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 03/11/2025 al 16/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 44 ofertas por un volumen total diario de 49.280.000 m3, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,04 en el PIST y de u$s 2,63 en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,61 hasta u$s 2,53 por Millón de BTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 1,01 hasta u$s 3,41 el MBTU, según la cuenca de orígen.

Desde Neuquén llegaron 14 ofertas, por un total de 16.900.000 m3/día. Desde Santa Cruz se formularon 8 ofertas que totalizaron 7.190.000 M3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas por un total de 13.800.000 m3/día. Desde Chubut 6 ofertas por 6.590.000 m3/día, y desde la cuenca Noroeste 6 ofertas por un total de 4.800.000 m3/día.

En junio de 2025, la generación eléctrica total en América Latina y el Caribe (ALC) sufrió un decrecimiento del 6 % respecto al mes de mayo debido a una menor demanda de electricidad, informó el reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

En junio último, América Latina y el Caribe generó 159 teravatios hora (TWh) de electricidad, con 71 % proveniente de fuentes renovables.

La hidroelectricidad mantuvo su liderazgo con un 51,3% de participación, seguida del gas natural (20,4%), la eólica (10,1%) y la solar (4,8%), consolidando una matriz regional mayoritariamente limpia.

A pesar de la reducción mensual del 6 % respecto a mayo, el informe destaca un crecimiento interanual del 5 % frente a junio de 2024. La hidroelectricidad fue la fuente de mayor expansión, con 16,3 TWh adicionales en los últimos doce meses, impulsada por condiciones hídricas favorables. Por el contrario, el gas natural registró la mayor contracción, con 7,7 TWh menos que el año anterior.

Cabe destacar que, en junio de este año, todas las fuentes han reducido su aporte a la generación total en valores absolutos con respecto al mes anterior, con excepción de la bioenergía, la cual lo incrementó en 2 TWh.

El reporte subraya además que nueve países de la región superaron el índice regional de renovabilidad, entre ellos, Paraguay y Costa Rica que alcanzaron el 100 %, seguidos de Uruguay (98 %), Brasil (95 %) y Colombia (91 %).

Según OLADE, estos resultados confirman el liderazgo regional en generación renovable y evidencian una tendencia sostenida de crecimiento del 7 % anual en la producción acumulada de energía eléctrica durante los últimos tres años.

Descarga el reporte en el siguiente enlace: https://www.olade.org/publicaciones/octubre-2025-reporte-n-7-generacion-electrica-en-america-latina-y-el-caribe/

El gobernador Rolando Figueroa afirmó que “Neuquén ha logrado pararse desde otra posición frente a las empresas petroleras”, y consideró que la clave “es lograr que la monetización de nuestro subsuelo se reinvierta bien”.

“Antes, el 100 % de las regalías se usaban en gastos corrientes y se pedía prestado a tasas altísimas -dijo-. Hoy, las regalías financian infraestructura, pagan deudas y miran hacia el futuro. Ese es el rumbo correcto”, remarcó.

“Al sentarnos con las empresas pedimos tres cosas claras -indicó-: Primero, capacitación para nuestra gente. El Instituto Vaca Muerta comenzará a funcionar en abril, con la participación de YPF, otras operadoras y el sindicato, para formar a nuestros trabajadores. Segundo, colaboración con la educación formal: Hoy tenemos el programa de becas más ambicioso de América Latina, con veinte mil becas en total. Tercero, inversión en infraestructura. Estamos avanzando en la circunvalación de Añelo, donde la provincia aporta más de 20 kilómetros y las empresas, a través de un fondo de inversión de 60 millones de dólares, completan los 50 kilómetros restantes. Es un ejemplo de trabajo conjunto”.

Figueroa precisó que todo esto coincide con una nueva etapa de la producción hidrocarburífera neuquina. “La producción convencional se está agotando, y eso podría generar desempleo si no actuamos. Por eso redujimos tres puntos las regalías y eliminamos ingresos brutos a quienes mantengan los puestos de trabajo. Así protegemos la actividad y a los trabajadores”.

Explicó que, con los no convencionales, “la clave fue defender el dominio provincial de nuestros recursos”, establecido por Constitución Nacional. Recordó que cuando el Gobierno Nacional incluyó en la Ley Bases un artículo que devolvía el gas y el petróleo a la Nación, “lo frenamos de inmediato”.

“Esa misma negociación nos permitió fijar una regalía referencial del 15% -agregó-. Todas las nuevas concesiones están firmándose con ese porcentaje. La diferencia entre el 12 y el 15 % se destina a infraestructura: las empresas pueden aportar los fondos o ejecutar directamente las obras.” Un ejemplo de esto es la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas, a cargo de YPF.

El gobernador destacó el rol de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en las concesiones. “Es una herramienta estratégica que algunos quisieron eliminar y nosotros decidimos fortalecer”, remarcó. En ese sentido informó que, hoy, en cada área nueva, “negociamos la participación de GyP. Por ejemplo, en el caso de GeoPark, exigimos inversión genuina y logramos que se asocien con GyP, con una participación del 5 %. Así garantizamos que los recursos queden en la provincia”.

Proyección regional e internacional

Sobre la nueva etapa en la historia energética de la Provincia, recordó que “nuestro gas ya abastece el mercado interno, sustituye importaciones y comienza a llegar a los mercados regionales. Avanzamos con Chile, con Brasil y con otros países de América Latina”. No obstante, como la ventana de extracción es entre 30 y 50 años, consideró que hay que abrir nuevos mercados y llegar incluso a Europa.

