sobre pozos verticales, con resultados que el ejecutivo calificó de muy buenos, y participó junto a YPF de un primer pozo horizontal. La petrolera estatal avanzará ahora con otro pozo, mientras CGC prevé continuar con la actividad y sumar socios para reducir el riesgo geológico de una formación que considera potencialmente transformadora.
La estrategia deja a CGC posicionada en buena parte de los negocios que definirán la próxima etapa de la industria: campos maduros, Vaca Muerta, exploración de nuevas formaciones y salidas de exportación. Eurnekián enmarcó esa diversificación en la mayor participación del capital privado en proyectos que antes dependían del Estado, y citó como ejemplo el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ampliará fuertemente la capacidad de evacuación del crudo neuquino. El ejecutivo remató que el desarrollo del mercado de gas será condición para que Vaca Muerta pueda seguir aumentando su producción de petróleo.
Desde el Puerto de San Antonio Este comenzó el abastecimiento de los componentes que permitirán construir los 7 kilómetros de ducto submarino que conectarán la Terminal Punta Colorada con las dos monoboyas de carga ubicadas mar adentro: una infraestructura esencial para llevar el shale oil de Vaca Muerta a los mercados internacionales, informó VMOS.
Para hacerlo posible ya arribaron a Río Negro: 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas con revestimiento especial de hormigón, fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires, y transportados desde el puerto de Dock Sud hacia el puerto de San Antonio Este. Un combifloat o plataforma modular autoelevable, que servirá de apoyo para el proceso de soldadura offshore al soportar hasta 400 toneladas de carga, con una alta estabilidad en condiciones marítimas de máxima exigencia. El buque factoría Seminole, el gran protagonista de esta etapa, encargado de soldar y depositar en el lecho submarino los caños que conforman el ducto offshore.
Encarado por principales empresas productoras en Vaca Muerta -YPF, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Vista, Chevron, Tecpetrol, Shell y GyP-, el oleoducto VMOS transportará hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil b/d en función del aumento de producción.
Dividido en dos tramos, el oleoducto de casi 600 km de longitud conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro, y una terminal de exportación de clase mundial.
El proyecto prevé una puesta en marcha temprana en el tercer trimestre del 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. Se prevé que a mediados de 2027 se amplíe la evacuación a 390.000 barriles diarios, y luego llegar hasta 550.000 barriles diarios con ampliaciones.
La provincia del Neuquén produjo en julio último un promedio de 658.639 barriles de petróleo por día, un 1,64 % más que durante el mes anterior, en tanto que la producción de gas alcanzó los 118,07 millones de metros cúbicos diarios en promedio, informó el gobierno.
La producción petrolera aumentó 1,64% respecto de junio y alcanzó un nuevo máximo histórico para la provincia. En comparación con julio de 2025, el crecimiento fue del 24,37 por ciento.
En tanto, la producción acumulada de petróleo entre enero y julio de este año se ubicó 31,28 % por encima de la registrada durante el mismo período de 2025.
El incremento mensual estuvo relacionado principalmente con una mayor producción en las áreas Cruz de Lorena, con 5.705 barriles diarios adicionales; Bajo del Choique-La Invernada (+ 5.452 bbl/d); Bajada del Palo Este (+ 3.176 bbl/d); Lindero Atravesado (+ 2.910 bbl/d); y Coirón Amargo Sureste (+ 2.408 bbl/d), se destacó.
Del total de petróleo producido durante julio, 641.207 barriles diarios correspondieron a desarrollos No Convencionales, que representaron el 97,36 % de la producción provincial total.
Producción de gas
La producción de gas promedió en julio los 118,07 millones de metros cúbicos diarios, un 0,43 % menos que en junio. En la comparación interanual, registró un incremento de 3,12 por ciento.
Entre enero y julio de 2026, la producción gasífera acumulada fue 6,3 % superior a la del mismo período del año anterior. La variación mensual se explicó principalmente por una disminución de la producción en las áreas Aguada de la Arena, El Mangrullo, Sierra Chata, Parva Negra Este, El Trapial Este y La Escalonada.
La producción No Convencional de gas alcanzó los 107,92 millones de metros cúbicos diarios y representó el 91,41 % del total provincial. De ese volumen, 96,51 millones correspondieron a shale gas y 11,41 millones a tight gas, se indicó.
La balanza comercial energética del país arrojó un saldo positivo en el mes de julio de U$S 892 millones, producto de exportaciones por U$S 1.506 millones (+97,8 % interanual) e importaciones por U$S 614 millones (-7,3 % interanual).
La Secretaría de Energía describió además que, en el acumulado de los primeros 7 meses del año 2026 , el saldo de la balanza comercial energética es positivo en U$S 6.853 millones como consecuencia de exportaciones por U$S 9.151 millones (+ 49,9 % i.a.) contra importaciones del rubro por U$S 2.298 millones (+ 1,5 % i.a.).
La empresa argentina pionera en la fabricación de componentes dictó la primera capacitación sobre Conexiones, Válvulas y Manifolds para Instrumentación Industrial a alumnos del Instituto Vaca Muerta (IVM), inaugurado en el mes de marzo de este año en el ENE – Polo Tecnológico Neuquén. La misma estuvo dirigida a educandos de 3 comisiones de la primera cohorte de la institución educativa y tuvo lugar el día miércoles 12 de agosto, con una asistencia de 60 técnicos.
Domingo Bruno, Gerente General de Casucci Automatización S.A., fue el disertante principal, con la asistencia de Pablo L. Villarreal, Gerente de Ventas. Los principales temas desarrollados incluyeron: Seguridad en Instrumentación Industrial; Tuberías, Cañerías, Roscas y Extremos de Conexión; Conexiones Hermseal, Aplicaciones, Armado e Instalación; Tubos y Accesorios para Montaje de Instrumentos.
Uno de los conceptos expuestos que resultó de especial interés fue la transición del uso de cañerías hacia tuberías en los cuadros de válvulas de instrumentación industrial, que permitió a los instrumentistas reducir las posibilidades de fuga y facilitar la instalación, disminuyendo la cantidad de conexiones gracias al doblado de tubos. También se explicó cómo determinar el espesor de pared de los tubos, a partir de las necesidades de presión de trabajo, temperatura y corrosión en la conducción de fluidos.
Matías Defilpo, Referente del Área Instrumentación y del Área Electricidad del IVM, expresó la relevancia de este tipo de capacitaciones periódicas, dado el impacto que el know-how transmitido tiene en la seguridad operacional de los pozos de petróleo, puesto que un conector que no se encuentra correctamente instalado puede derivar en riesgos severos para la integridad física de las personas.
Casucci brinda capacitaciones desde el año 2014. Con más de 100 jornadas dictadas y más de 1300 técnicos capacitados, vela por la seguridad operacional, asegurando que los instrumentistas conozcan el debido uso de válvulas, conexiones y tubos, sus riesgos y los criterios para una correcta selección de componentes y materiales.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generdoras para el período 01/09/2026 al 13/09/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentron 32 ofertas por un volumen que totalizó 31,9 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,95 por millón de BTU en el PIST, y U$S 4,72 el MBTU puesto el gas en Buenos Aires.
Desde Neuquén llegaron 15 ofertas que totalizaron 13,9 MMm3/día; Desde Chubut 4 ofertas por un total de 4,3 MMm3/d; Desde Santa Cruz se realizaron 3 ofertas por un total de 2,8 MMm3/d; Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y sumaron un volumen de 8,8 MMm3/d; y desde la Cuenca Noroesta las ofertas fueron 4 y sumaron 2,1 MMm3/días.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 3,57 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los PPP en el GBA variaron desde U$S 4,13 hasta U$S 4,96 el MBTU, según la cuenca de origen del gas.
MetroGAS presentó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al ejercicio 2025, bajo el lema “Crecimiento con Propósito”, en el que refleja la obtención del Premio Nacional a la Calidad 2025, el crecimiento sostenido por tercer año consecutivo en materia financiera y el cumplimiento del 100 % del plan de inversiones, entre otros hitos.
El reporte se estructura en torno a cinco lineamientos estratégicos: operación segura y confiable, cliente en el centro, capital humano, eficiencia operativa y desarrollo sostenible.
Como herramienta innovadora, esta edición incorporó un asistente online con inteligencia artificial que permite realizar consultas específicas sobre los indicadores, programas, iniciativas y resultados incluidos en el documento. La herramienta busca facilitar el acceso a la información y transformar la experiencia tradicional de lectura en una instancia de consulta más ágil e interactiva.
Entre los principales resultados de 2025, MetroGAS destaca la seguridad como una prioridad central de la gestión, con acciones vinculadas con la operación, el mantenimiento, la prevención y el control de riesgos. En este marco, la compañía continuó con el reemplazo de cañerías de hierro fundido por cañerías de polietileno, una iniciativa que contribuye, entre otros aspectos, a reducir emisiones fugitivas asociadas a la infraestructura.
Durante el ejercicio, MetroGAS también obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025, en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. El reconocimiento fue resultado del proceso de fortalecimiento del Sistema de Gestión Integrado y de un trabajo sostenido durante los últimos cinco años en torno al Modelo de Excelencia.
En materia ambiental, la compañía reportó una reducción del 3 % de sus emisiones de gases de efecto invernadero respecto de 2024 y no registró denuncias, multas ni sanciones ambientales durante el período.
La gestión de las personas también tuvo un lugar destacado. Durante 2025, MetroGAS alcanzó un 89 % de participación en su encuesta de clima, máximo histórico, y registró 28.988 horas de capacitación. Además, continuó profundizando sus programas de diversidad e inclusión y sus iniciativas de desarrollo del capital humano.
El reporte también refleja la profundización del análisis de materialidad, la gestión de riesgos y la definición de objetivos vinculados con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la incorporación progresiva de criterios ambientales, sociales y de gobernanza en la toma de decisiones.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, sostuvo que “el concepto rector de ‘Crecimiento con Propósito’ sintetiza esta mirada: el crecimiento de la compañía no se mide únicamente a partir de sus resultados económicos y operativos, sino también por su capacidad de generar valor para sus clientes, colaboradores, comunidades y demás grupos de interés, integrando las dimensiones económica, social y ambiental”.
El Reporte de Sustentabilidad 2025 de MetroGAS se encuentra disponible online en www.sustentabilidadmetrogas.com.ar y puede consultarse junto con el nuevo asistente inteligente, que permite explorar sus contenidos y realizar preguntas sobre los distintos aspectos de la gestión de la compañía.
Puma Energy, empresa líder en el mercado global de energía, anunció el lanzamiento de Puma Flota, una aplicación diseñada especialmente para que las empresas de transporte optimicen y lleven un control eficiente del consumo de combustible de sus flotas en toda su red de estaciones de servicio.
Con Puma Flota se pueden visualizar recorridos, consumos, tiempos, desvíos y cada movimiento de las operaciones de las unidades de transporte en un solo lugar, con la información actualizada y disponible de manera ágil, clara y eficiente.
Esta nueva app brinda mayor agilidad en cada carga y ofrece ventajas estratégicas para la gestión logística:
⦁ Control total y en tiempo real: la aplicación permite supervisar el consumo de combustible de cada unidad de la flota de manera directa. ⦁ Optimización de costos operativos, reduciendo gastos, detectando desvíos y mejorando su eficiencia. ⦁ Seguridad garantizada: el proceso de carga incluye la validación obligatoria de la patente mediante escaneo y el ingreso del kilometraje del camión, asegurando que el suministro se realiza al vehículo autorizado. ⦁ Pagos ágiles y digitales: los choferes pueden abonar utilizando el crédito disponible en la app mediante el escaneo de un código QR en el surtidor, eliminando la necesidad de manejar efectivo o tarjetas físicas y así minimizar fraudes. ⦁ Cobertura nacional: la plataforma está habilitada para operar en todas las estaciones de servicio Puma Energy del país garantizando su disponibilidad y operación continua.
“Puma Energy tiene un plan sostenido de expansión en Argentina y este lanzamiento marca un momento clave. Estamos listos para competir en cada segmento del mercado, desde el conductor particular hasta las grandes flotas corporativas del país”, afirmó Alejandro Barón de Buxhoeveden, Director de Marketing LATAM.
“Con esta herramienta, brindamos a las empresas de transporte una solución integral que garantiza un control eficiente sobre el consumo de combustible, transformando la carga en un proceso ágil y seguro mediante la validación digital de cada unidad”, afirmó Felipe Cuevas, Responsable de Flota.
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. Es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, y opera con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
El gobierno de Neuquén llevó a cabo la recepción de ofertas para la selección de empresas interesadas en la exploración y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), en el marco de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén.
La convocatoria puso a disposición 15 áreas, de las cuales 8 recibieron ofertas de 10 empresas interesadas.
Durante los próximos días, GyP evaluará la documentación correspondiente al “Sobre A”, que contiene los antecedentes técnicos requeridos para la calificación de los oferentes. Una vez concluida esta instancia, se procederá a la apertura de los “Sobres B” (propuesta económica), se comunicó.
Las áreas que recibieron ofertas fueron:
1 – Corralera Noreste (Phoenix Global-Continental Resources) y (Geopark Argentina).
3 – Corralera Sur ( Phoenix Global-Continental Resources), (Aldyl Argentina SA).
7 – La Tropilla I (Phoenix Global Resources-Continental Resources) , (Aldyl Argentina SA,), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.), (Patagonia Resources S.A.).
8 – Aguila Mora Noreste (Phoenix Global Resources-Continental Resources), (Aldyl Argentina SA,), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.).
9 – Pampa de las Yeguas II NE (JPM Energía SA,), (Ingeniería Multipiping SAS).
11 – Chasquivir Sur ( Selva María Oil S.A.).
13 – Santo Domingo II ( Bentia Energy S.A.), (Phoenix Global Resources-Continental Resources), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A).
“El Plan Exploratorio Neuquén (PEN) constituye una iniciativa orientada a ampliar el desarrollo hidrocarburífero en el territorio provincial, promoviendo la puesta en valor de nuevas áreas y la incorporación de inversiones”, señaló la empresa provincial GyP.
El presidente de GyP, Guillermo Savasta, destacó: “Esta iniciativa se encuentra plenamente alineada con la estrategia del Gobierno de la Provincia de poner en valor nuestros recursos hidrocarburíferos y transformarlos en nuevas oportunidades de desarrollo para Neuquén”.
“GyP tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para la concreción de nuevos proyectos en la provincia”, remarcó.
La Ronda 1/2026 había sido presentada oficialmente meses atrás en Houston por el gobernador Rolando Figueroa, en el marco de una agenda orientada a posicionar el potencial energético de Neuquén y atraer nuevas inversiones.
Acerca de la política de recortes de subsidios dispuesta por el gobierno nacional al consumo de gas y de electricidad, el Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, describió que “estamos avanzando en varios frentes. El primero es que los subsidios sean focalizados. Que sean sólo para usuarios Residenciales que tengan un ingreso familiar menor tres canastas básicas. A esa gente se le subsidia más del 50 por ciento del costo de la energía”.
En una entrevista periodística (La Nación +), el funcionario precisó “si sos cliente Residencial y no tenés un ingreso familiar por debajo de ese umbral, no tenés subsidio”. “Y hemos transparentado los costos de la energía, para que pagues realmente lo que cuesta”.
“Si sos un cliente Industrial tampoco tenés subsidio, lo que lleva a que las industrias empiecen a tomar decisiones basadas en señales de precios como ocurre a nivel internacional”. “Hoy están esas señales y estamos transitando el camino difícil de que por primera vez están esas señales”, remarcó González, cuya cartera está en la órbita del ministerio de Economía.
El funcionario añadió que “si lo que queremos es bajar el costo de la energía en el largo plazo, lo primero que tenemos que hacer es dar las señales de precios correctas, porque así tenés la inversión, sino no viene inversión”.
González añadió que “hoy está subsidiada más de la mitad de los usuarios. Es un subsidio grande e irá siendo focalizado de a poco”. “El año pasado decidimos que a quienes viven en countries o barrios cerrados, por definición, no les corresponde el subsidio. Es un cambio cultural, porque durante 20 años estuviste subsidiado”.
Y remarcó que “en este tiempo achicamos el costo fiscal de los subsidios. Era un 1,6 % del Producto (PBI) y este año va a ser un poquito más del 0,5 por ciento”.
González hizo hincapié en que “al mismo tiempo, recompusimos la ecuación económica de las compañías (a cargo de estos servicios) con inversiones obligatorias que tienen que hacer en los próximos años, pero por lo menos van a tener la tarifa que les va a permitir hacer esas inversiones. En la medida en que hacen esas inversiones, mejora el servicio”, argumentó.
Cortes del suministro de energía
Al respecto, el Secretario de Coordinación refirió que “la energía más cara es no tenerla, es tener cortes permanentemente. El invierno funcionó muy bien en cuanto a cortes, ha habido mínimos cortes. Y los veranos están funcionando cada vez mejor. Este verano ya empiezan a funcionar algunas baterías (de almacenamiento de energía) en el AMBA, una licitación exitosa que hicimos el año pasado, que va significar menores cortes que antes”.
No obstante, González señaló que “de todas maneras, dependés un montón del clima, dependés de factores exógenos que no controlamos, pero creo que vas gradualmente a una situación mejor que la anterior, y el verano siguiente mucho mejor todavía”.
“La gran problemática es que todos entendamos que vale la pena pagar por la energía lo que cuesta. No queremos que nadie gane más plata de la que tendría que ganar, pero realmente lo que cuesta es mucho menos que lo que cuesta en los países vecinos”, justificó el funcionario, ante la fuerte incidencia que el esquema tarifario está teniendo sobre los ingresos de los usuarios de ingresos medios, y de ingresos bajos con subsidios parciales al consumo.
González consideró que “en la medida en que la gente ve que de a poco el servicio va mejorando y entiende que se subsidia al que necesita el subsidio, que todavía hay gente que lo necesita, no hay ninguna duda, es un cambio sin vuelta atrás”.
Subsidio por Zona Fría
Daniel González reiteró su énfasis en considerar que “Zona Fría es una aberración de Ley que tenemos y que estamos queriendo cambiar, porque básicamente hay zonas que de frías tienen muy poco y reciben un subsidio que lo paga el resto de los usuarios”.
“Si vos sos jubilado en La Matanza, no lo sabés, pero estás pagando un 7,5 % del costo del gas en un subsidio para, por ejemplo, alguien que puede tener un departamento para alquilar en Mar del Plata. No tiene ningún sentido, porque Mar del Plata es Zona Fría y La Matanza no lo es”.
“Hay un proyecto de ley que ya tiene media sanción y que está ahora en el Senado para volver a la Zona Fría original, que es la Patagonia, y para poder subsidiar sólo el consumo”.
“Hoy te subsidian el consumo y el Cargo Fijo. No tiene sentido subsidiarte el Cargo Fijo, no importa dónde vivís; el Cargo Fijo debería ser el mismo en todos lados. Ahora, el consumo sí: si vos estás en la Patagonia, el consumo es mucho más alto”, sostuvo González.
El item Cargo Fijo que integra la estructura de las facturas por estos servicios se vió fuertemente incrementado durante la actual gestión de Gobierno, como otra decisión clave de la política tarifaria puesta en práctica.
La modificación a la Ley de Zona Fría Ampliada actualmente vigente implica excluir del esquema de subsidio a poblaciones alojadas en diversas zonas de las provincias de Buenos Aires, Mendoza, Córdoba, San Luis y Santa Fe.
Subsidios por Zona Cálida
El Secretario González describió al respecto que “ayer (18/8) tuvimos una reunión con el jefe de Gabinete, el ministro de Economía y varios gobernadores del Norte para adaptar a través de una resolución nuestra, los bloques de consumo (de electricidad) de Zonas Cálidas y muy cálidas (fundamentalmente el Norte) a esta realidad que es distinta a la del Centro o el Sur del país”. “Lo único que estamos haciendo ahí es poner bloques de consumo subsidiado más altos solo para aquellos que tienen subsidio. O sea, si vos estás en alguna de estas provincias del Norte y tenés más de tres canastas básicas de ingreso, no tenés subsidio, no importa si hace frío o hace calor”, precisó. “Ahora, si tenés subsidio, tenés un bloque subsidiado más alto que en el Centro del país. Es razonable que así sea”. “Lo que estamos haciendo es que los subsidios se focalicen y tengan más lógica. No hay plata para subsidios para todo el mundo”, argumentó pensando en la meta de reducción del déficit fiscal.
Acerca del RIGI y el Super RIGI
Acerca de los regímenes de incentivos fiscales y cambiarios de largo plazo a grandes inversiones, Daniel González resumió que “ya tenemos como 43 proyectos que han entrado al RIGI y me imagino no menos de 10 o 15 proyectos más”.
“Cuando se diseñó el RIGI se pensaba que serían menos de 10; yo creo que tendemos hacia los 60, con lo cual es una gran historia de éxito”. Es que el gobierno fue decidiendo sobre la marcha ampliar el espectro de actividades que podía acceder a éstos regímenes, por caso al Upstream en Hidrocarburos (Vaca Muerta).
El funcionario hizo especial hincapié en que “está en el Senado ahora para votarse un proyecto de ley que es el Super RIGI, para que vayamos a incentivos para la industrialización de los recursos naturales: para convertir ese gas o ese petróleo en otra cosa, o ese viento, ese sol o esos bosques en otra cosa, para megaproyectos”.
“El RIGI tiene 30 años de estabilidad fiscal, regulatoria y cambiaria. En este país, por todo lo que hemos pasado, necesitás una ley que te diga que no te van a cambiar las condiciones (por caso un gobierno alternativo al actual). A otros países no les exigimos RIGI porque saben que es así; pero nosotros necesitamos ponerlo en una ley”, argumentó.
El Contexto internacional
El funcionario consideró que “para las compañías e inversores que quieren buscar un lugar donde poner plata para desarrollar hidrocarburos, Argentina pasa a ser un lugar preferencial”.
“Desde el punto de vista de a quién le vas a vender esos hidrocarburos, sobre todo el GNL, los tomadores de ese commodity ven a Argentina como un lugar donde vale la pena firmar contratos (de compra) de largo plazo, porque la posiblidad de que el suministro sea interrumpido por cuestiones geopolíticas es nula. Esta situación ha sido un espaldarazo al desarrollo”, aseveró.
“Las cuestiones geopolíticas ( conflictos en Medio Oriente entre Estados Unidos e Israel contra Irán, y también por las sanciones a Rusia en guerra contra Ucrania) hicieron que los precios subieran bastante. A mayor precio, el interés es mucho mayor para hacer este desarrollo”, se entusiasmó González.
Energías renovables
Acerca del desarrollo de las fuentes de energía renovables, Daniel González señaló que “la energía eólica y solar en Argentina tienen un potencial enorme. Vienen creciendo y se siguen haciendo proyectos. Lo que no van a tener es ningún beneficio específico”.
“Hoy la energía renovable es un poco menos del 20 % de la matriz energética. Creo que va a crecer, pero va a crecer por mérito propio, no por ningún tipo de incentivo”, sentenció.
El hallazgo se produjo en el pozo Morpho, a unos 175 kilómetros de la costa brasileña y bajo 2.886 metros de agua. La compañía deberá completar los estudios para determinar el volumen, la calidad y la viabilidad económica de los recursos encontrados.
Petrobras confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Morpho, ubicado en aguas ultraprofundas frente al estado brasileño de Amapá. El resultado constituye la primera evidencia positiva obtenida por la compañía en esta parte de la cuenca de Foz do Amazonas y confirma la existencia de un gran yacimiento.
El descubrimiento, anunciado el 14 de agosto de 2026, se produjo en el bloque FZA-M-59, operado en su totalidad por Petrobras bajo un régimen de concesión. El pozo, identificado oficialmente como 1-BRSA-1405-APS, está situado a unos 175 kilómetros del litoral de Amapá y aproximadamente a 500 kilómetros de la desembocadura del río Amazonas.
La perforación se realiza bajo una espejo de agua de 2.886 metros, lo que ubica la operación dentro de la categoría de aguas ultraprofundas.
La compañía informó que el intervalo con hidrocarburos fue identificado mediante perfiles eléctricos del pozo e indicios observados en las rocas extraídas durante la perforación. Petrobras continuaba trabajando en el lugar para reunir información sobre la extensión, las propiedades y el contenido del reservorio.
La presidenta de la empresa, Magda Chambriard, señaló que existe petróleo, aunque todavía no es posible determinar en qué cantidad. Las muestras serán analizadas en el Centro de Investigaciones y Desarrollo de Petrobras, conocido como Cenpes.
Un descubrimiento todavía en evaluación
Aunque el resultado posee importancia geológica, todavía no puede hablarse de un yacimiento comercial y menos aún de reservas probadas.
La información divulgada hasta ahora no permite determinar cuántos barriles contiene la estructura, qué proporción corresponde a líquidos y cuánto a gas, y de cuánto sería técnicamente recuperable.
Tampoco se conocen la gravedad API, el contenido de azufre, la viscosidad, el caudal potencial o el espesor productivo del reservorio. Por ese motivo, el hallazgo debe definirse técnicamente como una identificación de hidrocarburos en evaluación.
Un pozo exploratorio puede atravesar rocas impregnadas con petróleo o gas sin que exista necesariamente una acumulación comercial. Para establecerlo, Petrobras deberá analizar, entre otros factores, la porosidad y permeabilidad de las rocas, la presión del reservorio, la composición de los fluidos, su extensión lateral y la capacidad de producción.
También deberá calcular los costos de instalar infraestructura en una zona sin producción petrolera consolidada y a casi 2.900 metros de profundidad de agua.
El proceso podría requerir pruebas de formación y la perforación de nuevos pozos de evaluación. Solo después de esos estudios sería posible estimar recursos recuperables y, si el proyecto demuestra viabilidad económica, declarar reservas.
Petrobras proyecta nuevos pozos
La empresa prevé terminar la perforación de Morpho, analizar las muestras e integrar los resultados con la información sísmica disponible. También estudia solicitar permisos para perforar tres pozos adicionales en la zona inmediata.
Esos pozos serían exploratorios o de evaluación y no deben interpretarse como el comienzo de la producción. Cada perforación necesitará las autorizaciones ambientales correspondientes.
El plan de negocios de Petrobras para el período 2026-2030 contempla inversiones cercanas a US$2.500 millones y la perforación de 15 pozos en toda la Margen Ecuatorial brasileña. Ese programa incluye varias cuencas y no se limita al bloque donde se encuentra Morpho.
La Margen Ecuatorial comprende las cuencas de Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar. Su potencial despierta interés porque presenta relaciones geológicas con las áreas productoras de Guyana y Surinam, donde se registraron importantes descubrimientos durante los últimos años.
Sin embargo, los resultados obtenidos en esos países no garantizan que las estructuras brasileñas tengan dimensiones o características similares.
Una exploración precedida por un extenso proceso ambiental
El bloque FZA-M-59 fue adjudicado en 2013 durante la undécima ronda de licitaciones de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil. El proceso de licencia ambiental comenzó al año siguiente, inicialmente bajo la responsabilidad de BP Energy.
Petrobras asumió la titularidad del bloque en 2020. En mayo de 2023, el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables, Ibama, rechazó la licencia solicitada y señaló deficiencias en los estudios ambientales y en la preparación para responder a posibles emergencias.
Entre 2024 y 2025, la petrolera revisó sus planes de contingencia, protección de fauna, modelación de derrames y estructura logística. En agosto de 2025 se realizó un simulacro supervisado por el organismo ambiental.
Finalmente, el 20 de octubre de 2025, Ibama concedió la licencia de operación para la perforación exploratoria. La autorización, válida hasta octubre de 2031, permite investigar el subsuelo, pero no desarrollar un campo productor.
La perforación de Morpho comenzó a finales de octubre de 2025 mediante el buque sonda NS-42.
Sin fecha para una eventual producción
Petrobras no anunció una fecha de inicio de producción. Incluso si el hallazgo resulta comercial, todavía deberá delimitarse el reservorio, comprobarse su productividad, diseñarse la infraestructura y obtenerse nuevas licencias ambientales.
Las estimaciones habituales para proyectos de frontera y aguas ultraprofundas contemplan plazos de entre seis y diez años desde la confirmación de un descubrimiento comercial hasta el inicio de la producción. En este caso, el proceso podría demorarse más debido a la profundidad, la falta de infraestructura local, las exigencias ambientales y la posibilidad de litigios.
En un escenario favorable, la producción podría comenzar durante la década de 2030, pero por ahora no existe un cronograma oficial.
Sin cifras de reservas ni regalías
Algunas estimaciones atribuyen hasta 10.000 millones de barriles al conjunto de la Margen Ecuatorial brasileña. Esa cifra corresponde a una provincia extensa, compuesta por múltiples cuencas, bloques y prospectos, y no puede atribuirse al pozo Morpho.
No existe una estimación pública confiable sobre el volumen recuperable del descubrimiento frente a Amapá. Por lo tanto, tampoco es posible calcular su valor económico.
El estado de Amapá aún no recibe regalías relacionadas con Morpho porque no existe producción. Los efectos económicos actuales se concentran en servicios logísticos, operaciones portuarias y aeroportuarias, contratación de embarcaciones, empleos especializados y actividades vinculadas con los estudios ambientales.
Si en el futuro se declara la comercialidad y comienza la extracción, podrían generarse regalías, inversiones en infraestructura y oportunidades para proveedores. Su magnitud y distribución dependerán de la legislación brasileña y de la delimitación geográfica del eventual campo.
Por el momento, el resultado de Morpho representa un avance exploratorio relevante para Petrobras y mejora las perspectivas geológicas de Foz do Amazonas. No obstante, el volumen, la calidad, la productividad y la rentabilidad de los hidrocarburos encontrados siguen siendo incógnitas.
El Hospital Británico e YPF Luz firmaron un convenio de abastecimiento de energía eléctrica renovable que permitirá cubrir el 80 % de su demanda energética.
La energía contratada representa aproximadamente 5.400 MWh por año y proviene del Parque Solar El Quemado, ubicado en la provincia de Mendoza. Con una capacidad instalada de 305 MW, es el parque solar más grande de Argentina y aporta cerca del 11 % de la potencia solar instalada del país.
El acuerdo tiene una vigencia de cinco años y permitirá que la institución incorpore energía renovable a sus operaciones habituales, reduciendo su huella ambiental y fortaleciendo su compromiso con una gestión cada vez más eficiente y sustentable. El volumen de energía contratado equivale al consumo anual de aproximadamente 1.500 hogares argentinos, mientras que el ahorro estimado alcanza las 2.300 toneladas de CO2 equivalente por año.
La energía que abastecerá al Hospital Británico proviene del Parque Solar El Quemado, recientemente inaugurado. Cuenta con más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales instalados sobre una superficie superior a las 600 hectáreas y genera energía renovable para abastecer a empresas e instituciones de todo el país.
Hoy, YPF Luz es la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina por su capacidad instalada y continúa consolidándose como socio estratégico de organizaciones que buscan mejorar su competitividad, contar con un suministro confiable de energía y avanzar en sus objetivos de sustentabilidad.
Mariana Sciarreta, directora Comercial y de Relaciones Institucionales del Hospital Británico, afirmó que “la incorporación de energía renovable representa un nuevo paso en nuestro compromiso con una gestión responsable de los recursos y con la reducción del impacto ambiental de nuestras operaciones. En el Hospital Británico entendemos que cuidar la salud de las personas también implica cuidar el entorno en el que vivimos, por eso impulsamos iniciativas orientadas a la eficiencia, la economía circular y la sustentabilidad”.
Entre las iniciativas implementadas se destacan la ampliación de los programas de separación y reciclado de residuos, la estandarización del recupero y la correcta disposición de Residuos de Aparatos Eléctricos y Electrónicos (RAEE), y el trabajo conjunto con cooperativas de recicladores urbanos para promover la economía circular, así como la donación de más de 4 mil kilos de medicamentos a bancos comunitarios.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó “Nos alegra acompañar al Hospital Británico en este nuevo paso, que la convierte en una de las primeras instituciones de salud en operar con energía renovable. Este acuerdo pone en manifiesto la confianza de las diferentes industrias en YPF Luz y en nuestra capacidad para ofrecer soluciones energéticas costo-eficientes y sustentables”. Esto nos lleva a liderar el Mercado a Término al contar con una cartera de más de 140 clientes industriales que nos eligen”.
Acerca de Hospital Británico
Fundado en 1844, el Hospital Británico de Buenos Aires es una Asociación Civil sin fines de lucro que tiene como objetivo brindar calidad y seguridad en la atención en salud, de alta, media y baja complejidad. Cuenta con una Red de atención médica, conformada por su Sede Central en Barracas; y Centros Médicos ubicados en Vicente López, Microcentro, Lomas de Zamora, Quilmes y Lanús. También atiende a la comunidad toda a través de obras sociales, prepagas y de manera particular.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía argentina líder en generación de energía eléctrica que opera desde 2013. Tiene una capacidad instalada total de 3,8 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país a partir de 17 activos, entre parques renovables y centrales térmicas, distribuidos en 8 provincias. Actualmente, está construyendo un proyecto de almacenamiento de baterías de 90 MW en Central Dock Sud.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció que “en el marco de la Mesa de Diálogo con los gobernadores del Norte, junto con Diego Santilli y la Secretaría de Energía, consensuamos una propuesta para redefinir los subsidios a la energía en las zonas cálidas y muy cálidas, un reclamo histórico de las provincias”.
Lo hizo al finalizar la reunión que Caputo, Santilli, y funcionarios nacionales del área energética (Daniel González y María Tettamanti) mantuvieron en la sede de Economía con los gobernadores Raúl Jalil (Catamarca), Gustavo Saenz (Salta), Leandro Sdero (Chaco), Juan Pablo Valdés (Corrientes); y de Jujuy, Carlos Sadir. Otros gobiernos provinciales de la región estuvieron representadas por funcionarios y equipos técnicos.