“El acuerdo con YPF para el desarrollo del GNL es fundamental: permitirá llevar nuestro gas a Europa. Es una inversión de 25 mil millones de dólares, pero los europeos necesitan energía de zonas estables y sin conflictos. Neuquén tiene una posición geopolítica privilegiada”.

Figueroa adelantó que se está trabajando con Brasil, ya que atraviesa una crisis de abastecimiento de gas sobre todo en el área industrial de San Pablo. “Queremos colocar 30 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta”. Para eso tiene previsto viajar a fin de mes a ese país.

Vista Energy consolidó en el tercer trimestre de 2025 su crecimiento en Vaca Muerta, apalancado en la productividad de nuevos pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, y en una gestión orientada a la eficiencia operativa.

La compañía informó que, en el período mencionado, la producción total alcanzó los 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 7 % superior a la del trimestre anterior y un 74 % más, año contra año. La producción de crudo fue de 109.700 barriles día, lo que representa un incremento del 7 % contra el trimestre anterior, y un aumento interanual del 73 por ciento.

El EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) ajustado ascendió a 472 millones de dólares, un 17 % más que en el trimestre anterior y un 52 % más, año contra año.

El lifting cost (costo operativo de extraer un barril de crudo), se ubicó en 4.4 dólares por boe, un 6 % por debajo del nivel registrado un año atrás, reflejando la eficiencia alcanzada en las operaciones de desarrollo, se puntualizó.

Los ingresos totales fueron de 706 millones de dólares, un 16 % más que en el segundo trimestre del año y un 53 % por encima del mismo período del 2024.

Las inversiones totalizaron 351 millones de dólares, impulsada por la puesta en producción de nuevos pozos durante el trimestre, se indicó.

Vista precisó que el resultado neto del tercer trimestre alcanzó los 315 millones de dólares, mientras que el resultado por acción fue de 3.0 dólares.

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó la presentación de la obra de ampliación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que implica la instalación de dos nuevas plantas compresoras en las localidades de Alto Río Senguer y Gobernador Costa; y de una nueva planta en la localidad de Holdich, a partir de las gestiones impulsadas por el mandatario chubutense junto a sus pares de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, para impulsar el desarrollo regional.

El proyecto, que demandó una inversión total de 50.600 millones de pesos entre las tres provincias, incluyó la obra de interconexión entre el Gasoducto Patagónico Cordillerano y el Gasoducto General San Martín.

Dicha obra brindará una solución definitiva en la región, aportando confiabilidad al sistema y garantizando el abastecimiento de gas natural, permitiendo a su vez la incorporación de 12 mil nuevos usuarios de Chubut, Neuquén y Río Negro, luego de la suspensión en la entrega de nuevas conexiones desde 2022.

El acto se llevó a cabo en las instalaciones de la planta compresora ubicada en Gobernador Costa, y acompañaron al mandatario el vicegobernador Gustavo Menna; el gobernador Río Negro, Alberto Weretilneck, quien participó por videollamada; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba; el intendente local, Miguel Gómez; y sus pares de Río Pico, José de San Martín; Cholila; Alto Río Senguer; Sarmiento; El Hoyo y Tecka.

“La Patagonia es el motor energético del país”

Torres destacó que la obra “es un logro muy importante para todos nosotros y una obra fundamental para la Patagonia”, señalando que las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro “no solo tienen superávit energético, sino que, además, son el motor energético de la Argentina”.

“Lo importante es haber podido trabajar en conjunto y concretar estas obras que parecían imposibles, lo que hoy nos permite decirle a los pueblos de Chubut, Río Negro y Neuquén, que este es el último invierno sin factibilidad para acceso al gas”, expresó el titular del Ejecutivo, anticipando que “más de 12 mil familias van a ser beneficiadas por esta obra tan importante”.

“Con responsabilidad, austeridad y, sobre todo, con convicción, esta obra, de más de 50 mil millones de pesos, va a finalizar antes del próximo invierno”, aseguró el Gobernador, puntualizando que “la etapa más importante ya se logró, que es la conexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín y que nos va a permitir garantizar que el invierno que viene, ninguna de las familias que padecen la falta de gas, tengan que volver a atravesar por lo mismo”.

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, expresó que “esta obra es para nuestra provincia y para la región sumamente importante” y mencionó que “esta es una muestra más de lo que podemos hacer los patagónicos cuando estamos unidos”.

“La Patagonia produce el 98 % del gas del país, el 96 % del petróleo, el 60 % de la energía eólica y el 20 % de la energía hidráulica, por eso merecemos que nuestros pueblos tengan los servicios que necesitan”, señaló.

Por su parte, el presidente de Camuzzi Gas del Sur S.A., Jaime Barba, sostuvo que “es un orgullo poder inaugurar esta obra tan necesaria para toda la región cordillerana” y detalló que el proyecto “tiene cuatro frentes de trabajo: el primero, que ya está concluido, es un gasoducto de 5 kilómetros y medio que ya está en funcionamiento; y los otros tres brindarán una solución definitiva a los actuales y futuros usuarios del sistema”.

Detalles de las obras

El proyecto, que demandó una inversión de más de 50 mil millones de pesos entre las tres provincias contempla, por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico Cordillerano con el Gasoducto General San Martín, lo que permitirá reforzar el suministro y diversificar las fuentes de inyección de gas. Dicha obra, que debía haberse realizado en el año 2007, fue finalmente ejecutada 18 años después, y se encuentra en un 100 por ciento finalizada.

En segundo lugar, la iniciativa prevé la construcción de una nueva planta compresora en Alto Río Senguer, así como al montaje de un nuevo equipo en la planta existente de Gobernador Costa, obras que fueron reactivadas con la firma del acuerdo en la Casa de Gobierno del Chubut.