El objetivo declarado del encuentro fue analizar alternativas que contemplen el mayor consumo de energía eléctrica que enfrentan las provincias del norte durante los meses de altas temperaturas y las alternativas de tarifas y subsidios de posible aplicación.
“Acordamos trabajar en conjunto para avanzar en su implementación lo antes posible”, añadió el ministro de Economía a través de su cuenta en X.
La reunión se produjo pocos días después de un encuentro del Jefe de Gabinete Santilli con éstos y otros gobernadores del Norte del país, durante la reunión del Consejo Regional del Norte Grande, cuando recibió este reclamo mientras procuraba apoyo político en votos para avanzar en el Congreso Nacional con otros proyectos de fuerte interés del gobierno nacional.
Uno de ellos es la revisión a la baja del alcance geográfico de la Ley de Zonas Frias que contempla un descuento en las facturas por el consumo de gas natural en el invierno en áreas que no son la Patagonia. La intención de Nación es cuestionada en provincias tales como Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y San Luis, que presentan zonas climáticas frías en el período invernal, siendo templadas el resto del año.
Una parte de tal descuento en las facturas es solventado con un aporte del resto de los usuarios del gas. Economía también pretende modificar el esquema de cálculo de tal beneficio para que sólo se calcule sobre el costo del gas y no sobre la totalidad de la factura emitida.
La reunión en Economía se produjo, entonces, mientras continúa en el Congreso el debate por la modificación del régimen de Zonas Frías, que ya tiene media sanción en la Cámara de Diputados y debe se tratado ahora en el Senado.
Pero en la agenda del gobierno nacional están otros proyectos que considera prioritarios, entre ellos la eliminación de las PASO (Primarias, Abiertas, Simultáneas y Obligatorias) , ya en el contexto de la contienda electoral 2027. La intención de la Administración Milei es objetada por varios gobernadores.
Acerca de la reunión en Economía (del martes 18) Santilli destacó que “en menos de una semana escuchamos el reclamo de los gobernadores, nos sentamos a trabajar y encontramos una solución”. Una declaración con cierto exceso.
El posible nuevo esquema deberá atravesar la etapa de análisis técnico-económico de implementación, y la resoluciones que lo activarían desde el próximo verano. Mientras tanto, los requerimientos del gobierno nacional resultan más urgentes.
El Gobierno habría prometido a los gobernadores del Norte definir y activar la medida de subsidio parcial a la electricidad en zonas cálidas y muy cálidas hacia setiembre-octubre, pero requiere antes la aprobación de los cambios sobre Zonas Frías.
El posible régimen consideraría descuentos de hasta el 50 % en las boletas para los sectores de bajos ingresos y la creación de un “Régimen Federal de Tarifa Diferenciada de Energía Eléctrica para el Norte Grande Argentino”.
La distribuidora Camuzzi será la encargada de completar los trabajos que permitirán activar la planta compresora de gas Las Armas, una pieza fundamental del Gasoducto de la Costa, que no registra avances desde diciembre de 2020.
El Vocero presidencial, Adrián Ravier, confirmó que “será con inversión y gestión privada. La empresa va a realizar una inversión superior a los 6 millones de dólares y prevé finalizar la obra antes del invierno de 2027”.
En el contexto de su conferencia de prensa semanal en Casa Rosada, el funcionario describió que “la planta cuenta con dos equipos motocompresores y su habilitación permitirá mejorar las condiciones operativas del Gasoducto de la Costa y del Gasoducto Tandil-Mar del Plata, dos arterias fundamentales del sistema regional”.
La puesta en marcha de la planta permitirá fortalecer el abastecimiento del gas natural en más de 40 localidades bonaerenses, alcanzando a una población aproximada de 650.000 habitantes, se indicó.
La terminación de esta obra “permitirá ampliar la capacidad de transporte de gas y acompañar el crecimiento del consumo residencial, comercial e industrial de toda la región”, señaló.
Desde el martes 18 de agosto los usuarios de la App YPF pueden comprar y vender acciones de la compañía directamente desde la aplicación, durante el horario de mercado.
Con esta nueva funcionalidad, YPF se convierte en la primera compañía del mundo en permitir la compra y venta de sus acciones desde su propia aplicación, llevando el acceso al mercado de capitales a una plataforma que ya forma parte de la vida cotidiana de millones de argentinos.
La iniciativa busca hacer más simple y accesible la posibilidad de ser accionista de YPF. Luego del split de acciones realizado el 4 de agosto, que dividió cada acción en diez, el valor de cada título se redujo proporcionalmente, facilitando el acceso a nuevos inversores.
La incorporación de esta funcionalidad es posible gracias a la alianza estratégica entre YPF y Santander, que permite administrar los fondos de los usuarios de App YPF y sumar nuevas alternativas dentro del ecosistema financiero de la aplicación. Primero fue la posibilidad de remunerar los saldos y ahora se incorpora la opción de invertir en acciones de YPF.
Así, App YPF consolida una propuesta que permite “Fondear, Remunerar e Invertir” desde un mismo lugar, de manera simple y segura”. Además, suma el acceso al mercado de capitales a un ecosistema que ya permite pagar en estaciones de servicio, realizar transferencias, pagar servicios y recargas y mantener los saldos remunerados.
Cuando un fondo de cobertura invierte US$ 76 millones en el capital de una petrolera, la tentación —comprensible, aunque engañosa— consiste en leer el movimiento como un simple voto de confianza en la empresa.
Claro que algo de eso, ciertamente, hay; pero conviene desconfiar de las lecturas que se enfocan en el aplauso y no indagan en el objetivo de las decisiones. La entrada de Peter Thiel en Vista Energy constituye, sin duda, un signo auspicioso para el sector inversor, aunque por razones muy distintas a las que circularon esta semana. La letra chica merece ser examinada con el detenimiento que exige, precisamente, la cautela estratégica.
Comencemos por lo evidente: que el cofundador de PayPal y Palantir adquiera cerca del 1% del capital de la mayor exportadora privada de hidrocarburos de la Argentina es un hecho de innegable relevancia. Esta operación se ubicó como la segunda de su cartera global (solo superada por Amazon) y es, además, la única inversión no estadounidense que realizó.
Un inversor de esta talla, que no necesita a Argentina para diversificar sus riesgos, no desembolsa capital sin una razón de peso. El hecho indica que algo cambió en la manera en que el capital global percibe a Vaca Muerta. No es la primera vez que la inversión extranjera fluye hacia la cuenca neuquina, pero ahora su naturaleza es cualitativamente distinta: antes llegaban socios operadores, movidos por la lógica del precio del barril; ahora llega un fondo que apuesta a una tesis, a una interpretación del mundo y de su porvenir.
Ahí reside la clave que la prisa informativa pasó por alto. Lo que atrajo a Thiel no fue el mero potencial extractivo de Vista, sino su perfil como fuente de energía de bajo costo. Vaca Muerta, en esta ecuación, es el paño verde de esa apuesta, el soporte físico de una convicción, y no el objeto último de su interés. Y esa distinción, tan sutil como decisiva, es la que conviene no perder de vista.
Una ficha en un tablero más grande
Basta con mirar la composición de su cartera: cerca del 70 % del portafolio de Thiel Macro se concentra en energía, infraestructura y toda la cadena de la demanda eléctrica. Entre sus participaciones figuran American Electric Power, Vistra, DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy y X-Energy, la desarrolladora de reactores nucleares.
Esa selección no responde a la lógica de un fondo energético tradicional. Thiel apuesta a que la próxima década estará definida por quién logre producir electricidad barata y abundante para sostener el cómputo de la inteligencia artificial. Los centros de datos que entrenan y operan modelos de IA consumen energía a tal escala que están sobrecargando la líneas de alta tensión en los EE.UU.
La huella energética de los hyperscale data centers que soportan cargas originadas en los datacenters procesadores de IA ya está comprometiendo la estabilidad dinámica de la red y acelerando el fenómeno de congestión en los nodos de interconexión.
Un informe de julio de 2025 del Departamento de Energía (DOE) estimó que la red eléctrica estadounidense necesitará soportar100 GW adicionales de carga pico para 2030 , de los cualesla mitad (50 GW) se atribuye únicamente al crecimiento de los centros de datos. Otras consultoras manejan rangos más amplios, de 35 a 108 GW de aumento de carga promedio para 2030.
Los agentes financieros con visión de largo plazo, identificaron este desajuste en las curvas de carga base y están rotando su exposición hacia activos de generación distribuida y de respaldo, así como hacia proyectos de reconductoring y expansión de subestaciones, anticipando un desplazamiento irreversible de la demanda baseload hacia el sector tecnológico.
En ese tablero, Vista opera como una fuente de moléculas gasíferas de bajo costo, con capacidad exportadora en expansión y un techo que tiende a elevarse. La jugada, por tanto, debe leerse como la integración de Vaca Muerta en una tesis energética que se dirime en Texas, Ohio y en cualquier jurisdicción que ofrezca energía competitiva.
El propio Milei insistió en atraer proyectos de centros de datos a la Patagonia, aprovechando sus terrenos extensos y su clima frío para reducir el gasto en refrigeración. La narrativa que vincula el gas neuquino con la infraestructura digital dejó de ser un mero ejercicio dialéctico y comienza a materializarse en decisiones de inversión. Que un fondo con esta composición coloque una ficha en Argentina sugiere que el país está entrado, aunque sea de modo marginal, en esa conversación global.
Aquí conviene ser honesto sobre lo que sabemos y lo que inferimos. Thiel no declaró que compró acciones de Vista pensando en centros de datos; nadie afirma eso.
Lo que poseemos es la configuración de su cartera y el contexto de sus movimientos: su mudanza a Buenos Aires, las reuniones con Milei y su equipo económico, y la coincidencia ideológica en materia fiscal y desregulatoria. Con estos elementos, la interpretación más parsimoniosa de su comportamiento es que Vista encaja en una apuesta sistémica por la energía—no por el shale argentino en sí mismo. El enamoramiento con el recurso local queda descartado. Es una diferencia que parece sutil, pero no lo es.
Por qué la diferencia importa
Si Thiel hubiera comprado Vista por convicción acerca del potencial de Vaca Muerta, su capital se quedaría anclado al desarrollo de la cuenca, con vocación de permanencia. Pero si la operación responde a una tesis global sobre energía para inteligencia artificial, entonces Vista es, para él, un activo reemplazable. Compite por el mismo dólar contra un productor del Permian, contra una utility de Ohio, contra un reactor modular. En esa competencia, las reservas argentinas, por enormes que sean, no bastan para inclinar la balanza. Lo que realmente define la asignación es algo mucho más frágil: la previsibilidad de las reglas de juego y los costos de extracción y evacuación de la cuenca.
Ahí aparece la letra chica. Un 1% es una posición acotada. Grande en términos simbólicos, pero marginal en términos de compromiso. Es exactamente el tamaño de una apuesta que puede deshacerse sin dolor si el escenario se tuerce. No hay indicios de intención de tomar el control ni de asumir un rol operativo. Es una posición de portafolio, con la liquidez y la reversibilidad que eso implica. Leerla como un ancla es confundir la señal con el amarre.
Y el flanco político, que muchos celebran, es un arma de doble filo. El alineamiento entre Thiel y el gobierno —la afinidad ideológica, los encuentros, la apuesta compartida por la desregulación— actúa hoy como un facilitador. Pero vincular la llegada de capital a la sintonía con una gestión determinada expone al sector a un riesgo de ciclo electoral, que nada tiene que ver con lo geológico ni con lo comercial. El capital que entra por afinidad con un gobierno tiende a buscar la salida cuando ese gobierno enfrenta turbulencia. La inversión seria en energía necesita horizontes que trasciendan un mandato. Confundir respaldo político con validación estructural es el tipo de error que después se paga.
La verdadera prueba
Nada de esto invalida la buena noticia. Que un inversor global de referencia valide la tesis energética argentina tiene valor, aunque solo sea como efecto ancla para otros actores que monitorean las decisiones de los principales referentes del mercado. La visibilidad internacional que adquiere Vista —en pleno proceso de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, con un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones— no es despreciable.
La permanencia de este capital dependerá de variables concretas: la entrada en operación del oleoducto VMOS el año próximo y su efecto en la reducción de los costos logísticos de evacuación del crudo neuquino, y la estabilidad del marco regulatorio del RIGI en el mediano plazo, que en definitiva, definirán si la apuesta de Thiel marca una tendencia de fondo o queda como una operación aislada de cartera.
La Compañía ya habilitó comercialmente su parque fotovoltaico de 7 MW en Bella Vista.
SECCO continúa consolidando su compromiso con el desarrollo de energías renovables en la Argentina. La Compañía anunció la habilitación comercial otorgada por CAMMESA a partir del 1 de Julio de 2026 del Parque Solar Fotovoltaico Bella Vista, además informó un importante avance en el Parque Solar Esquina, ambos ubicados en la provincia de Corrientes.
El Parque Solar Bella Vista ya se encuentra 100% operativo, aportando 7 MW de nueva capacidad renovable al sistema eléctrico provincial y fortaleciendo la infraestructura energética de la región con fuentes limpias. Este desarrollo marca un hito fundamental para la provincia y la región, al convertirse en el primer proyecto del programa RenMDI en entrar en operaciones en Corrientes y el segundo a nivel nacional.
Por su parte, el Parque Solar Esquina, que proveerá otros 20 MW de energía limpia a la red, registra un progreso significativo y se encuentra prácticamente finalizado. Tras haber completado sus trabajos civiles, los ensayos de comisionado e inyección dentro de los plazos previstos, actualmente solo resta la finalización del electroducto de conexión para lograr la habilitación comercial definitiva.
En conjunto, ambas iniciativas sumarán 27 MW de potencia sustentable a la red eléctrica provincial.
“Los trabajos de obra civil, infraestructura interna y montaje avanzaron incluso antes de lo planificado. Esto nos permitió habilitar comercialmente el parque de Bella Vista y dejar el parque de Esquina prácticamente finalizado, a un paso de su habilitación comercial tras las pruebas correspondientes”, señaló Matías Gómez, Gerente Comercial de Generación de Energía de SECCO.
Estos desarrollos forman parte de los proyectos adjudicados en el marco de la Convocatoria RenMDI impulsada por CAMMESA. Asimismo, representan un hito estratégico para la Compañía, ya que sedesarrollan íntegramente con capital propio, reflejando la confianza de SECCO en el potencial energético de Corrientes y en el crecimiento del sector.
A través de la puesta en marcha de Bella Vista y el inminente acople de Esquina, SECCO reafirma su papel en la expansión de soluciones energéticas innovadoras, acompañando el desarrollo productivo regional mediante una matriz más eficiente, diversificada y sostenible.
El Banco del Chubut y la Cooperativa Eléctrica de Consumo y Vivienda Ltda. de Trelew ampliaron las alternativas disponibles para el pago de las facturas del servicio eléctrico, incorporando la posibilidad de financiar los consumos realizados con Patagonia 365 en 3 cuotas sin interés, de acuerdo con las condiciones vigentes.
La nueva modalidad estará disponible progresivamente y los usuarios podrán acceder a ella a partir de la próxima semana. De esta manera, se suma una alternativa de financiación para facilitar la gestión de un servicio de uso habitual y ampliar las opciones de pago disponibles.
La firma del acuerdo contó con la participación del presidente del Banco del Chubut, Paulino Caballero, y la presidenta de la Cooperativa Eléctrica de Trelew, Andrea Luna, quienes destacaron la importancia de continuar articulando entre instituciones para acercar herramientas que respondan a las necesidades de la comunidad.
“Con esta incorporación, el Banco del Chubut continúa ampliando las funcionalidades y beneficios asociados a Patagonia 365, fortaleciendo su vinculación con instituciones de la provincia y acercando alternativas de financiación que facilitan la operatoria cotidiana y acompañan a los chubutenses”, se indicó.
Tras la denuncia de presiones por parte de la embajada de los Estados Unidos para frenar operaciones comerciales con la firma china Huawei, la cooperativa neuquina CALF reafirmó su independencia en la administración de sus recursos.
En una entrevista periodística (País Productivo-Radio Led), el vicepresidente de CALF, Carlos Quintriqueo, aclaró que la entidad no posee una infraestructura cerrada sino “una red de multiproveedores” priorizada por eficiencia y costos para sus asociados, al tiempo que desestimó los cuestionamientos sobre la seguridad de datos al calificarlos como argumentos políticos que desconocen el funcionamiento cooperativo en Argentina.
“Nosotros no vamos a relegar una transacción comercial con Huawei, excepto que aparezca una empresa que nos dé un mejor producto y a mejor precio”, aseveró.
Quintriqueo comentó que el jueves (13/8) se realizó un encuentro en Neuquén con la participación de más de 300 cooperativas de todo el país y lo destacó como un “puntapié inicial de cómo las cooperativas también le ponen un freno a todo esto”.
Durante el encuentro se firmó un documento conjunto entre cooperativas y federaciones donde dejaron “en claro la soberanía de cada una de las cooperativas en cuanto a la adquisición del material” , y reafirmaron su derecho al “libre comercio de elegir su proveedor teniendo en cuenta los precios y la calidad del material”.
Asimismo, lamentó el silencio por parte del Gobierno nacional frente a esta injerencia, remarcando que, a pesar de haber informado formalmente a Cancillería sobre las presiones recibidas, la falta de respuesta estatal resulta preocupante. Ratificó que mantendrán sus relaciones operativas con la compañía tecnológica y continuará actuando de forma autónoma.
En el marco del AmCham Energy Forum, el presidente de Genneia, Jorge Brito, participó del panel “Capital para la energía argentina: condiciones e instrumentos”, junto con Facundo Gómez Minujín, presidente de JP Morgan para Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay.
En su disertación, Brito expresó: “Las expectativas para el sector energético, particularmente para las energías renovables, son muy positivas. Tanto los inversores internos como externos tienen una muy buena visión sobre ello y saben que la energía es el futuro”.
En ese sentido, remarcó el rol clave que tiene el financiamiento para el crecimiento de Genneia y el papel primordial que desempeñan los bonos corporativos, el project finance y la penetración de los bonos en el mercado local. Ante ese escenario, resaltó además lo fundamental que resulta la seguridad jurídica para poder invertir a largo plazo, como una de las condiciones clave para continuar impulsando el desarrollo de una matriz energética cada vez más eficiente y competitiva.
“Desde Genneia hemos construido ya casi 2 GW entre energía solar y eólica y somos los principales players de energías renovables”, afirmó Brito. Si bien comentó que principalmente se apuntó a abastecer la demanda local, hoy en día la compañía sigue de cerca lo que ocurre también en materia de minería y de data centers. Aseguró que se trata de dos cuestiones que serán relevantes para el desarrollo de la Argentina que se viene y que necesariamente deberán estar acompañadas de inversiones energéticas.
Por último, en lo que respecta específicamente a los data centers, el presidente de Genneia precisó: “Que un data center esté energizado con renovables, y eventualmente funcionando además con backups como baterías, sería positivo no solo para el ecosistema sino para el desarrollo del país”.
Acerca de Genneia
Genneia es empresa líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 23 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la capacidad de energía eólica y el 26 % de la solar. La compañía tiene en funcionamiento 8 parques eólicos y 6 parques solares. Con estos activos, ha elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.745 MW.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, cuestionó la ampliación geográfica para el régimen de subsidio parcial a usuarios de gas en Zonas Frías, sancionada en 2021 a instancias del diputado Máximo Kirchner, que implicó llevar el número de usuarios alcanzados por el esquema de 780.000 hogares (principalmente de la región patagónica) a casi 4 millones en todo el país.
Durante su participación del Energy Forum organizado por la AmCham en CABA, el funcionario consideró que ésa decisión incorporó localidades templadas (zonas de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis) y que dicha Ley debe revisarse.
Pero además, consideró que también debe corregirse el criterio de cálculo del descuento a todos los usuarios comprendidos para que dicho descuento se aplique sólo sobre el precio del gas y no sobre el monto total de la factura.
“Es una ridiculez absoluta que lamentablemente es una ley con la que hemos tenido que lidiar, pero que nos ha generado un perjuicio muy grande”, sostuvo.
El proyecto oficial de modificación ya tiene media sanción en Diputados, y retrotrae la cobertura geográfica al diseñado en 2002.
El Jefe de Gabinete, Diego Santilli, procura que varios gobernadores le garanticen los votos de apoyo que necesita su tratamiento en el Senado.
En lo que respecta a la baja de los subsidios en las tarifas de gas y de electricidad que viene aplicando el gobierno nacional, González consideró que “fue mucho más gradual” que lo previsto para “cuidar los bolsillos de la gente”.
“Ya se recortó casi un punto del Producto Interno Bruto desde el inicio de la gestión y la meta de bajarlo hasta el 0,5 % del PBI para este año terminará algo por encima (0,55 %), por la incidencia que esta teniendo la suba de la cotización internacional del gas (desde los bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán iniciados en febrero).
González sostuvo que actualmente más de la mitad de los usuarios residenciales tiene subsidio (parcial, hasta niveles de consumo base). Calculó que en electricidad cubre cerca del 60 % del costo de la energía, y en el gas, en invierno, llega al 75 por ciento.
En cuanto al nivel de las tarifas el funcionario admitió que, en el corto plazo medidas como la obra de ampliación de la red de transmisión “AMBA I” anunciada esta semana para ser licitada al sector privado, encarecerá “muy chiquitito” la factura, ya que su costo será pagado por la demanda y no por el Estado.
Vaca Muerta cuenta con 30.170 millones de barriles de petróleo que se estima pueden extraerse a lo largo de toda la vida útil, un volumen que casi duplica (89 %) la estimación realizada por la agencia de energía de Estados Unidos (EIA) en 2013, que había proyectado 16.220 millones de barriles.
El Gobierno nacional dio a conocer los resultados del estudio “Estimación de los Recursos Remanentes Técnicamente Recuperables de Petróleo de la Formación Vaca Muerta”, elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) a pedido de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
La evaluación fue solicitada formalmente en octubre de 2025 y estuvo a cargo de un equipo multisectorial integrado por técnicos de siete de las principales operadoras del país —YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol—, profesores de la Universidad de Buenos Aires y la Universidad Nacional de La Plata, y especialistas de la propia Secretaría y del IAPG.
Los resultados fueron avalados formalmente por el IAPG y por ambas universidades, que certificaron que la metodología aplicada —un análisis volumétrico probabilístico bajo el estándar internacional PRMS 2018— es consistente con las mejores prácticas de la industria.
El estudio identifica tres factores técnicos detrás del salto respecto de 2013. En primer lugar, el área prospectiva útil —la superficie donde resulta viable perforar, una vez descontadas las zonas con limitaciones geológicas o ambientales— se amplió un 22 %, con la expansión de la zona productiva hacia nuevas zonas que incluyen el sur de Mendoza y Río Negro.
En segundo lugar, el espesor útil de la formación aumentó 39 por ciento. Vaca Muerta no es una capa uniforme sino que está compuesta por distintos niveles de roca superpuestos, y hoy se identifica un mayor número de esos niveles como aptos para perforar, con menor riesgo que hace una década gracias a la mayor experiencia acumulada, se describió.
En tercer lugar, el factor de recuperación —porcentaje del petróleo presente en la roca que efectivamente puede extraerse con la tecnología disponible— creció 54 %, como resultado de una mejor definición de la distancia óptima entre pozos, y de avances tecnológicos en la perforación y en la estimulación hidráulica, que permiten obtener más petróleo de un mismo volumen de roca.
Estos tres factores actúan de manera combinada, lo que explica por qué el volumen total de recursos estimados casi se duplicó en poco más de una década, se destacó.
A este avance geológico y tecnológico se suma el impulso del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que no incide en los volúmenes de petróleo existentes en el subsuelo sino en las condiciones para desarrollarlos: amplió la capacidad de evacuación de petróleo y gas del país, particularmente para proyectos de exportación como el Oleoducto VMOS y la planta de Gas Natural Licuado de Southern Energy e YPF/ENI, facilitando que estos recursos puedan llegar a los mercados.
Este trabajo complementa el estudio de recursos gasíferos de Vaca Muerta que el IAPG había presentado en 2025 y quedó oficializado en la Resolución 157/2025.
Con ambos informes, la Argentina cuenta hoy con una estimación actualizada y avalada institucionalmente de todo el potencial de hidrocarburos —petróleo y gas— de la principal formación no convencional del país, un insumo clave para orientar la política energética y las decisiones de inversión en los próximos años, se destacó.
Argentina LNG presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo de su proyecto integrado de producción y exportación de gas natural licuado (GNL), con una inversión total estimada de U$S 51.000 millones durante todo el proyecto.
El proyecto, impulsado por YPF, Eni y XRG, contempla el desarrollo de una cadena de valor integrada que permitirá transformar los recursos de gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales.
Su diseño incluye la producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cuya capacidad será de 12 MTPA en conjunto, que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó, “la adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”.
YPF destacó que “la solicitud de adhesión al RIGI constituye un hito clave para el desarrollo de Argentina LNG. El régimen proporciona un marco de estabilidad jurídica, fiscal, aduanera y cambiaria de largo plazo, fundamental para viabilizar proyectos de infraestructura energética de gran escala, intensivos en capital y orientados a la exportación, condiciones esenciales para atraer inversión y financiamiento internacional para la ejecución de este tipo de iniciativas”.
IMPACTO ECONOMICO Y EXPORTADOR
Se estima que el proyecto genere ingresos por exportaciones cercanas a U$S 10.000 millones anuales durante dos décadas, contribuyendo al fortalecimiento de la balanza comercial y al ingreso de divisas para el país.
El plan de inversiones contempla un desembolso total estimado de U$S 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), se estima un nivel de inversión cercano a los U$S 29.000 millones.
De ese monto, aproximadamente U$S 24.000 millones estarán destinados al desarrollo de infraestructura estratégica, incluyendo los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG, mientras que alrededor de U$S 5.000 millones se invertirán en el desarrollo del upstream y la perforación de los pozos necesarios para alcanzar el nivel de producción que permitirá abastecer a plena capacidad ambas unidades de licuefacción.
Durante la etapa de construcción del proyecto, una parte sustancial de la inversión será financiada bajo un esquema de Project Finance obtenida en los mercados internacionales, una de las soluciones más utilizadas a nivel mundial para grandes proyectos de infraestructura energética.
Este financiamiento estará respaldado por contratos de exportación de largo plazo con compradores internacionales con calificación “investment grade”.
GENERACION DE EMPLEO Y DESARROLLO LOCAL
En la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará unos 20.000 puestos de trabajo anuales, entre directos, indirectos e inducidos, alcanzando picos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos para el tercer año del proyecto.
Para la fase de operación, y a lo largo de toda su vida útil, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 puestos de trabajo anuales, entre empleos directos e indirectos, contribuyendo al desarrollo económico de Neuquén, Río Negro y de toda la cadena de valor energética nacional.
Asimismo, se prevé una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de U$S 15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético.
El embajador de los Estados Unidos en Argentina, Peter Lamelas, elogió el desarrollo de la producción hidrocarburífera en el país impulsado por las inversiones en Vaca Muerta, y la participación de empresas estadounidenses en dicho reservorio No Convencional neuquino. No obstante, advirtió que esas compañías “quieren garantías de que sus datos serán protegidos y estén en redes de confianza”, cuestionando cualquier vínculo de empresas locales con el uso de tecnología suministrada por Huawei, de China.
“La seguridad energética y de los datos es seguridad nacional para ambos países. Empresas estadounidenses y del mundo quieren entrar en la Argentina, pero quieren garantías de que sus datos serán protegidos y están en redes de confianza”, advirtió Lamelas al participar en Buenos Aires de la jornada sobre Energía que organizó la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina, AmCham.
El funcionario estadounidense elogió la política de gobierno de Javier Milei y el respaldo que éste está recibiendo de “mi amigo el Presidente Donald Trump”. Exhortó al auditorio de empresarios a continuar con las políticas encaradas por la Administración Milei, que aspira a la reelección en 2027.
Pero insistió en enfatizar contra Huawei remarcando que “China exige a sus empresas que le den al Estado chino acceso a cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes. Todo está controlado por el Partido Comunista chino. Esto no a ayudar a traer nuevos inversores extranjeros a Vaca Muerta”, aseveró.
El embajador sostuvo que las compañías estadounidenses “son líderes mundiales en seguridad y transparencia”. Y agregó que dichas empresas evitan utilizar tecnología crítica china por los riesgos que supone para la protección de información sensible.
Lamelas remarcó que “la energía va a mover al mundo durante las próximas tres décadas” y destacó que una parte importante de la oferta puede surgir de Vaca Muerta”.
“Estamos decidiendo hoy el futuro de Vaca Muerta y de Argentina. Por favor, no pierdan esta oportunidad”, se animó el embajador.
Las afirmaciones de Lamelas resultaron una continuidad de la advertencia que la Embajada realizó la semana pasada a los integrantes de la Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada, CALF, principal distribuidora de la Patagonia, por la contratación de equipamiento y servicios tecnológicos de Huawei.
La empresa china es proveedora de varias compañías energéticas y de telecomunicaciones argentinas.
El embajador les advirtió que, de persistir con la operación para desarrollar un data center, se verían impedidos de contar con las visas de acceso a los Estados Unidos.
El caso fue expuesto por sus integrantes ante una Comisión de la Cámara de Diputados de la Nación, y luego trascendió que éstos mantendrían una reunión con Lamelas. El embajador no hizo referencia a los resultados de tal encuentro, y sobre esta cuestión no hubo pronunciamiento de la Cancillería argentina.
El Energy Forum
La AmCham Argentina, llevó adelante en CABA una nueva edición de su Energy Forum bajo la premisa “la energía en clave federal”, un espacio que reunió a principales referentes corporativos, funcionarios nacionales, provinciales y municipales, y representantes de organizaciones de la sociedad civil.
El encuentro abordó temáticas del sector, entre ellas: la alianza estratégica para la inserción internacional; la visión a largo plazo de una Argentina energética; Vaca Muerta como plataforma exportadora; cuencas productivas y los desafíos para su desarrollo; Argentina en el mercado global del gas; inversión y competitividad para la normalización del mercado eléctrico; la demanda energética de las nuevas industrias; condiciones e instrumentos requeridos para atraer inversiones; infraestructura indispensable para la transformación productiva.
En la apertura, Mariana Schoua, presidente de AmCham Argentina, sostuvo: “Somos un exportador neto de energía, con una economía en crecimiento, una inflación en descenso y una agenda de reformas que incluyó la firma del Acuerdo de Reciprocidad para el Comercio y la Inversión con los Estados Unidos”.
“Recuperamos credibilidad. Ahora el desafío es transformarla en desarrollo federal para que el crecimiento no solo se refleje en los indicadores macroeconómicos, sino también en cada región del país”, remarcó.
La compañía alcanzó el puesto #27 en el ranking Best Workplaces in Latin America 2026 de Great Place to Work®, que reconoce a las organizaciones con las mejores culturas de trabajo de la región.
Oldelval fue reconocida en el puesto #27 del ranking Best Workplaces in Latin America 2026, elaborado por Great Place to Work®, consolidándose entre las mejores empresas para trabajar de América Latina.
Este nuevo reconocimiento se suma al obtenido en marzo de este año, cuando, en la edición 2026 del ranking Los Mejores Lugares para Trabajar en Argentina, elaborado por Great Place to Work® (GPTW), Oldelval alcanzó el puesto número 10 entre las empresas de la categoría de 251 a 1000 colaboradores, consolidando su posición entre las organizaciones más destacadas del país en materia de clima laboral.
Ambos reconocimientos reflejan el camino recorrido durante los últimos años, con una gestión que pone a las personas en el centro y promueve una cultura basada en la confianza, el desarrollo, la cercanía y el trabajo en equipo.
“Llegar a este lugar no es casualidad: es el resultado de años de trabajo enfocado en las personas, en cómo trabajamos y en quiénes somos. Este logro pertenece a cada una de las personas que forman parte de Oldelval y que, día a día, construyen la cultura que nos define”, destacaron desde la compañía.
El ranking Best Workplaces in Latin América distingue a organizaciones de distintos países de la región que se destacan por ofrecer experiencias laborales positivas y construir culturas de trabajo sólidas, a partir de la percepción y experiencia de sus propios colaboradores.
Alcanzar el puesto #27 a nivel latinoamericano reafirma el compromiso de Oldelval de continuar fortaleciendo una cultura en la que las personas puedan desarrollarse, aportar y ser protagonistas de los desafíos y logros de la compañía.
Por Alejandro Lorenzo. Director Técnico de Camuzzi
En infraestructura energética, muchas veces el desafío no es construir nuevas obras, sino mantener en operación, de forma segura, aquellas que llevan décadas prestando servicio.
En Camuzzi operamos más de 12.000 kilómetros de gasoductos. Parte de esa red fue construida hace más de 70 años con tecnologías que hoy ya no se utilizan. Estas cañerías siguen siendo fundamentales para abastecer a millones de personas, pero también requieren un seguimiento permanente para garantizar su integridad.
Hace más de veinte años detectamos una serie de fallas asociadas a un tipo particular de soldadura presente en algunos gasoductos antiguos. Ese escenario nos impulsó a revisar en profundidad cómo evolucionan estos materiales con el paso del tiempo y, sobre todo, cómo las variaciones normales de presión pueden afectar su comportamiento. Es conocido que las variaciones de carga y descarga en los materiales puede ocasionar la rotura de estos por el fenómeno de fatiga. Creo que todos hemos roto un clip con muy poca fuerza luego de haberlo doblado repetidas veces.
A partir de ese trabajo desarrollamos una metodología propia que permite estimar qué tramos requieren mayor atención y qué condiciones operativas pueden acelerar la fatiga de los materiales. Más que un ejercicio teórico, se convirtió en una herramienta para tomar mejores decisiones de mantenimiento y prevención.