La fecha prevista para la finalización de la obra era el año 2017, pero fue paralizada y finalizada ocho años después. Dicha obra fue financiada por el Banco del Chubut y el Banco de la Provincia de Neuquén, por un monto de $ 24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi Gas del Sur S.A., que ejecutará la obra; en tanto que la interconexión con el Gasoducto General San Martín y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la licenciataria, de $ 25.812 millones adicionales.

En tercer orden, el proyecto implica la instalación de una tercera planta compresora en la localidad de Holdich, departamento de Escalante, que complementará las de Gobernador Costa y Alto Río Senguer, mejorando la presión y el caudal operativo; dicha obra ya fue adjudicada y ya inició su construcción.

El 84 por ciento del superavit comercial argentino alcanzado en setiembre, cuando totalizó U$S 921 millones, estuvo dado por el superavit registrado en dicho mes en la balanza energética, que fue de U$S 776 millones, destacó la Secretaría de Energía.

En setiembre las exportaciones del rubro energético totalizaron U$S 967 millones (+25% interanual) en tanto que las importaciones implicaron un monto de U$S 191 millones (+3,9 i.a.), se indicó.

En lo que respecta a los primeros 9 meses del año, la balanza comercial energética registró un superavit de U$S 5.368 millones, producto de exportaciones por U$S 8.131 millones e importaciones por U$S 2.763 millones.

En el año 2024 la balanza comercial energética totalizó un superavit de U$S 5.668 millones, resultando dicho monto de comparar exportaciones por U$S 9.677 millones (principalmente petróleo y derivados, y gas) con importaciones que sumaron U$S 4.009 millones, con caída de 49 % i.a. comparadas con 2023.

Las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar anunciaron la inauguración, en San Luis, de un parque solar de 18 MW, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de General Belgrano, dentro del predio del Parque Eólico San Luis Norte, que se encuentra en operación desde 2024 con 112 MW de potencia instalada.

Con esta incorporación, el complejo alcanza una capacidad total de 130 MW y se convierte en el primer parque híbrido de generación renovable del país, al integrar en un mismo sitio tecnología eólica y solar, poniendo en valor el recurso del viento y la irradiación del sol que tiene esa región de la provincia.

Esta modalidad permite además optimizar el uso de la infraestructura eléctrica, mejorar el factor de capacidad y aumentar la previsibilidad de la generación de energía limpia, se destacó.

La construcción del parque solar demandó una inversión de 15 millones de dólares, completando así, con los 25 aerogeneradores eólicos, una inversión total de 230 millones de dólares para el desarrollo de esta etapa del Parque de Generación Renovable.

La nueva capacidad de generación eléctrica renovable del parque solar podrá abastecer el equivalente a 35.000 hogares argentinos, y si se suma la potencia del parque eólico, todo el complejo estará contribuyendo al abastecimiento equivalente de 250 mil viviendas en el país, además de permitir directamente la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y el cumplimiento de los compromisos ambientales asumidos por el país, se describió desde PCR.

El parque se despliega en un predio de 1.500 hectáreas, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 MW de potencia. Asimismo, la ampliación de su capacidad con el nuevo complejo solar implicó la instalación de 35.000 paneles con trackers automáticos que permiten el seguimiento de la irradiación en cada hora del día.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, destacó que “este nuevo hito refuerza nuestra visión de largo plazo: invertir en una matriz energética más limpia, diversificada y confiable. El primer parque híbrido del país es una muestra de cómo la innovación tecnológica y la sostenibilidad pueden ir de la mano del desarrollo productivo nacional, contribuyendo con la industria en la descarbonización de sus operaciones”.

Por su parte, Federico Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura”.

“Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación de energía renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones de CO2”, afirmó Amos.

PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y para la generación de energía renovable, opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división de petróleo y gas opera en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

Por otra parte, ArcelorMittal Acindar es la productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la industria, el agro y la construcción. Cuenta con más de 80 años de historia en el país y, desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial.

Posee instalaciones de gran magnitud en cinco ciudades del país, siendo su principal predio productivo el de Villa Constitución (provincia de Santa Fe), donde opera un complejo de producción integrado: un puerto de minerales, una Planta de Reducción Directa, una Acería con hornos de arco eléctrico y máquinas de colada continua, trenes de laminación de última generación y plantas de alambres. También tiene plantas de producción en las ciudades de Rosario, Santa Fe; San Nicolás y La Tablada (Buenos Aires), Villa Mercedes (San Luis).

El Gobierno Nacional dispuso la normalización del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en base a los principios de competencia establecidos en la Ley 24.065 (Marco Regulatorio de la Electricidad).

Mediante la Resolución 400/2025 se impulsa un nuevo esquema basado en señales de precios marginales, tratando de eliminar las distorsiones creadas por la intervención estatal. El objetivo es restablecer un mercado eléctrico competitivo, transparente y sustentable, en el que el Estado recupere su rol regulador sin interferir en la operatoria, comunicó la Secretaría de Energía.

Y argumentó que “durante las últimas dos décadas, la fijación administrativa de precios y los subsidios indiscriminados distorsionaron las señales económicas, desincentivaron la inversión y generaron dependencia del gasto público. La normalización del MEM revierte ese proceso, restableciendo el principio de marginalismo como base del funcionamiento del sistema”.

La medida también establece la creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia, que permitirá la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. De esta manera, se promueve la competencia, se impulsa la instalación de nueva capacidad de generación y se facilita la planificación de inversiones de largo plazo.