Los resultados fueron claros. Confirmamos que controlar las variaciones de presión y adaptar las condiciones de operación cuando es necesario reduce significativamente el riesgo de fallas. Lo más importante es que estas medidas permitieron que, desde su implementación, no hayamos vuelto a registrar roturas por fatiga en este tipo de cañerías
Este trabajo también dejó otra enseñanza: la seguridad de los sistemas no depende únicamente de la calidad con la que fueron construidos, sino de la capacidad de comprender cómo envejecen y de actuar antes de que aparezcan los problemas.
La buena noticia es que las cañerías fabricadas actualmente incorporan procesos de soldadura y controles de calidad mucho más avanzados, por lo que este tipo de riesgos es considerablemente menor. Sin embargo, la experiencia demuestra que la innovación también consiste en encontrar nuevas formas de gestionar los activos existentes y prolongar su vida útil de manera segura.
Este tipo de desarrollos refleja el compromiso de Camuzzi con la seguridad y la mejora continua. Gestionar una de las mayores redes de distribución de gas natural del país implica no solo mantener la infraestructura existente, sino también incorporar conocimiento y tecnología para anticipar riesgos, tomar mejores decisiones y asegurar la continuidad de un servicio esencial para millones de argentinos.
Porque, la mejor falla es la que nunca llega a ocurrir.
AmCham Argentina, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en el país, llevó adelante una nueva edición de su Energy Forum bajo la premisa “la energía en clave federal”, un espacio de diálogo que reunió a los principales referentes corporativos, funcionarios nacionales, provinciales y municipales, y representantes de organizaciones de la sociedad civil.
Con más de 850 asistentes, el encuentro abordó temáticas clave para el desarrollo del sector, entre ellas se destacan: la alianza estratégica para la inserción internacional; la agenda y visión a largo plazo de una Argentina energética; Vaca Muerta como plataforma exportadora; cuencas productivas y sus desafíos para el desarrollo; nuestro país en el mercado global del gas; señales, inversión y competitividad para la normalización del mercado eléctrico; la demanda energética de las nuevas industrias; condiciones e instrumentos requeridos para atraer inversiones; infraestructura indispensable para la transformación productiva; entre otras.
En su discurso de apertura, Mariana Schoua, presidente de AmCham Argentina, sostuvo: “Somos un exportador neto de energía, con una economía en crecimiento, una inflación en descenso y una agenda de reformas que incluyó la firma del Acuerdo de Reciprocidad para el Comercio y la Inversión con los Estados Unidos”. Luego, cerró: “Recuperamos credibilidad. Ahora el desafío es transformarla en desarrollo federal, para que el crecimiento no solo se refleje en los indicadores macroeconómicos, sino también en cada región del país”.
Por su parte, Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina, agradeció la participación de los oradores y destacó la calidad del intercambio sosteniendo que: “Sabemos que no alcanza con tener los recursos, por eso, desde la Cámara seguimos construyendo espacios de diálogo entre el sector público y privado para promover una agenda de desarrollo, mayor competitividad y reglas estables que fomenten la inversión y el crecimiento”. Y concluyó: “Estamos en un momento único. La macroeconomía se está normalizando, avanzamos en la negociación de acuerdos para ampliar nuestro alcance comercial y, finalmente, la energía, junto con la minería, puede darnos el impulso definitivo para construir la Argentina que todos deseamos”.
A lo largo de los paneles, participaron como oradores: Alberto Weretilneck, gobernador de la provincia de Río Negro; Alfredo Cornejo, gobernador de la provincia de Mendoza; Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro; Andrea Previtali, presidente de Tenaris para Cono Sur; Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía de la Nación; Enzo Fullone, senador nacional por la provincia de Río Negro; Facundo Gómez Minujín, presidente para Argentina, Uruguay, Bolivia y Paraguay de JP Morgan; Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto; Gonzalo Aziz, analista político, Mag. en Políticas Públicas y conductor en Infobae y Radio Mitre; Ignacio Lamothe, secretario general del Consejo Federal de Inversiones; Ignacio Torres, gobernador de la provincia del Chubut; Jésica Bossi, conductora en TN y columnista política en Clarín; Jorge Brito, presidente de Genneia; Juan Ignacio Filips, country manager para Argentina, Uruguay y Paraguay de Amazon Web Services; Juan Manuel Compte, prosecretario de Redacción en El Cronista; Julián Guarino, director de Shale24; Marcela Romero, CEO y presidente para Argentina de Schneider Electric; Mariana Schoua, presidente de AmCham Argentina y CEO de Aconcagua Energía Generación; Mariano Espina, periodista en Clarín; Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina; Matias Weissel, COO de Vista; Nicolás Gandini, director de EconoJournal; Oscar Sardi, CEO de TGS; Peter Lamelas, Embajador de Estados Unidos en Argentina; Rodrigo Buteler, intendente de Cipoletti; Santiago Spaltro, periodista en Clarín; Sebastián Catalano, editor general de Economía y Negocios en Infobae; Sebastián Penelli, periodista de Energy Report y Ambito.com; Sergio Mengoni, director general de Total Austral y country chair de TotalEnergies en Argentina; y Sofía Diamante, periodista de economía y negocios en La Nación.
Por último, cabe destacar que, el foro contó con una alianza estratégica con ASDRA (Asociación Síndrome de Down de la República Argentina) para promover la inclusión laboral de personas con síndrome de Down a través de una experiencia de trabajo eventual. Mediante esta iniciativa, la Cámara continúa fomentando una cultura organizacional basada en la diversidad, la equidad y la inclusión, integrando estos valores de manera transversal en cada una de sus actividades.
Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, anunció una inversión superior a los USD 6 millones destinada a la finalización de las obras pendientes sobre la Planta Compresora Las Armas, infraestructura clave para el sistema de distribución de gas natural que abastece a 40 localidades bonaerenses de la zona atlántica.
La Planta Compresora Las Armas está compuesta por dos equipos motocompresores, con una potencia de 2.400 HP.
La puesta en funcionamiento de esta planta permitirá incrementar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, optimizando la capacidad de transporte del sistema y generando las condiciones necesarias para acompañar el crecimiento residencial, comercial e industrial de una amplia región bonaerense.
Es oportuno recordar que la repotenciación de este sistema de transporte y distribución de gas natural contempló, además del desarrollo de esta Planta Compresora, la ejecución de un refuerzo en el “Gasoducto de la Costa”; un refuerzo sobre el ramal de alimentación a la localidad de Balcarce y la interconexión de las Estaciones Reguladoras de Presión “La Invernada” y “El Tejado”, que alimentan a Mar del Plata; obras que fueron concluidas oportunamente y que para su funcionamiento pleno requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas.
Las obras se iniciarán en el corto plazo y estarán culminadas antes del invierno de 2027.
Camuzzi destaca el compromiso y acompañamiento de las autoridades competentes para lograr reencauzar esta obra estratégica para la zona.
Los países de la OPEP y Emiratos Árabes Unidos siguieron aumentando el pasado julio su bombeo y extrajeron 23,63 millones de barriles de petróleo diarios (MBD), un 7,5 % más que en junio, por debajo de los niveles previos a la guerra iniciada por EEUU e Israel contra Irán . La OPEP sigue incluyendo en su bombeo conjunto la producción de Emiratos, un país que anunció su salida del cartel en mayo. Sin contar esa producción, el aumento del bombeo conjunto de los once miembros restantes es aún mayor, del 9 %.
La organización proyecta un aumento de 188.000 barriles por día a partir de septiembre. Este es otro ajuste al alza que se agrega a lo 940.000 barriles por día equivalente a casi el 1% de la demanda global, desde que comenzó la guerra el pasado 28 de febrero.
En el marco de su línea de investigación en política energética, la Fundación Encuentro advirtió en su informe periódico que el precio de los combustibles aumentó 558 % desde diciembre de 2023, cuando el Gobierno devaluó el peso 54 % y liberó los precios del sector, hasta la actualidad.
También advirtió que una porción mucho menor de la que corresponde a lo recaudado por Impuestos a los Combustibles se destinó efectivamente a obra vial.
El litro de nafta súper pasó de $ 311 a más de $ 2.000, un incremento muy por encima del 310 % acumulado por los salarios privados en el mismo período. Medido en dólares, el combustible también subió cerca de 45 % en el último año.
Esa brecha se tradujo en una pérdida concreta de poder de compra: un salario privado promedio permitía cargar 26,3 tanques de 50 litros en noviembre de 2023, mientras que hoy solo alcanza para 16,4 tanques, una caída del 38 por ciento.
El informe señala además que esta evolución de precios convive con resultados sectoriales elevados: YPF presentó en el segundo trimestre de 2026 el mayor resultado de su historia, en un contexto de superávit fiscal, lo que contrasta con la caída del poder adquisitivo registrada a nivel de los hogares.
El relevamiento cuestiona, en particular, el criterio con el que se fija el precio interno de los combustibles pese a que la Argentina produce su propio petróleo: la producción de Vaca Muerta creció 47 % en el último año y las refinerías trabajan al tope de su capacidad, pero el precio continúa fijándose como si el combustible se importara desde el exterior.
El impacto, además, no se limita a quienes tienen vehículo propio: según el informe, el mayor costo de los combustibles puede explicar hasta 2,5 puntos de la inflación anual, al trasladarse al costo del transporte de mercaderías y, de ahí, al precio final de alimentos y otros bienes.
El informe también señala el destino de los impuestos a los combustibles asignados por ley a la construcción y el mantenimiento de rutas. De los 1,5 billones de pesos recaudados con ese fin en los últimos dos años y medio, solo el 26 % se ejecutó en obra vial, mientras que el resto permaneció colocado en plazos fijos y bonos del Estado.
Con los fondos no ejecutados, sostiene el informe, podrían haberse mejorado entre 20 y 25 mil kilómetros de rutas, equivalentes a cerca de dos tercios de la red vial nacional.
A través de la Resolución 202/2026, la Secretaría de Energía autorizó y oficializó el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional de Etapa Múltiple para el otorgamiento de una concesión de obra pública para la Construcción, Operación y Mantenimiento de la obra de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión “AMBA I”.
“La ejecución del proyecto “AMBA I” permitirá mejorar de manera significativa las condiciones de abastecimiento de la demanda del GBA, y de seguridad y confiabilidad del área, y del SADI en general”, destacó Energía.
El Plan de obras a licitar implicará una inversión privada del orden de los U$S 800 millones, y comprende 270 km de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, 220 kV y 132 kV, una nueva Estación Transformadora en Plomer (500/220/132 kV), sistemas de compensación reactiva (STATCOM) y obras complementarias de conexión con las distribuidoras del área. La obra permitirá ampliar aproximadamente 2.000 MW la capacidad de demanda que el sistema puede abastecer en el AMBA.
Pero en el artículo 7 de la nueva Resolución se establece que la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, autoriza “la utilización de los fondos provenientes de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), creado por Resolución 1037/2021, para el otorgamiento de aportes financieros (del orden de los U$S 100 millones) al adjudicatario de la licitación”, para el arranque de las obras.
En tanto, en los considerandos de la R-202 se describe que “el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) actualmente se encuentra analizando la estructuración de una potencial operación de garantía vinculada a respaldar el contrato de concesión que resulte de la adjudicación objeto de la licitación, que estará sujeta a las aprobaciones internas correspondientes del Banco y a sus eventuales términos aplicables”.
Y añade que “se estima que tal eventual garantía podría ser emitida por un plazo de vigencia de hasta Veinticinco (25) años y estaría diseñada para cubrir hasta SEIS (6) meses del pago de la remuneración al concesionario, de conformidad con lo previsto en los pliegos aprobados”.
El contrato prevé una obra dividida en dos etapas con un plazo de construcción de hasta un máximo de 52 meses. Energía destacó que el adjudicatario privado podrá contar con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) -un régimen promocional por el que se establecieron “ciertos incentivos, estabilidad, seguridad jurídica y un sistema eficiente de protección de derechos adquiridos, en beneficio de Vehículos de Proyecto Único (VPU)”.
La licitación será llevada a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR. y a tal efecto Energía aprobó el Pliego de Bases y Condiciones Generales, el Pliego de Bases y Condiciones Particulares, y el Pliego de Especificaciones Técnicas correspondientes.
Dichos documentos podrán ser descargados del portal CONTRAT.AR https://contratar.gob.ar/, a través del cual los interesados podrán acceder a la documentación relevante para el procedimiento de selección.
Asimismo, la nueva Resolución dispuso que la convocatoria a la Licitación será publicada en el Boletín Oficial, en el sitio web de la Secretaría de Energía, en el sitio web https://www.dgmarket.com y en el sitio web del Banco Interamericano de Desarrollo BID for Americas (BIDFA) por el término de Tres (3) días corridos, con un plazo de no menos de Sesenta (60) días corridos de antelación a la fecha de vencimiento del plazo establecido para la presentación de ofertas.
.PAUTAS DE LA LICITACION
La R-202 estableció las siguientes pautas respecto de la convocatoria autorizada por la S.E.:
a. Consultas al Pliego de Bases y Condiciones Generales, al Pliego de Bases y Condiciones Particulares, y sus Anexos, y al Pliego de Especificaciones Técnicas y sus Anexos deberán efectuarse a través de la plataforma CONTRAT.AR. b. Plazo y horario para la realización de consultas a los Pliegos referidos: hasta TREINTA (30) días antes de la apertura de las Ofertas, a las 17:00 horas. c. Plazo y horario para la presentación de las ofertas: Ciento Veinte (120) días desde la publicación de la R-202, a las 11:00 horas. d. Las ofertas se deberán presentar a través de la plataforma CONTRAT.AR utilizando el formulario electrónico que corresponda. e. La apertura de ofertas se efectuará por acto público a través de la plataforma CONTRAT.AR. En forma electrónica y automática se generará el acta de apertura de ofertas correspondiente. f. Plazo y horario del acto de apertura: Ciento Veinte (120) días desde la publicación de la resolución en el Boletín Oficial, a las 12:00 horas.
COMISION EVALUADORA
La R-202 detalla la creación de la Comisión Evaluadora para el procedimiento licitatorio. Serán miembros titulares Pedro Jorge Cattaneo, Favio Emir Ramírez y Claudia Fabiana Contarino. Y serán miembros suplentes Guillermo Luis Cappelletti, Ramiro Agustín Varela y Héctor Raúl Serrani.
El exfuncionario estadounidense advierte que una concesión de Washington a Irán podría transformar definitivamente el equilibrio de poder en Medio Oriente y alterar el precio internacional del petróleo. Para la Argentina, el desenlace impactará sobre la inflación, los costos productivos, la competitividad de Vaca Muerta y la posibilidad de recuperar inversión extranjera en un contexto regional cada vez más competitivo.
Elliott Abrams, Ex Subsecretario de Estado para Asuntos del Hemisferio Occidental de los presidentes Ronald Reagan y George W. Bush, sostiene en una nota del Council of Foreigns Relations, que el equilibrio de poder en Medio Oriente atraviesa una transformación profunda desde el ataque de Hamás del 7 de octubre de 2023.
Según el exfuncionario estadounidense, Israel logró debilitar significativamente el denominado “anillo de fuego” construido durante años por Irán alrededor de su territorio: Hamás perdió capacidad operativa en Gaza, Hezbolá quedó debilitado en Líbano, cayó el régimen de Bashar al-Assad en Siria y el gobierno iraquí comenzó a disputar el poder de las milicias chiíes respaldadas por Teherán. A esta pérdida de influencia regional se suma, según Abrams, una creciente fragilidad interna del régimen iraní.
En ese contexto, Estados Unidos enfrenta una decisión estratégica: aprovechar la debilidad iraní para aumentar la presión sobre Teherán o buscar rápidamente un acuerdo que permita reducir la confrontación. Abrams cuestiona la estrategia de Donald Trump porque considera que su manifiesto interés por alcanzar un entendimiento —en particular para normalizar el tránsito y las exportaciones de petróleo y provocar una caída de los precios internacionales— reduce el poder negociador de Washington.
Del dicho al hecho
Para Abrams, permitir que Irán consolide allí una posición dominante tendría consecuencias que exceden ampliamente la cuestión energética. Teherán podría fortalecer financieramente al régimen, aumentar su influencia sobre los productores petroleros del Golfo y poner en duda la capacidad de Estados Unidos para garantizar la seguridad de aliados como Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Baréin.
El resultado podría acelerar un realineamiento de las alianzas regionales y la búsqueda de nuevos socios estratégicos por parte de las monarquías del Golfo. El ex funcionario de la Casa Blanca, dirige su crítica más dura contra la ambigüedad de la administración Trump, que alterna amenazas militares con períodos de inacción y señales favorables a una negociación. Para Abrams, esa falta de una línea clara está erosionando una posición de fortaleza construida mediante la presión económica y militar sobre Irán, al tiempo que incentiva a Teherán a endurecer sus condiciones.
Una eventual aceptación estadounidense del predominio iraní sobre Ormuz sería interpretada no sólo como una victoria de Irán, sino como un retroceso estratégico de Washington con repercusiones sobre la credibilidad de sus compromisos también en Europa y Asia.
Más allá de la dimensión geopolítica, el desenlace de esta disputa tiene una consecuencia económica inmediata: Ormuz es uno de los principales puntos de tránsito de petróleo y gas del mundo, por lo que cualquier cambio en las expectativas sobre su seguridad puede trasladarse rápidamente al precio internacional de la energía, la inflación, las tasas de interés y el apetito global por riesgo.
Esa cadena de transmisión abre un interrogante especialmente relevante para la Argentina: cómo un escenario de mayor tensión, un acuerdo entre Washington y Teherán o una eventual normalización de los flujos petroleros podría impactar sobre el petróleo, el dólar, los bonos soberanos, las acciones argentinas, Vaca Muerta y las perspectivas macroeconómicas locales.
¿Y por casa?
En relación con el escenario que plantea Abrams —en particular, la posibilidad de precios internacionales del petróleo más bajos si se normaliza la situación con Irán y el estrecho de Ormuz—, el mensaje de Horacio Marín es bastante directo: Vaca Muerta debe ser competitiva incluso con petróleo barato.
No obstante, una suba internacional del precio de los hidrocarburos mejora, en principio, las condiciones para los productores argentinos, en particular para las compañías con creciente exposición a las exportaciones de Vaca Muerta con mayores ingresos y mejores márgenes, proyecta nuevos desarrollos y puede acelerar decisiones de inversión.
Además, el efecto se extiende al ingreso de divisas, la balanza comercial energética y las regalías de las provincias productoras.
Sin embargo, el impacto sobre el conjunto de la economía sería negativo: el encarecimiento del crudo presiona sobre los precios internos de los combustibles y, a través de los costos de transporte, logística y producción, puede trasladarse a la inflación y afectar la competitividad de actividades que utilizan intensivamente energía.
El resultado combina así una mejora de los ingresos del sector exportador y de las cuentas externas con mayores costos para empresas y consumidores, un factor que puede recortar parte del beneficio macroeconómico generado por el aumento de las exportaciones energéticas.
Siempre los costos
Marín sostiene que el crecimiento de la producción por sí solo no alcanza. Para que Vaca Muerta pueda mantener su expansión y competir internacionalmente, YPF y toda su cadena de proveedores tienen que reducir costos mediante productividad, reorganizando contratos e incentivos, incorporando tecnología y tomando como referencia a los productores de shale de Estados Unidos. “Hay que trabajar en productividad para no sufrir los precios bajos del petróleo”, dijo.
Esto resulta particularmente relevante frente al escenario descrito por Abrams. Si Estados Unidos alcanzara un acuerdo con Irán que permitiera normalizar el tránsito por Ormuz y aumentar la oferta iraní de crudo, una consecuencia probable sería una presión bajista sobre el precio internacional del petróleo. Para la Argentina, y especialmente para Vaca Muerta, un barril más barato reduce los márgenes de exportación y vuelve mucho más decisivo el costo de producción.
Marín plantea, justamente, que la respuesta debe ser estructural: Vaca Muerta tiene que poder competir por productividad y no depender de altos precios internacionales.
Para eso propone trasladar a perforación y servicios el modelo de eficiencia que YPF ya aplicó en otras áreas, compartir con los proveedores los ahorros obtenidos mediante mejoras de productividad y modificar contratos que actualmente pueden terminar premiando la ineficiencia.
Hay además una dimensión de escala. Marín proyecta un fuerte aumento de producción e infraestructura —VMOS, más equipos de perforación y los proyectos de LNG— y menciona una perspectiva de US$ 55.000 millones de exportaciones para 2031, bajo el supuesto de un petróleo de US$ 70 por barril y gas a US$ 6,50 FOB. Por lo tanto, la evolución del precio internacional deja de ser una variable exclusivamente sectorial: pasa a tener incidencia potencial sobre inversiones, exportaciones y generación de divisas.
Aguas abajo
El conflicto en el Estrecho, incidió en los resultados de Tenaris durante el segundo trimestre. La compañía postergó envíos por 130 millones de dólares con destino a Irak, Kuwait y Catar como consecuencia del cierre del estrecho de Ormuz, que impidió el tránsito de los buques hacia el norte del Golfo. En contraste, los despachos hacia Arabia Saudí y Emiratos Árabes Unidos se sostuvieron, pues Aramco y ADNOC mantuvieron sus operaciones de perforación. Las ventas totales alcanzaron 3.000 millones, un 4% por debajo de la cifra registrada en el mismo período de 2025.
El escenario obligó a la empresa a modificar sus previsiones. La reapertura de Ormuz, que hasta entonces formaba parte del escenario base, pasó a considerarse un elemento de mejora, ya que existen pedidos producidos que aguardan su salida. La cartera de materiales para esa región aumentó de US$100 a US$130 millones. Tenaris prevé que el tercer trimestre será el período más afectado, aunque estima que los ingresos y el EBITDA del segundo semestre se mantendrán en línea con la primera mitad, con una recuperación hacia el último tramo del año.
La interrupción del tránsito elevó el precio del petróleo y generó incentivos para aumentar la perforación en otras regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina muestran una demanda mayor de tubos. En Vaca Muerta operan 42 equipos, nueve más que en enero. La empresa amplía turnos en sus plantas de Koppel y Ambridge, y ejecuta un programa de US$ 230 millones en Sault Ste. Marie. El sector offshore también experimenta una reactivación; Tenaris sumó trabajos para Cronos, GranMorgu y Sakarya, y proyecta que el impacto en ventas se refleje desde el cuarto trimestre de 2026 y continúe durante 2027.
¿Y el Rigi?
La agenda local incorporó otra variable vinculada con la capacidad de la Argentina para atraer inversiones hacia sus recursos energéticos y mineros. El Senado buscará esta semana avanzar con el dictamen del denominado Súper RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias, con la expectativa oficial de alcanzar su sanción antes de finalizar agosto.
El proyecto apunta a crear un marco de adhesión para inversiones superiores a los US$ 1.000 millones en actividades que actualmente no cuentan con un vehículo específico dentro del régimen vigente. La discusión cobra dimensión por la cartera de proyectos bajo evaluación, estimada en US$ 101.241 millones, y por su posible aplicación a desarrollos industriales asociados con la energía y la minería, entre ellos el procesamiento de minerales y otras actividades destinadas a ampliar la capacidad exportadora.
Mientras la evolución del conflicto entre Estados Unidos e Irán modifica las condiciones del mercado mundial de energía, el debate del Súper RIGI en el Senado introduce una variable interna: qué condiciones ofrece la Argentina para que los proyectos de largo plazo puedan ejecutarse aun cuando cambien el precio del petróleo, el costo del financiamiento y el contexto internacional.
Si el Senado emite dictamen y el proyecto llega al recinto durante la segunda mitad de agosto, su posterior reglamentación podría abrir una nueva etapa para proyectos que requieren compromisos de capital de largo plazo.
El debate adquiere además otra dimensión frente al comportamiento reciente de la inversión extranjera directa. Pese a la puesta en marcha del RIGI, la Argentina quedó en 2025 fuera del grupo de principales receptores de capital extranjero de América Latina y registró una caída respecto de 2024.
Según el informe más reciente de la CEPAL, América Latina y el Caribe recibieron US$ 194.233 millones de inversión extranjera directa en 2025, un 1,7% más que en 2024. Brasil recibió US$ 77.676 millones y México, US$ 43.221 millones. Siguieron Chile, Perú, Colombia, Guyana, Costa Rica y República Dominicana. La Argentina quedó fuera de ese grupo de principales receptores.
La comparación con 2024 permite dimensionar el retroceso. Ese año, la Argentina había recibido US$ 11.644 millones, equivalentes aproximadamente al 6% de toda la inversión extranjera directa de la región, por lo que se encontraba lejos de ocupar los últimos lugares entre los receptores de capital.
TGN (Transportadora de Gas del Norte SA) designó a Mariana Jourdan como jefa de Relaciones Comunitarias y Sostenibilidad. Jourdan es licenciada en Ciencia Política por la Universidad de Buenos Aires y cuenta con más de 15 años de trayectoria en sustentabilidad corporativa, gestión de programas de impacto social y relacionamiento con grupos de interés de los sectores público, privado y social.
A lo largo de su trayectoria profesional, se desempeñó en Toyota Argentina en distintas posiciones vinculadas a Sustentabilidad y Comunicación ESG, desde las cuales lideró iniciativas de inversión social, relacionamiento institucional, comunicación de sostenibilidad y elaboración de reportes conforme a estándares internacionales.
También se desempeñó como consultora y líder de proyectos vinculados con empleabilidad, impacto social y articulación con organizaciones y empresas. Complementa su formación con estudios de posgrado en gestión de organizaciones sin fines de lucro y políticas públicas.
Con esta incorporación, TGN fortalece su capacidad de relacionamiento con las comunidades y su agenda de sostenibilidad, en línea con el compromiso de la compañía de generar vínculos de largo plazo con sus grupos de interés.
La revista Time empezó a mostrar publicidad a agentes de inteligencia artificial, un giro que confirma que los bots ya dominan internet. Detrás de esa transformación digital hay una demanda eléctrica que crece al 15% anual y que en Argentina abrió una disputa por el gas neuquino.
La revista estadounidense Time comenzó a mostrar anuncios pensados no para personas, sino para agentes de inteligencia artificial que rastrean sus páginas. La decisión responde a un dato que reordena la lógica de la web: el tráfico de bots superó al humano por primera vez, con el 57,5% de las solicitudes generadas por sistemas automatizados frente al 42,5% de usuarios reales. Para adaptarse, el medio convirtió sus páginas a un formato de texto plano, más fácil de leer para los modelos de lenguaje, y sumó avisos en formato de preguntas frecuentes identificados como contenido patrocinado.
El movimiento parece un asunto de marketing, pero tiene un correlato físico que interesa de lleno al sector energético. Cada consulta a un modelo de IA, cada rastreo de esos bots que ahora leen a Time, consume electricidad. Y esa demanda dejó de ser marginal.
El costo eléctrico detrás de cada consulta
La Agencia Internacional de Energía (AIE) puso números al fenómeno en su informe de abril de 2026. Los data centers consumieron 485 TWh en 2025 y podrían acercarse a 950 TWh hacia 2030, con la IA como principal motor de ese salto. Para dimensionarlo, esa cifra proyectada equivale a más de tres veces el consumo eléctrico anual de España. El sector crece cerca del 15% anual, más de cuatro veces por encima del resto de la economía combinada, y el segmento vinculado específicamente a la IA avanza todavía más rápido.
El desafío no es solo el volumen, sino la forma de esa demanda. La AIE recordó un episodio de 2025 en el que el consumo eléctrico de un proceso de entrenamiento se disparó un 400% en apenas un cuarto de segundo, una variación que las centrales convencionales no alcanzan a seguir y que obliga a sumar almacenamiento en baterías. La inversión acompaña esa curva: el desembolso anual de las grandes tecnológicas podría pasar de más de US$ 400.000 millones en 2025 a US$ 700.000 millones en 2026.
Del gas al cómputo: la apuesta argentina
¿Qué tiene que ver todo esto con Vaca Muerta? Que esa sed eléctrica necesita una fuente estable, disponible las 24 horas, y el gas neuquino aparece como candidato. El paradigma que empezó a circular en el sector se resume en una fórmula: Gas to Digital, transformar el shale en potencia de cómputo exportable.
La señal más concreta la dio la propia YPF. Su presidente y CEO, Horacio Marín, señaló que la compañía estudia montar un centro de datos aprovechando el gas excedente de Vaca Muerta y la experiencia de su generadora YPF Luz. No es el único movimiento. En octubre de 2025, la argentina Sur Energy y la estadounidense OpenAI firmaron una carta de intención para instalar un data center de próxima generación en la Patagonia, con capacidad de hasta 500 MW y una inversión que podría llegar a US$ 25.000 millones, bajo el régimen RIGI. En ese esquema OpenAI no aporta el capital directo sino que actúa como offtaker, comprador garantizado de la capacidad de cómputo, mientras el riesgo financiero recae sobre el consorcio privado liderado por Sur Energy.
La escala del reto se ve al compararla con el sistema eléctrico local. CAMMESA registró un récord de potencia de verano de 30.257 MW el 10 de febrero de 2025; un data center de 500 MW equivaldría a cerca del 1,7% de ese pico. El dato ordena las expectativas: aún los proyectos más ambiciosos anunciados para el país representan una fracción de la demanda máxima nacional, pero concentrada en un solo punto de la red.
El gas barato no alcanza
La abundancia de recurso no garantiza el negocio. Especialistas del sector advierten que disponer de una de las tarifas de gas más competitivas del mundo no es condición suficiente para radicar esta infraestructura de misión crítica. Los cuellos de botella son varios: limitaciones en el transporte eléctrico, plazos globales de entrega de equipamiento crítico, la necesidad de contratos de suministro en firme sin interrupciones invernales, conectividad redundante de fibra óptica de baja latencia y marcos regulatorios estables. A eso se suma un factor de tiempo: los fabricantes de turbinas de gas atraviesan niveles récord de demanda a nivel global, lo que estira los plazos de ejecución.
Hay además una variable social. En la cuenca de Vaca Muerta las comunidades temen que estos proyectos agraven la falta de agua, ya que los data centers son grandes demandantes del recurso, y por ahora no existe normativa que regule su instalación, algo reconocido por la propia Secretaría de Ambiente de Neuquén.
Un mismo hilo
El caso Time y la apuesta de YPF parecen mundos distintos: uno es publicidad digital, el otro es infraestructura energética. Pero los une una misma cadena. Los bots que ahora leen a Time, los agentes que deciden qué marca recomendar, los modelos que responden consultas, todos corren sobre servidores que consumen electricidad a un ritmo inédito. Argentina, con el gas de Vaca Muerta y el marco del RIGI, intenta ubicarse en el eslabón que provee esa energía. Si logra resolver los cuellos de botella de red, agua y equipamiento, el shale neuquino podría dejar de exportar solo moléculas para empezar a exportar, en forma indirecta, capacidad de cómputo.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, convocará a licitación pública nacional e internacional para la construcción, operación y mantenimiento privado de la obra de ampliación del sistema de transporte eléctrico denominada “AMBA I”, cuya ejecución permitirá abastecer la demanda del área en condiciones de confiabilidad y seguridad, aliviar restricciones estructurales y reducir riesgos de interrupciones del suministro, se comunicó.
El Plan contempla 270 km de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, 220 kV y 132 kV, una nueva Estación Transformadora en Plomer (500/220/132 kV), sistemas de compensación reactiva (STATCOM) y obras complementarias de conexión con las distribuidoras del área, con una inversión estimada en U$S 800 millones. La obra permitirá ampliar aproximadamente 2.000 MW la capacidad de demanda que el sistema puede abastecer en el AMBA.
Con el llamado a licitación referido se procura contrarrestar años de desinversión: las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda residencial, que subió 20 % en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte en Alta Tensión lo hicieron apenas un 8 por ciento. “Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado”, señaló Energía.
Entonces, “AMBA I” pasa a ser una obra clave para fortalecer la confiabilidad del Sistema en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra aproximadamente el 40 % de la demanda eléctrica nacional.
La actual saturación de la red en esa zona genera restricciones crecientes a la demanda y eleva el riesgo de colapsos por superación de los límites técnicos del sistema.
El proceso ahora anunciado “cuenta con condiciones que fortalecen su financiamiento y previsibilidad”, se aseguró. Contempla el respaldo de una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) actualmente en proceso de estructuración, y habilita al adjudicatario a solicitar su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite reducir riesgos, atraer inversión privada y asegurar reglas claras de largo plazo.
EL CRONOGRAMA
En cuanto a los plazos, el proceso licitatorio establece el siguiente cronograma: la presentación y apertura del Sobre N° 1 (calificación técnica y financiera) se realizará a los 120 días corridos desde la presente publicación (11/8/26), es decir hacia la primera quincena de diciembre de 2026.
Superada esa instancia, se prevé completar el proceso de evaluación, apertura del Sobre N° 2 (oferta económica) y adjudicación a comienzos de 2027, con la firma del contrato de concesión en los meses siguientes.
El contrato prevé una obra dividida en dos etapas con un plazo de construcción de hasta un máximo de 52 meses. Esta convocatoria pone en marcha, a su vez, un nuevo marco regulatorio para la ampliación del sistema de transporte eléctrico mediante concesión de obra, que habilita al sector privado a invertir, construir y operar infraestructura crítica bajo reglas claras y estables, sin comprometer recursos fiscales del Estado, remarcó la S.E..
La Secretaría destacó que “AMBA I es la primera de 16 iniciativas estratégicas del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico —que contempla inversiones por más de U$S 6.600 millones y la incorporación de 5.610 km de líneas de 500 kV en todo el país— y marca un avance en el proceso de normalización del sector energético argentino”.
YPF aceptó la oferta de Edenor para adquirir su participación en MetroGAS y MetroENERGÍA por US$ 780 millones, en una operación que aún espera el visto bueno del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad. La desinversión, enmarcada en la estrategia de concentrar recursos en Vaca Muerta, cierra una larga controversia administrativa desatada por la Ley 24.076, aunque se produce en un escenario adicional de interrogantes: la distribuidora aprobó su primer reparto de dividendos en 25 años por $65.000 millones mientras negocia el pago de una deuda de similar magnitud con Energía Argentina.