Asimismo, avanza en la descentralización del manejo de combustibles, devolviendo a los generadores térmicos la responsabilidad de adquirir sus insumos.

CAMMESA dejará de concentrar la compra de combustibles y mantendrá sus funciones de despacho y administración del mercado, así como su rol de proveedor de última instancia, en línea con su diseño original.

El nuevo marco reafirma el respeto a los contratos vigentes del Plan Gas hasta su finalización en 2028, se puntualizó.

El gobierno señaló que “con esta reforma se consolida un cambio estructural en el sector energético: el Estado deja de actuar como empresario para volver a ser garante de reglas claras, precios reales y libertad de contratación”.

“La normalización del MEM restituye las condiciones para un mercado eléctrico eficiente, competitivo y previsible, capaz de atraer inversión privada, mejorar la calidad del servicio y asegurar el acceso sostenible a la energía para todos los argentinos”, reafirmó Energía.

La Resolución 778/2025 somete a discusión un proyecto integral que reemplaza la Resolución I-910/2009. Propone una metodología económica actualizada, incorpora al “comitente” como beneficiario de contraprestaciones y fija un horizonte de evaluación de cinco años.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) lanzó una consulta pública para reformar de manera integral el régimen de autorizaciones previsto en el artículo 16 de la Ley 24.076 (T.O. 2025) aplicable a las obras de expansión de los sistemas de distribución de gas. La iniciativa, formalizada mediante la Resolución ENARGAS 778/2025, busca actualizar criterios técnicos, económicos y procedimentales que regían desde la Resolución I-910/2009 y su normativa complementaria, ahora destinada a ser sustituida.

El llamado se apoya en el procedimiento de consulta previsto en el Decreto 1738/92 y en la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos, y reemplaza un proceso iniciado en 2019 (Res. 630/2019) que proponía ajustes parciales. El nuevo proyecto plantea una reforma de base: redefine la evaluación de proyectos, el cálculo de aportes y contraprestaciones, y el alcance de los sujetos que pueden percibirlas.

Uno de los ejes es la actualización de la “Metodología para la Evaluación Económica del Proyecto” del Anexo V de la I-910/09. ENARGAS propone pasar a una evaluación sobre un horizonte de cinco años —en línea con la lógica de la revisión tarifaria quinquenal— y utilizar costos marginales asociados a cada emprendimiento para reflejar mejor los costos reales de la expansión. Como cierre del flujo, el valor residual de la inversión de la prestadora se incorpora como recupero en el último período considerado. El objetivo declarado es evitar doble contabilización entre egresos tarifarios y los de cada proyecto, y acelerar el tratamiento de las ampliaciones.

En materia de financiamiento y retornos, se mantienen principios de la ley: si un proyecto no resulta rentable, la prestadora debe transparentar el cálculo y el monto de inversión que haría viable el suministro, y podrá requerir aportes de futuros usuarios. Sin embargo, la propuesta introduce un cambio relevante: incorpora expresamente la figura del “comitente” —cuando quien asume el costo no es la distribuidora, subdistribuidora ni los futuros usuarios— como acreedor de la contraprestación económica equivalente, como mínimo, al valor de negocio del proyecto. Además, abre la posibilidad de acordar distintas modalidades para percibir esa contraprestación (bienes, servicios y/o metros cúbicos de gas), continuidad de una opción ya prevista para usuarios y reforzada en 2024 al permitir el cálculo con cargo fijo promedio vigente.

Respecto de obras de refuerzo o infraestructura cuya demanda efectiva no pueda preverse con precisión, el proyecto admite un tratamiento diferencial de la metodología, sujeto a aprobación de la autoridad regulatoria, para ajustarla a los costos reales del servicio. También aclara que las obras incorporadas en planes de inversión obligatorios aprobados en cuadros tarifarios —o financiadas por el Factor de Inversión K— no deben tramitarse por esta reglamentación, para evitar superposiciones.

En el plano procedimental, la resolución fija que los trámites ya iniciados continuarán bajo el régimen vigente al momento de su ingreso. Para nuevas solicitudes, el monto de inversión y la documentación económica deberán presentarse con el expediente conforme al Subanexo I; ENARGAS podrá requerir información adicional cuando haya aportes directos de usuarios o clientes. Asimismo, el organismo propone regular supuestos en los que, pese a contar con autorización, las obras no comienzan dentro de plazos razonables y aparece otro interesado en ejecutarlas.

La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles administrativos desde la publicación de la resolución en el Boletín Oficial. Durante ese período, los interesados podrán formular observaciones no vinculantes. El expediente quedará disponible en la sede central del ENARGAS (Suipacha 636, CABA) y en sus delegaciones, y el proyecto se difundirá en la sección “Elaboración participativa de normas” del sitio web del organismo.

El acto se dicta en el marco de las competencias de ENARGAS según la Ley 24.076 y el Decreto 1738/92, y con mención al proceso de creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en el Decreto 452/2025, hasta cuya plena operación se mantienen vigentes las actuales estructuras del regulador del gas.

Claves de la Resolución 778/2025:

• Qué cambia: sustituye la Resolución I-910/2009 y su esquema de evaluación y contraprestaciones para expansiones de redes.
• Nueva metodología: evaluación económica a cinco años, con costos marginales por proyecto y valor residual como recupero al final del período.
• Contraprestaciones: se reconoce como beneficiario también al “comitente”; las formas de pago pueden ser bienes, servicios y/o gas.
• Demandas inciertas: admite un tratamiento metodológico diferencial para refuerzos/infrastructuras con incorporación de demanda no predecible.
• Alcances y exclusiones: no aplica a obras ya contempladas en planes de inversión obligatorios o por Factor K.
• Transición: expedientes en curso siguen bajo el régimen vigente a su ingreso.
• Participación: 15 días hábiles para comentarios desde la publicación en el Boletín Oficial; expediente disponible en sede de ENARGAS y delegaciones.

Para distribuidores y subdistribuidores, el punto crítico será el ajuste de los modelos de evaluación y la documentación económico-financiera exigida. Para municipios, cooperativas, desarrolladores y otros comitentes, la novedad es el reconocimiento explícito como acreedores de contraprestaciones y la posibilidad de acordar modalidades de percepción. Para usuarios, la propuesta busca acortar tiempos y transparentar los aportes requeridos cuando un proyecto no es rentable, sin duplicar costos ya contemplados en tarifas.

Los aportes deberán presentarse por escrito dentro del plazo establecido a partir de la publicación oficial. El proyecto y su anexo técnico (IF-2025-115674567-APN-GD#ENARGAS) estarán disponibles para consulta presencial y en el portal del organismo, donde se centralizan los procesos de elaboración participativa de normas.

La cooperación entre Japón y Rusia en el sector del oil&gas es clave en la estrategia energética de Tokio y una ventana de oportunidad para Moscú. Sin embargo, el conflicto con Ucrania y la presión internacional sobre Moscú introdujo nuevos desafíos para este vínculo.

Antecedentes

Hace ya décadas que el país nipón depende de importaciones para cubrir buena parte de sus necesidades energéticas, dada la escasa (casi nula) producción doméstica. Según datos de 2021, Rusia aportó aproximadamente un 3,6 % del crudo y alrededor del 8,7 % del gas natural licuado (GNL) importado por Japón. Proyectos clave como Sakhalin‑2, en los que participan compañías japonesas, han sido centrales para esta colaboración energética, aprovechando la proximidad geográfica con la isla de Sajalín. Además, Japón ha firmado acuerdos con Rusia en ámbitos más allá de los hidrocarburos, como el hidrógeno, y el almacenamiento de GNL, en el marco del traslado hacia energías más limpias.

Cooperación reciente y factores geoeconómicos

Una de las notas que destaca esta cooperación es que Japón, mediante sus compañías e inversiones, se involucró en proyectos rusos como el Arctic LNG‑2, con una inversión estimada en torno a los 3.000 millones de dólares, según declaraciones del presidente ruso en 2017.
Esa relación era vista por Tokio como un mecanismo para diversificar sus proveedores energéticos, alejándose de la casi absoluta dependencia del Medio Oriente.
Sin embargo, esta interdependencia se ha tensado tras el conflicto en Ucrania. A pesar de formar parte del G7 y apoyar las sanciones a Rusia, Japón ha mantenido algunos vínculos con los proyectos rusos de energía, justificando que ello es importante para su seguridad energética.

Tensiones y cambio de rumbo

En los últimos años el escenario ha cambiado. Por ejemplo, en 2024 se reportó que Japón depende de Rusia para cerca del 9 % de su GNL, y que, frente al vencimiento de contratos, los compradores japoneses evaluaban no renovarlos.
Más recientemente, en octubre de 2025, el Scott Bessent, Secretario del Tesoro de los Estados Unidos, declaró que espera que Japón deje de importar energía rusa, en una reunión con el ministro japonés de Finanzas. Tokio respondió que actuará según el principio básico de coordinación con los países del G7, aunque destacó que ciertas importaciones, como las de Sakhalin Blend, siguen siendo relevantes para su seguridad energética.
Además, en septiembre de 2025 Japón redujo el tope de precio para el crudo ruso a 47,60 USD por barril, alineándose con las sanciones del bloque europeo. No obstante, esta medida tiene un impacto limitado dada la proporción muy pequeña de crudo ruso en sus importaciones totales (0,1 % en el periodo enero-julio de ese año).

Implicaciones y dilemas

El dilema para Japón es claro: por un lado, su obligación como país aliado de las sanciones internacionales y su responsabilidad en materia de estabilidad geopolítica; por otro, la necesidad de garantizar una fuente fiable y relativamente cercana de energía, dada su debilidad en recursos propios.
La proximidad de Sajalín (varios días de navegación frente a otras fuentes) le da ventaja logística, pero las presiones políticas y el desgaste del yacimiento principal plantean incertidumbres.
Por otra parte, la diversificación de proveedores, por ejemplo con EE.UU., Australia o el esfuerzo de cooperación conjunta con Corea del Sur e Italia, muestra que Tokio busca reducir su exposición a Rusia.
Para Rusia, mantener la participación de compañías japonesas y sus contratos es relevante tanto para la financiación de sus proyectos de energía como para mantener relaciones con un país avanzado tecnológicamente y geográficamente cercano.

La cooperación energética Japón-Rusia ha recorrido un camino de persistente vinculación, pero ahora se encuentra en un punto de inflexión. Los compromisos geopolíticos, las sanciones y los vencimientos contractuales obligan a Tokio a replantear el equilibrio entre seguridad energética y alineamiento internacional. De aquí en adelante, la clave estará en saber hasta qué punto Japón puede o quiere mantener sus vínculos con Rusia sin desatender su posición como miembro del G7 y sin sacrificar su independencia energética.

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) designó a Juan Schamber como su nuevo director ejecutivo.

Schamber posee experiencia en asuntos corporativos y comunicación estratégica, con trayectoria en empresas líderes, entre ellas Grupo Peñaflor, Urban, Coca-Cola, Petrobras y Pérez Companc. Su expertise también incluye experiencia en el ámbito gremial empresario.