En el marco de la revisión de su portafolio y de la estrategia de concentrar inversiones en Vaca Muerta, YPF decidió desprenderse de sus activos en el segmento de distribución. Su Directorio aceptó la oferta vinculante de Edenor para adquirir la totalidad de sus participaciones en MetroGAS y MetroENERGÍA por un monto de US$ 780 millones.
El proceso de venta, conducido por el asesor financiero Citigroup (Citi), incluyó la recepción y evaluación de diversas propuestas; finalmente, el 10 de agosto de 2026, el Directorio seleccionó la presentada por la eléctrica. La operación, comunicada a la Comisión Nacional de Valores por la responsable de Relaciones con el Mercado de YPF, Margarita Chun, quedó sujeta al cumplimiento de las condiciones previstas en la oferta —entre ellas, las autorizaciones regulatorias y las garantías correspondientes— y requiere, expresamente, la aprobación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE).
La transacción abarca el 70% del capital y los derechos de voto que YPF posee en MetroGAS —representado por 290.277.316 acciones Clase A y 108.142.529 Clase B—, así como el 5% que mantiene en MetroENERGÍA, equivalente a 11.500 acciones Clase A. Una vez concretada, la petrolera estatal dejará de tener participación accionaria en ambas sociedades. MetroGAS, que presta servicio a unos dos millones de usuarios de la Ciudad y el Gran Buenos Aires mediante una red de más de 11.000 kilómetros de cañerías, tiene además entre sus accionistas a Integra Gas Distribution (9,23%), la ANSES (8%) y tenedores bursátiles (13% restante). Integra, holding fundado por José Luis Manzano, se encuentra vinculado desde 2021 al control de Edenor junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti, lo que añade un eslabón societario de interés en la operación.
Integración vertical
El recorrido previo hacia esta desinversión encuentra sus raíces en la normativa vigente y en una larga controversia administrativa. La Ley 24.076, sancionada en 1992, reorganizó el mercado gasífero bajo el principio de desintegración vertical, separando producción, transporte y distribución; su artículo 34 limitó expresamente las participaciones cruzadas entre empresas de distintos eslabones, impidiendo que un productor de gas tuviera control sobre una distribuidora. YPF ya poseía el 45,33% de Gas Argentino S.A. (GASA), sociedad que a su vez controlaba el 70% de MetroGAS, hasta que en noviembre de 2012 ejerció un derecho de preferencia para adquirir el 54,67% restante en manos de British Gas, asumiendo así el control indirecto de la distribuidora.
Si bien ENARGAS convalidó esa operación en abril de 2013 mediante la Resolución I/2566 —inscripta en el régimen de emergencia de la Ley 25.561 y en el proceso de renegociación de contratos—, el dictamen no derogó el artículo 34 ni otorgó una eximición permanente, sino que autorizó una estructura que mantenía latente la tensión regulatoria.
Esa tensión reapareció a fines de 2016, cuando el ente regulador requirió a MetroGAS un cronograma de adecuación a la ley, provocando la impugnación de YPF y la presentación de un esquema alternativo que, sin embargo, no zanjó el conflicto, el cual permaneció abierto en la documentación societaria durante los años posteriores. La cronología puede sintetizarse en cuatro hitos: la sanción de la ley en 1992; la toma de control por YPF entre 2012 y 2013; la intimación de ENARGAS en 2016; y la controversia administrativa iniciada en 2017, que se prolongó hasta la desinversión ahora anunciada.
En ese contexto, la venta de 2026 puede leerse como el cierre de una estructura que había quedado bajo permanente revisión, aunque con un matiz fundamental: Edenor, al ser una empresa de distribución eléctrica y no una productora de gas natural, no incurre en la prohibición de integración vertical del artículo 34, lo que allana el eventual escrutinio regulatorio desde ese ángulo.
La sombra de la deuda
Más allá del traspaso accionario, el proceso se ve atravesado por otra arista financiera y regulatoria. MetroGAS aprobó la distribución de $65.000 millones en dividendos —el primer reparto desde 2001—, sustentado en las ganancias acumuladas tras la recomposición tarifaria y los cambios en el sector. Dicho monto roza el saldo consolidado de $67.557 millones que la compañía reconoció ante Energía Argentina (Enarsa) en septiembre de 2025, originado en compras de gas entre agosto de 2019 y ese mes.
El acuerdo de pago estipula la cancelación de la mitad de esa deuda mediante fondos de un préstamo sindicado y la refinanciación del resto en nueve cuotas trimestrales con vencimiento hasta noviembre de 2027, durante las cuales el saldo devengará intereses a una tasa TAMAR más 8,15% anual. La simultaneidad entre el pago de dividendos y la vigencia de ese plan de pagos ha suscitado cuestionamientos sobre su compatibilidad con los criterios exigibles a una concesionaria de servicio público —en términos de cumplimiento financiero, inversiones y continuidad del servicio—, aunque no existe una prohibición expresa que lo impida.
Si bien suele atribuirse la desinversión de YPF a las restricciones verticales de la Ley del Gas, la nota subraya que no media una orden judicial ni administrativa firme que la obligue a vender, toda vez que la Resolución ENARGAS I-2566/2013 no fue anulada. De este modo, la operación aparece impulsada tanto por los antecedentes regulatorios derivados del artículo 34 como por una decisión empresaria de reasignación de recursos, en un escenario donde el polémico reparto de dividendos añade una capa extra de complejidad al proceso de transición accionaria.
YPF informó que, “en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos”, el Directorio de la compañía energética aceptó la oferta presentada por EDENOR S.A. para la compra de su participación accionaria en MetroGAS S.A. (“MetroGAS”) y MetroENERGÍA S.A. (MetroENERGÍA) por un monto de U$S 780 millones.
“Este proceso competitivo y transparente fue llevado adelante Citigroup (“Citi”) en carácter de asesor financiero de YPF. Las distintas ofertas recibidas fueron evaluadas por la compañía y la propuesta seleccionada fue aprobada por el Directorio en su reunión de hoy “(lunes 10/8), se comunicó.
El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en dicha oferta, entre las que se incluyen la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y de las garantías de cumplimiento previstas”, se precisó.
Desde la empresa de mayoría accionaria estatal desde 2012, ahora presidida por Horacio Marín, se argumentó que “esta operación forma parte de la estrategia de YPF de continuar optimizando su portafolio de activos y concentrando sus esfuerzos e inversiones en el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de consolidarse como una compañía shale de clase mundial y avanzar en su transformación en un actor energético de escala global”.
El accionista mayoritario de MetroGAS es YPF, que controla el 70 % de la compañía (a través de acciones Clase A y Clase B). El resto del capital se divide entre la firma Integra Gas Distribution (9,23 %), la Anses (8 %) y acciones flotantes en la bolsa (13 %).
Integra es holding energético y de inversión fundado por José Luis Manzano, que desde 2021 controla la distribuidora de electricidad por redes domiciliarias Edenor (asociado con Daniel Vila y Mauricio Filiberti).
La mayor distribuidora de gas natural por redes domiciliarias del país MetroGAS cuenta con una extensión de más de 11.000 kilómetros lineales de cañerías de alta, media y baja presión, abasteciendo a unos 2 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires.
La operación fue comunicada a la Comisión Nacional de Valores por Margarita Chun, Responsable de Relaciones con el Mercado de YPF S.A.
“YPF S.A. llevó adelante un proceso competitivo para la venta de su participación accionaria en MetroGAS S.A. y MetroENERGÍA S.A. . Como resultado de dicho proceso, y habiendo evaluado las ofertas recibidas, se hace saber que con fecha 10 de agosto de 2026, YPF, aceptó la oferta presentada en esa misma fecha por Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (EDENOR), para la compra del:
(i) 70 % del capital social y los derechos de voto de YPF en MetroGAS consistente en 290.277.316 acciones nominativas, no endosables, Clase A de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción y 108.142.529 acciones nominativas, no endosables, Clase B de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción;
Y (ii) 5 % del capital social y los derechos de voto de YPF en MetroENERGÍA consistente en 11.500 acciones nominativas, no endosables, Clase A de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción.
El precio de la Transacción asciende a dólares estadounidenses setecientos ochenta millones (U$S 780 millones) y como resultado de la misma, YPF se desprenderá de la totalidad de su participación accionaria en MetroGAS y MetroENERGÍA.
El cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en la Oferta, incluyendo, entre otras, la obtención de las autorizaciones regulatorias aplicables, entre ellas la aprobación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)”, se notificó a la CNV.
La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 198/2026, que la actual Concesionaria HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO S.A. continuará operando el Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga (Santiago del Estero) , que le fueran otorgados en concesión en 1994, ahora hasta el 15 de diciembre de 2026, en tanto remita dentro de los próximos 10 días hábiles la Carta de Adhesión que corresponde, según un Anexo de la R-198.
Dicha norma establece que, en caso de no efectuarse la adhesión referida, la Concesionaria estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 90 días corridos, con el fin de que el Estado Nacional “adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del Contrato de Concesión que se inició en 1994”. Dicho contrato contemplaba una prórroga de 12 meses, vencida en diciembre de 2025, y luego prorrogado hasta fines de agosto 2026.
En los considerando de la R-198 Energía refiere que “es intención del Estado Nacional volver a licitar la concesión del Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y a la Central Hidroeléctrica Los Quiroga bajo un proceso competitivo nacional e internacional”.
Al respecto, se argumenta además que “los procesos de licitación emprendidos por el Estado Nacional contemplan un grado de complejidad que se evidencia en la necesidad de conducir diversas tareas que garanticen la transparencia, la igualdad de oportunidades entre los oferentes y la correcta utilización de los recursos públicos”.
Esto último, en relación a “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 de cada uno de los complejos hidroeléctricos y la elaboración de los manuales de protección del ambiente y seguridad de presas”.
En la R-198 se determina que “si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujeta a las siguientes condiciones:
a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que se modifican, amplían y/o aclaran. b. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a pesos 5.000.000 (cinco millones). La garantía, a instancias de la S.E., podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución. Deberá ser presentada en un plazo máximo de diez (10) días hábiles desde la oficialización de la R-198. c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la Concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Esta Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria. d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de Santiago del Estero que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos. e. 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. f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Contrato de Concesión del Complejo Hidroeléctrico Rio Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga, hasta tanto se produzca el vencimiento del (nuevo) plazo previsto en la nueva Resolución. g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego.
Asimismo la R-198 establece la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (de la S.E.) en su calidad de veedor para el Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga por el (nuevo) plazo establecido.
El informe sobre los resultados del segundo trimestre del año de la energética YPF reveló una utilidad neta que ascendió a U$S 1.205 millones, la segunda más alta de la compañía, reflejando de forma clara los resultados del Plan 4×4 (de reestructuración de negocios de la compañía). El trimestre de mayor utilidad neta corresponde al Q3 del año 2025.
El EBITDA ajustado del período fue de U$S 2.804 millones, con un margen de 43 % sobre los ingresos, el mejor registro en los últimos 20 años.
El EBITDA del trimestre creció 150 % respecto al año anterior, impulsado por el continuo crecimiento de la producción de shale, la reducción en los costos de extracción, los niveles récord de procesamiento, la continua optimización y eficiencia operativas y la dinámica alcista de precios.
Durante el segundo trimestre YPF implementó un esquema de buffer temporal de precios de naftas y gas oil por el cual no trasladó al surtidor el impacto completo de la suba de precios internacionales, se puntualizó.
La producción de petróleo shale promedió 213.000 barriles diarios, con un crecimiento de 47 % interanual. Para finales de este año, la compañía espera continuar creciendo hasta alcanzar 250.000 barriles diarios de petróleo shale.
En este sentido, en el mes de mayo YPF presentó al RIGI el proyecto Loma La Lata Oil, con una inversión de 25.000 millones de dólares, la más importante hasta ahora presentada para acceder a dicho régimen.
Durante el segundo trimestre 2026, las inversiones alcanzaron U$S 1.340 millones de dólares, un 16 % por encima del año pasado, de los cuales el 77 % se destinaron a la actividad no convencional, principalmente en Vaca Muerta.
Se espera una aceleración importante durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale al cierre del año, se indicó.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías de la compañía alcanzaron un nuevo récord histórico de 351.000 barriles diarios, con una utilización del 104 %, lo que también permitió registrar récords de producción de naftas y gas oil, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar excedentes a países de la región.
Las ventas de naftas y gas oil crecieron 10 % en volumen respecto al año anterior, consolidando una participación de mercado del 59 % en el trimestre analizado.
El proyecto del Oleoducto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 77 % de la obra ejecutada al cierre de junio de 2026. Se espera que el nuevo oleoducto y terminal inicien sus operaciones de exportación de petróleo para principios del año próximo.
Como parte del Plan 4×4, la compañía continuó avanzando en la venta de activos no estratégicos. El jueves 6 de agosto YPF acordó la venta de 2 grupos de áreas convencionales en la provincia de Mendoza por un monto de alrededor de 400 millones de dólares.
Cuando se logre el cierre de dichas transacciones YPF tendrá 95 % de su producción en Vaca Muerta acercándose al objetivo de convertirse en una empresa netamente de No Convencionales Integrada.
El flujo de caja libre fue de 824 millones de dólares siendo el tercero más alto de la historia, que incluye un efecto extraordinario por la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta.
Excluyendo este efecto, la generación de caja hubiese ascendido a 1.000 millones de dólares, demostrando el sólido desempeño operativo y financiero alcanzado durante el trimestre, se describió.
Esto le permitió a YPF cerrar el trimestre con una liquidez récord histórica de casi 2.500 millones de dólares y reducir el ratio de endeudamiento neto a 1.09 veces, el más bajo de los últimos 11 años, remarcó la empresa de mayoría accionaria estatal.
A través de la Resolución 197/2026, la Secretaría de Energía de la Nación autorizó a la empresa minera Vicuña Argentina S.A. a construir una línea de transporte de energía eléctrica de uso particular en Doscientos veinte kilovoltios (220 kV), doble terna, de aproximadamente 93 km de longitud, destinada a vincular la futura Estación Transformadora Chaparro con la futura Estación Transformadora José María, ambas ubicadas en la Provincia de SAN JUAN, a su exclusivo costo y para su propia necesidad, en los términos de la Ley (marco) 24.065.
La autorización otorgada tendrá una duración de 25 años, contados a partir de la fecha de la R-197 ahora oficializada, debiendo la empresa autorizada construir, operar y mantener las instalaciones a su exclusivo costo y para su propia necesidad.
La autorización conferida queda supeditada al cumplimiento de las condiciones técnicas, ambientales y regulatorias aplicables al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), así como a los requerimientos que resulten del correspondiente Convenio de Conexión a suscribirse con la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A..
El tendido de la Línea de 220 Kv ahora autorizado se relaciona con el desarrollo del proyecto y distrito minero Vicuña en San Juan (cobre, oro y plata), perteneciente a la minera canadiense Lundin Mining y a la multinacional australiana BHP. El proyecto ya cuenta con la aprobación del RIGI prevé una inversión de largo plazo por hasta U$S 9.000 millones.
Esta semana la minera Vicuña acordó con el gobierno de San Juan aportar U$S 250 millones en obras de infraestructura. Este desembolso se enmarca en la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto y se realizará antes de que comience su etapa productiva, prevista para 2027.
La R-197 ordena notificar la decisión a Vicuña Argentina S.A.; a Transener S.A., la Compañía Administradora del MEM (CAMMESA) y al Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad (ENRGE).
En los considerandos de la nueva Resolución se describe como antecedente que “el 16 de octubre de 2025, la Secretaría informó al entonces Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) que se encontraba considerando el otorgamiento de la autorización solicitada por la empresa Vicuña Argentina S.A., por lo cual resultaba necesario que, en forma previa, se convocara y celebrara una Audiencia Pública, luego de lo cual debería informar sobre eventuales impedimentos técnicos que pudieran encontrarse.
En enero de 2026, el ENRE puso en conocimiento de la S.E. que se convocó la Audiencia Pública solicitada, y que luego de su realización (15/1/2026) notificó y detalló a la Secretaría los principales planteos formulados por los distintos expositores, formulando consideraciones a su respecto.
La Dirección Nacional de Transporte y Distribución Eléctrica de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, mediante un Informe Técnico analizó las consideraciones remitidas por el Ente Regulador, concluyendo que “la Audiencia Pública cumplió con las instancias previstas por la normativa vigente, que no se identificaron impedimentos técnicos, ambientales ni regulatorios para el otorgamiento de la autorización solicitada y que no se acreditó la existencia de una necesidad o conveniencia pública de uso compartido con terceros en los términos de la Ley 24.065”.
Un crudo firme y récords de producción del presal empujaron las ganancias 55,3% para arriba. Con esa caja, la petrolera brasileña financia su plan de inversión a 2030.