Junto al actual presidente de la entidad, Carlos Ormachea (Tecpetrol), Schamber asume la tarea de consolidar el posicionamiento de la CEPH como entidad interlocutora de la industria del petróleo y el gas en el país, se comunicó.

Schamber trabajará junto a la comisión directiva, integrada por Pan American Energy (vicepresidencia primera); YPF (vicepresidencia segunda), Vista (secretaría general); Total (pro secretaría); Pampa Energía (tesorería); Pecom (revisión de cuentas); Chevron, Pluspetrol, Shell, Capsa, Phoenix, Harbour Energy, Equinor, Petroquímica Comodoro Rivadavia (vocalías).

La Secretaría de Energía estableció que la actual Concesionaria HIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A. (HIDISA), concesionaria del Sistema Hidroeléctrico Diamante (MZA) continuará operando el Complejo Hidroeléctrico oportunamente otorgado en concesión (1994), hasta el 30 de junio de 2026.

Ubicada sobre el río Diamante, en la provincia de Mendoza, está conformada por tres represas y tres plantas generadoras de energía hidroeléctrica (Agua del Toro, Los Reyunos y El Tigre).

Mediante la resolución 398/2025, la S.E. requiere a tal fin a HIDISA que remita dentro de los CINCO (5) días corridos de la entrada en vigencia de dicha norma, la Carta de Adhesión respectiva, que se apruobó como Anexo de la R-398.

En su artículo 2, dicha resolución establece que “en caso de no efectuarse la adhesión referida, la concesionaria mencionada estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a NOVENTA (90) días corridos, con el fin de que el ESTADO NACIONAL adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994”.

En el artículo 3 de la misma resolución se determina que “si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujetas a las siguientes condiciones:

a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que mediante el presente se modifican, amplían y/o aclaran.
b. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a dólares estadounidenses UN MILLÓN (U$S 1.000.000). Asimismo, la garantía, a instancias de la S.E., podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.
c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del ESTADO NACIONAL. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria.
d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de MENDOZA que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda.
e. Con una frecuencia cuatrimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.
f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Capítulo XIX del Contrato de Concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante, hasta tanto se produzca el vencimiento del plazo previsto en los Artículos 1° o 2° de la presente medida.
g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento.

Asmimismo, se estableció “la continuidad de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de la S.E. en su calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Diamante por el plazo establecido en la Resolución ahora oficializada.

El 8 de marzo último el Estado Nacional y la Provincia de Mendoza convinieron llevar adelante en conjunto un proceso licitatorio o concurso público nacional e internacional destinado a concesionar el Sistema Hidroeléctrico Diamante, en los términos de las Leyes 15.336 (Energía eléctrica) y 24.065 (Marco regulatorio e la Electricidad).

En los considerandos de la nueva Resolución se puntualiza que “es intención del Estado nacional volver a licitar la concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante bajo un proceso competitivo nacional e internacional al vencimiento de la concesión hidroeléctrica, convocando a una licitación pública nacional e internacional para el otorgamiento de una nueva concesión.

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía aprobó la Licitación Pública Nacional e Internacional referida a la ampliación de la capacidad de transporte del Tramo I del ahora denominado Gasoducto Perito Moreno (inaugurado en 2023 como Gasoducto Presidente Néstor Kirchner) realizada por Energía Argentina S.A. , y adjudicó tal licitación a Transportadora de Gas del Sur (tgs).

A través de la resolución 397/2025 publicada en el Boletín Oficial con fecha 17/10, Energía aprobó tal adjudicación, que había sido dispuesta por el Directorio de Energía Argentina mediante la Resolución 004 del 25 de septiembre último.

Se trata de la contratación de la ampliación de la capacidad de transporte de gas natural del Tramo I del GPM -que actualmente transporta hasta 26 millones de metros cúbicos día- y que permitirá incrementar dicha capacidad en hasta 14 MMm3/día, con opción a 6 MMm3/día adicionales, opción a ejercer en no mas de 2 años.

El Tramo II del GPM (o ex GPNK) entre Salliqueló y San Jerónimo (Santa Fe) ha sido prácticamente descartado por la Administración Milei.

La realización del proyecto ahora adjudicado demandará una inversión del orden de los U$S 700 millones. Los plazos técnicos constructivos que demanda su ejecución tornan muy poco probable que la ampliación de Capacidad de Transporte pueda activarse para el invierno de 2026.

La ampliación del Tramo I del GPM, mejorará la disponibilidad de gas natural, reducirá los requerimientos futuros de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles alternativos en los meses de invierno, y permitirá a su vez mejorar el perfil de gas disponible para centrales de generación eléctrica en períodos estivales de alto requerimiento.

Mediante el Decreto 1060/2024 se declaró de Interés Público Nacional la Iniciativa Privada propuesta por tgs S.A. denominada “Incremento de la Capacidad de Transporte Gas Natural, en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” , que consiste en la ejecución de las obras de ampliación del Tramo I del GPM, que abarca desde la localidad de Tratayén ubicada en Neuquén, hasta la localidad de Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, con el fin de incrementar la capacidad del sistema de transporte de gas producido en Vaca Muerta.

Estas obras de ampliación del GPM se encuentran vinculadas a las instalaciones que forman parte de la Concesión de Transporte oportunamente otorgada a la empresa IEASA), actualmente Energía Argentina S.A., mediante el Decreto 76 de febrero de 2022.