Petrobras cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto atribuido de US$ 16.627 millones, según el balance que presentó esta semana la mayor empresa de Brasil. Son un 55,3% más que un año atrás. Las ventas, en tanto, treparon a US$ 57.142 millones, con un alza del 35,7%, y dentro de ese total los derivados del petróleo aportaron US$ 31.029 millones. ¿De dónde salió el grueso de los ingresos? De ambos frentes: la facturación en Brasil llegó a US$ 36.401 millones y la del exterior a US$ 20.741 millones, esta última con un salto del 82,4%. Todas las cifras corresponden a los valores en dólares que la compañía informa a los mercados internacionales.
El segundo trimestre fue el motor del resultado. Ahí las ganancias sumaron US$ 10.428 millones, muy por encima de las de un año atrás, en un período que la empresa explicó por dos vías: el crudo caro a raíz del conflicto en Medio Oriente y una tanda de récords operativos. La producción total tocó los 3,34 millones de barriles equivalentes por día, mientras que la extracción propia de crudo en Brasil escaló hasta los 2,7 millones de barriles diarios. Con semejante trimestre a cuestas, la petrolera acompañó el balance con una remuneración a los accionistas de unos R$ 17.400 millones, un reparto que el mercado ya venía anticipando.
Detrás de esos números hay una definición estratégica de fondo. Petrobras sostiene un plan de inversión de US$ 91.000 millones para el período 2026-2030, y cerca de US$ 69.000 millones de esa cifra apuntan al upstream. El destino principal es el presal, esa formación que yace bajo una gruesa capa de sal en aguas profundas del Atlántico y que se convirtió en el activo estrella del país. Allí la compañía calcula que su costo de equilibrio puede perforar el piso de los US$ 28 por barril, lo que la mantiene rentable aun cuando el crudo cotiza barato.
Lo llamativo del semestre es que la empresa logró sostener a la vez tres frentes que suelen chocar entre sí: bombear en la franja alta de su guidance, premiar a los accionistas con dividendos gordos y bancar un capex de largo plazo que no da respiro. La suma de crudo firme, récords de producción y una deuda más baja que en marzo apuntala su caja para lo que viene. El único fantasma es de siempre: que el precio del petróleo pegue la vuelta y desarme la película.
Que el mayor exportador de gas licuado tenga que recurrir a barcos ajenos muestra hasta qué punto el bloqueo del Estrecho tensionó la oferta. En ese contexto de precios altos, la Argentina ya empezó a colocar volumen firme en Europa.
El faltante global de GNL asociado al conflicto en Medio Oriente superó las 30 millones de toneladas, con Europa absorbiendo cerca de tres cuartas partes de la oferta perdida a raíz de la disrupción en el Estrecho de Ormuz. La combinación de una ruta marítima crítica trabada y una demanda europea que sigue buscando alternativas al gas ruso dejó al mercado estructuralmente corto, con precios que reflejan la urgencia: el JKM asiático se ubicó en torno a los US$ 19,10/mmBtu y el TTF europeo en US$ 18,07/mmBtu.
El síntoma más elocuente de esa tensión lo protagonizó el propio líder del negocio. Trascendió que QatarEnergy compró 33 cargamentos spot de origen estadounidense en lo que va de 2026, frente a apenas cuatro durante todo el año anterior, para revenderlos luego en el mercado asiático tras haber declarado fuerza mayor sobre parte de sus compromisos. Que el mayor exportador mundial de GNL tenga que salir a abastecerse con barcos de terceros para cumplir contratos es la señal más clara de un mercado que dejó de funcionar con normalidad.
Detrás de esos movimientos hay un dato estructural que ordena todo el tablero: las rutas de shipping se volvieron tan determinantes como la propia capacidad de producción. El Estrecho de Ormuz, por donde circula buena parte del gas catarí, concentró el grueso del riesgo, y cada tonelada desviada hacia Europa profundizó la escasez en Asia. El resultado es un mercado spot que premia con precios altísimos a cualquier oferta nueva capaz de entrar en los próximos años.
Ahí es donde la Argentina encuentra su ventana, y con un dato que ya dejó de ser promesa: hay contrato firmado. El consorcio Southern Energy, que lidera PAE y del que participan también YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, le vendió a la estatal alemana SEFE 2 millones de toneladas anuales de GNL por ocho años. ¿Cuándo arranca? A fines de 2027, apenas entre en operación el Hilli Episeyo, el buque de licuefacción que se instalará en el Golfo San Matías, en Río Negro. No es un contrato menor: se trata de la mayor operación de exportación de gas licuado en la historia del país y compromete más del 80% de lo que ese primer barco puede producir.
En paralelo, y como apuesta de mayor escala, avanza el proyecto integrado Argentina LNG, impulsado por YPF junto con la italiana Eni y la emiratí XRG (vinculada a ADNOC), que contempla una inversión cercana a los US$ 20.000 millones para desarrollar una capacidad de unas 12 millones de toneladas anuales, con la decisión final de inversión prevista para este año. Ambas iniciativas, apalancadas en el gas de Vaca Muerta, comparten el mismo viento de cola: mientras hasta Qatar debe salir a comprar spot para cubrirse, la Argentina empieza a asegurar volumen firme y de largo plazo en el mercado europeo, exactamente el tipo de contrato que un mercado tensionado vuelve más valioso.
YPF y PedidosYa firmaron una alianza comercial que permitirá ampliar la presencia de las tiendas Full en el canal de delivery más importante de la región.
A partir de este acuerdo, los productos de las tiendas Full estarán disponibles para delivery de manera exclusiva a través de la aplicación de PedidosYa. Además de sumar una nueva alternativa de compra para los consumidores, también permitirá incrementar su visibilidad comercial, acceder al principal ecosistema de delivery de la Argentina.
Actualmente, más de 60 tiendas Full en 14 provincias ya forman parte de la plataforma PedidosYa, con un destacado desempeño en ciudades como Bahía Blanca, Bariloche, Comodoro Rivadavia, Rafaela y Pinamar.
Con esta nueva etapa, ambas compañías se proponen alcanzar más de 600 sucursales Full activas dentro de la aplicación para fin de año.
A través de esta alianza, YPF y PedidosYa combinan el potencial de red de tiendas Full con la tecnología, logística y alcance de la plataforma líder de delivery del país, creando una propuesta que permitirá llegar a más consumidores, desarrollar nuevas oportunidades comerciales y fortalecer la experiencia de compra en todo el territorio nacional.
Horacio Marín presidentes y CEO de YPF afirmó que “las tiendas Full son un reflejo de lo que somos como compañía. Creemos que la calidad, la experiencia y la cercanía con el cliente son fundamentales, y esta alianza nos permitirá llevar esa propuesta a millones de personas de una manera más simple, rápida y conveniente”.
Esteban Gutierrez, CEO de PedidosYa afirmó que “trabajamos todos los días para simplificarle la vida a nuestros usuarios. El acuerdo con un socio estratégico de la talla de YPF refuerza nuestro compromiso y presencia federal, permitiendo llevar nuestra propuesta de valor a todos los rincones del país. Esta alianza permite que cualquier persona en cualquier provincia, pueda recibir la experiencia Full en la puerta de su casa de manera simple, conveniente y en cuestión de minutos”.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) y la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (Udea) mantienen abierta la convocatoria para participar de la segunda edición del Premio Bachofen-Ghirelli “Mujeres destacadas de la Energía”, una iniciativa que reconoce la trayectoria, el talento y el aporte de mujeres que impulsan el desarrollo del sector energético argentino.
Las postulaciones permanecerán abiertas hasta el 11 de septiembre y se podrán presentar candidatas de empresas energéticas, distribuidoras, universidades, facultades, colegios y centros de ingenieros, academias y otras instituciones vinculadas al sector. Cabe destacar que también se aceptan autopostulaciones.
La distinción lleva el nombre de Elisa Bachofen y Beatriz Ghirelli, dos referentes de la ingeniería argentina que marcaron un hito por su liderazgo y abrieron camino a la participación de las mujeres en disciplinas tradicionalmente masculinas.
En esta edición se otorgarán reconocimientos en las categorías Innovación, Diversidad e inclusión, Sostenibilidad y una distinción especial a la Trayectoria inspiradora, destinada a mujeres cuya carrera representa un ejemplo para las futuras generaciones.
La evaluación estará a cargo de un jurado integrado por referentes del ámbito académico y por ganadoras de la edición anterior, quienes analizarán el impacto de los trabajos, la originalidad de las iniciativas y el camino profesional de las candidatas.
Las ganadoras serán premiadas el 14 de octubre, durante el acto de apertura de CIDEL Argentina 2026, uno de los principales encuentros técnicos de la distribución eléctrica de la región.
Las bases y condiciones, junto con la documentación requerida para participar, se encuentran disponibles en el sitio web del Congreso.
Acerca de Adeera
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.
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 17/08/2026 al 31/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 28 oferas por un volumen que totalizó 29,1 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,96 el millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,75 el MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Los PPP según la provincia o zona de origen del gas fueron de U$S 4,16 el MBTU desde el NOA; U$S 4,12 el MBTU desde Neuquén; U$S 3,83 desde Tierra del Fuego; U$S 3,82 desde Chubut; y U$S 3,81 el MBTU para el gas de Santa Cruz.
Los precios para el gas puesto en el GBA variaron desde U$S 4,44 el MBTU, hasta U$S 4,96 el MBTU.
La oferta de gas proveniente de Neuquén totalizó 11,6 MMm3/día; Desde Tierra del Fuego 9,5 MMm3/d; desde Chubut fue de 4 MMm3/d; Desde Santa Cruz 2,5 MMm3/d; y desde la cuenca Noroeste 1,5 MMm3/día.
San Benito Upstream, compañía relacionada y bajo control común con PECOM, firmó un acuerdo con YPF para la adquisición de su participación en las áreas que conforman el bloque El Corcobo. Una vez perfeccionada la transacción y obtenidas las aprobaciones regulatorias correspondientes, PECOM y San Benito Upstream pasarán a ser los titulares de casi la totalidad del activo y PECOM asumirá su operación.
La transacción complementa la adquisición anunciada previamente de la participación de Pluspetrol en los mismos activos y representa un nuevo paso en la estrategia de crecimiento de la compañía en el negocio de producción de petróleo.
Con esta operación, PECOM -una empresa del Grupo conformado por Rosario, Pilar y Luis Perez Companc- continúa consolidando su posicionamiento como uno de los principales operadores de petróleo de la Argentina, reconocida por sus capacidades para operar de manera eficiente campos maduros convencionales, con un foco especial en recuperación terciaria.
El Corcobo comprende las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en la provincia de Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en la provincia de La Pampa y produce 19.000 barriles/día que se sumarán a los 35.000 que actualmente opera PECOM. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales, incluyendo las aprobaciones regulatorias por parte de ambas provincias.
Sobre PECOM
PECOM pertenece al grupo de empresas presidido por Luis Perez Companc, que desarrollan sus actividades en la Argentina a través de sus tres plataformas: consumo masivo, agro y energía. Con un sólido plan de inversiones en la Argentina, Rosario, Pilar y Luis Perez Companc confían en el potencial de nuestro país y el crecimiento de largo plazo de todas sus empresas asumiendo un rol protagónico en cada uno de los sectores en los que participan, decididos a honrar el legado y construir el futuro.
La Secretaría de Energía conformó el Comité de Selección para el análisis y evaluación de los antecedentes de los postulantes al Concurso Abierto de Antecedentes para la designación del Presidente del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE). Estará integrado por Osvaldo Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.
A través de la Resolución 191/2026, Energía dispuso que los miembros del Comité de Selección prestarán sus funciones ad-honorem, no existiendo erogación alguna para la conformación y el funcionamiento.
En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se indica como antecedentes que en julio de 2025 se constituyó el ENRGE y que comenzó a funcionar luego de conformado su Directorio en mayo de 2026. Se designó como Presidente a Néstor Lamboglia por el término de cinco (5) años.
Pero Lamboglia presentó su renuncia al cargo de presidente del Directorio del ENRGE a partir del 1° de junio de 2026, la cual fue aceptada mediante el Decreto 437/2026.
Frente a ello, el 28 de julio último Energía convocó a un nuevo Concurso de Antecedentes para la designación y nombramiento del Presidente del ENRGE y se aprobaron los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes.
La Cooperativa #CALF presentó un reclamo formal ante el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto para solicitar su intervención frente a las comunicaciones (intimidatorias) que recibió personal de la entidad.
Tales comunicaciones fueron realizadas por parte de un funcionario de la Embajada de Estados Unidos en relación con el convenio estratégico firmado con la empresa china Huawei, señaló el diario La Mañana de Neuquén (LMN).
La presentación ante Cancillería fue realizada el 4 de agosto y lleva la firma del presidente del Consejo de Administración de CALF, Marcelo Severini, se indicó.
Sobre el tema el Diario Página12 describió que “la Embajada de los Estados Unidos en Argentina envió una advertencia a la Cooperativa CALF, principal distribuidora de energía eléctrica de la Patagonia: amenazó con la revocación o denegación de las visas de ingreso a EE. UU. a un total de 18 directivos de la entidad”.
El mensaje busca interrumpir las negociaciones entre la Cooperativa y la tecnológica china Huawei para construir un data center regional con equipamiento de esa firma.
El embajador de EE.UU en Argentina, Peter Lamelas, defendió la decisión intimidatoria argumentando que la política de visas es una cuestión de seguridad interna y no de injerencia soberana, de acuerdo a una nota publicada en Clarín.
La Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada (CALF) rechazó las presiones de la embajada.
En un comunicado indicó que remitieron una nota formal a la Embajada y a la Cancillería argentina. Defendieron que su red es multiproveedor y sostuvieron que mantendrán sus criterios de compra basados puramente en calidad, precio y financiamiento, sin alterar sus proyectos.
Pampa Energía presentó ante inversores sus resultados del segundo trimestre de 2026, período en el cual la compañía registro un fuerte crecimiento operativo, tanto en generación eléctrica como en petróleo y gas. Además, el desempeño financiero acompañó el crecimiento operativo, con un EBITDA ajustado de 415 millones de dólares, un 75 % superior al del mismo trimestre del año pasado, se describió.
Gustavo Mariani, CEO de la energética, afirmó que “fue un trimestre espectacular para Pampa. Aprobamos la decisión de inversión más importante de nuestra historia, con la planta de urea en Bahía Blanca, aceleramos en el desarrollo de Rincón de Aranda (VM) y seguimos fortaleciendo la integración vertical entre nuestra producción de gas y el negocio de generación eléctrica, ganando eficiencia y competitividad”.
En un trimestre marcado por un fuerte crecimiento operativo, la compañía también destacó la aprobación de la inversión de 2.700 millones de dólares para construir la planta de urea en Bahía Blanca. Será la de mayor escala de Latinoamérica, tendrá capacidad para producir 2,1 millones de toneladas anuales y marca el ingreso de Pampa al negocio de los fertilizantes. Su construcción demandará 41 meses y el inicio de producción está previsto para 2030.
Además, generará más de 3.500 puestos de trabajo directos en el pico de obra, y hasta 300 puestos permanentes en la operación de la planta. Aportará divisas por aproximadamente 1.000 millones de dólares anuales entre exportaciones y sustitución de importaciones. El proyecto logró la preaprobación bajo el RIGI.
En generación eléctrica, Pampa aumentó su producción 14 % interanual y creció por encima del sistema nacional. El desempeño estuvo impulsado, entre otros factores, por una mayor integración entre la producción propia de gas y las centrales térmicas de la compañía, que mejoró la eficiencia y competitividad de sus operaciones.
En materia de producción de hidrocarburos, la compañía alcanzó un récord trimestral de 107.500 barriles equivalentes por día, 28 % más que un año atrás.
La producción de gas promedió 14,3 millones de metros cúbicos por día, 10 % más que en el mismo período de 2025. Además, alcanzó un récord de 7,4 millones de metros cúbicos por día en el bloque Sierra Chata, que creció 95 % interanual impulsado por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos.
En Rincón de Aranda, el yacimiento de shale oil que la compañía desarrolla en Vaca Muerta, la producción alcanzó los 23.400 barriles diarios, tres veces más que la del mismo período de 2025.
Además, durante el trimestre el proyecto obtuvo la aprobación del RIGI, que otorga estabilidad y permitirá avanzar en un plan de inversión superior a los 4.500 millones de dólares. Con esta aprobación, Pampa podrá desarrollar la zona norte del bloque, incorporar nuevos pozos, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción de 45.000 barriles por día.
Los avances operativos también se reflejaron en los resultados financieros. Durante el segundo trimestre, Pampa registró un EBITDA ajustado de U$S 415 millones, un 75 % superior al del mismo período de 2025, impulsado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos y el aporte de sus distintos negocios. La utilidad neta del segundo trimestre creció 330 interanual, alcanzando los U$S 172 millones.
“A pesar de su ambicioso plan de inversiones, la compañía mantiene una elevada posición de liquidez, conservadores niveles de endeudamiento y un cómodo perfil de vencimientos de deuda”, se destacó.
El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad.
721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas con revestimiento especial de hormigón, fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires, y transportados desde el puerto de Dock Sud hacia el puerto de San Antonio Este.
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