A través de la Resolución 169 de febrero de 2025 del Ministerio de Economía se delegó en la S.E. la responsabilidad de llevar adelante todos los trámites necesarios para la concreción de la Iniciativa Privada propuesta por TGS S.A.

En cumplimiento de lo dispuesto por la R-169/25 el Directorio de EA emitió la Resolución 001/2025 en mayó último aprobando el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional GPM.

El Adjudicatario tendrá a su cargo la Operación y Mantenimiento de la infraestructura existente que integra la concesión de titularidad de EA y de la Infraestructura de la Ampliación objeto de la Licitación durante el Plazo de Operación y Mantenimiento que establece el Pliego.

Proceso licitatorio

A través del Acta 816 de julio 2025, el Directorio de EA aprobó la designación de los miembros de la Comisión Evaluadora de Ofertas, órgano colegiado consultivo integrado por profesionales de EA, encargado de evaluar la capacidad legal, técnica, y económica-financiera de los oferentes.

EA realizó la apertura de ofertas, resultando ser la de la empresa TGS S.A. la única presentada, el 28 de Julio último. EA verificó el contenido del Sobre 1: “Documentación Legal – Propuesta Técnica” de la oferta presentada por TGS S.A.

La Comisión dictaminó el 18 de septiembre recomendando al Directorio de EA preseleccionar la propuesta del oferente TGS S.A. y disponer la apertura del Sobre 2 (oferta económica) del oferente preseleccionado.

El precio ofertado será el único importe que el Adjudicatario recibirá como contraprestación para: (i) recuperar las inversiones y gastos correspondientes a la Obra de Ampliación y a la Obra de Ampliación de la Capacidad Opcional, en su caso; (ii) compensar servicio de operación y mantenimiento que el Adjudicatario prestará a EA; y (iii) obtener el retorno razonable pretendido durante el Plazo de Disposición de la Capacidad Incremental (15 años) en los términos de la Oferta Irrevocable de Reserva de Capacidad.

De acuerdo a las constancias asentadas la Escritura Pública 228 del 22 de septiembre de 2025, el precio ofertado por la empresa resultó en la suma de dólares estadounidenses sesenta y nueve centavos POR MILLÓN DE BRITISH THERMAL UNIT (U$S 0,69/MMBtu), neto del impuesto al valor agregado (IVA).

El artículo 3 de la R-397 establece que “el adjudicatario deberá presentar a EA, dentro de los CINCO (5) días computados a partir de la fecha de notificación de la medida, las correspondientes garantías de cumplimiento, en dólares estadounidenses, en los términos establecidos en el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales de esta licitación.

La vigencia de la garantía se extenderá “hasta el total cumplimiento de las obligaciones que surjan de la aceptación de las Ofertas Irrevocables por parte del Adjudicatario”, y “reservándose EA las acciones que pudieran corresponderle en concepto de multas, gastos, daños y perjuicios”. “La eventual ejecución de la Garantía de Cumplimiento, lo será sin perjuicio de la responsabilidad por los daños y perjuicios que el Contratista haya causado”, añade la R-397.

La resolución firmada por María Tettamanti establece además que “dentro del plazo de CINCO (5) días corridos contados desde la fecha de notificación de la presente medida, EA deberá suscribir y remitir al Adjudicatario la Oferta de Reserva de Capacidad y la Oferta Irrevocable de Operación y Mantenimiento” del GPM.

“Si el Adjudicatario no aceptare las Ofertas Irrevocables dentro del mismo plazo, contado a partir de la fecha de recepción de las mismas, EA podrá dejar sin efecto la Adjudicación, y ejecutar la Garantía de Mantenimiento de Oferta”, puntualiza la R- 397.

Pan American Energy presentó el equipo que realizará el segundo pozo no convencional en el área Cerro Dragón, como parte del plan de inversión que la empresa desarrollará en el plan piloto para la reconversión de la Cuenca Golfo San Jorge.

En el marco de los compromisos asumidos al momento de reconvertir la concesión, la compañía desarrolla una inversión cercana a los 250 millones de dólares, para ejecutar dicho plan piloto con objetivo no convencional en Chubut, procurando nuevas oportunidades de desarrollo para el futuro energético de la región.

El acto tuvo lugar en la base de la compañía DLS en Comodoro Rivadavia, que en noviembre comenzará a perforar el segundo pozo NC en Cerro Dragón, siendo este actualmente el primero aprobado en la reconversión del yacimiento.

En este contexto, las autoridades de la compañía formalizaron el compromiso adicional de llevar adelante la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria, que buscarán contrarrestar el declino del área y maximizar la recuperación de las reservas descubiertas.

Participaron del acto, el gobernador Ignacio Torres, el vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos del Chubut, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, los secretarios generales del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; y el presidente de Petrominera Chubut S.E., Héctor Millar.

Por parte de la empresa Pan American Energy participaron el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

El titular del Ejecutivo provincial resaltó que “este es el segundo de diez pozos no convencionales que nos pueden poner en un lugar muy distinto y cambiar la matriz productiva de nuestra provincia” y ratificó que “vamos a seguir defendiendo el trabajo: esa es la prioridad de la provincia, de los municipios y de todos los que estamos presentes”.

Torres agradeció “a los distintos intendentes que acompañan este compromiso conjunto; justicialistas, radicales y de otros partidos”, y anticipó que la semana próxima viajará a Buenos Aires junto a los dirigentes gremiales del sector “para exigir a Nación que cumpla su parte, porque Chubut ya lo hizo”.

Millonaria inversión

En el mismo acto se anunció una inversión estratégica en materia de recuperación terciaria, que contempla la instalación de 17 plantas de polímeros, destinadas a casi duplicar la capacidad instalada en este tipo de proyectos dentro de la provincia. De la totalidad de plantas anunciadas, se proyecta durante los próximos 12 meses la instalación de las primeras 6 plantas incluidas en el plan.

La inversión para la totalidad de los proyectos alcanzará los 250 millones de dólares.
Además, con el fin de afrontar los desafíos técnicos que implica una perforación de esta magnitud, el equipo perforador DLS-160 está siendo adaptado a los requerimientos específicos del nuevo pozo, proceso que permitirá maximizar su uso, y mano de obra local.

Se estima que durante la primera semana de noviembre concluirán las tareas de adecuación, tras lo cual el equipo iniciará su traslado al yacimiento para comenzar con las operaciones.

Expectativa petrolera

Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut, se mostró optimista por el futuro del petróleo en Chubut, destacando la importancia de la Ley para el No Convencional.

“Este es un nuevo comienzo, que lo queremos ver con esperanza”, enfatizó, y resaltó la creación de una Ley para explotar el suelo no convencional: “nosotros la creamos para poder tener el sueño de tener esta actividad acá”.

La actividad petrolera en la provincia se vió sacudida en lo económico y social por la decisión de YPF de retirarse de la actividad en yacimientos convencionales -igual que en Santa Cruz y Tierra del Fuego-.

En ese marco, manifestó su deseo de asegurar un futuro próspero para la Cuenca del Golfo San Jorge: “este sueño, si se hace realidad, significará 100, 150 años más de Petróleo para Comodoro Rivadavia”.

“Deseamos que se logre el objetivo y que a Pan American le vaya bien, que vengan otras empresas también a invertir para encontrar y desarrollar el No Convencional”, expresó Ávila.

Y sostuvo que “por más que lo tengamos (el recurso NC), en dos años no vamos a tener la productividad que se piensa. Una inversión No Convencional le llevó a Vaca Muerta más de 10 años para ser lo que es hoy”, advirtió.

“Por eso, en el corto plazo iremos a acompañar al Gobernador para traer los subsidios (requeridos a Nación), para ayudar a las Cuencas maduras, para que se le devuelva el incentivo a la exportación, para poder lograr que se reactive esta actividad (Convencional) y que vuelva cada puesto de trabajo, porque si bien se le va a sacar la plata, no es para que se la lleven sino para que lo inviertan en Comodoro”, concluyó.

El ministro de Economía, Luis Caputo, participó este jueves (16) de manera virtual del 61° Coloquio de IDEA “Juega Argentina. A competir, producir, innovar”, en donde destacó los logros obtenidos a partir de la implementación del programa económico y las reformas necesarias para seguís fomentando las inversiones y el desarrollo del sector privado, comunicó el M.E.

En este marco, y desde Estados Unidos, el Ministro sostuvo que Argentina cuenta con “un contexto económico mucho más previsible” ya que se ha “logrado estabilizar la macroeconomía” tras haber alcanzado “el tan ansiado equilibrio fiscal”.

Además, Caputo remarcó al auditorio de empresarios que “este es el camino por el cual todos los argentinos se van a beneficiar”, y anticipó que “ahora viene una segunda etapa” vinculada con “las reformas de segunda generación”.

En este sentido, Luis Caputo se refirió a la necesidad de una reforma laboral que posibilite un “régimen más ágil, más dinámico y que termine con la industria del juicio”. En relación a la reforma tributaria, el ministro sostuvo “que va a implicar la eliminación de muchos impuestos” y “la baja de otros”.

Durante su exposición, Caputo indicó que estas reformas de segunda generación favorecerán el “desarrollo del sector privado” para poder “construir un nuevo país”.

Finalmente, el Ministro afirmó que “Argentina va a lograr ser el país más libre y con mayor crecimiento dentro de los próximos 20 años”.

En una exposición que realizó ante la Comisión de Minería, Energía y Combustibles del Senado de la Nación, el subsecretario nacional de Hidrocarburos, Federico Veller, se refirió a la prórroga de la Ley de Hidrocarburos que está bajo análisis parlamentario. Cuestionó por sus costos fiscales e impacto económico iniciativas en danza para redefinir la legislación vigente, y argumentó en favor de un proyecto que impulsa el gobierno.

Al respecto manifestó que “los proyectos de ley presentados en el Congreso, tanto en Diputados como en Senadores, a nuestro criterio no tienen suficiente consenso, hay oposiciones de índole individual y de índole sectorial”.

Y agregó: “Los proyectos proponen incrementos de corte de hasta el 18 %, y la aplicación de mecanismos de determinación de precios tomando como referencia la paridad de importación. En esas condiciones el biocombustible es hasta 2,2 % veces más caro que su alternativa fósil”.

“De llevarlo al 18 % (proporción de corte del combustible fósil), significaría en el caso del biodiesel un incremento de hasta 10 % en el precio del surtidor de manera inmediata. Y este incremento de precio en el surtidor, tendría como correlato directo el encarecimiento de la logística del transporte de bienes, del consumo, y en la industria, afectaría a toda la economía”, refirió.

También sostuvo que “el aumento del corte (reclamado por los productores) también genera un impacto directo en la recaudación fiscal. Por cada 1 % incremental en el corte, el impacto fiscal asciende a 55 millones de dólares por año en el caso del biodiesel y 9 millones de dólares por año en el caso del bioetanol”, señaló.

“En 5 años, la propuesta del 18 % equivale a un impacto superior en las cuentas públicas del Estado Nacional de 4.000 millones de dólares para ambos biocombustibles”, remarcó Veller.

El funcionario consideró que “La forma en que está concebido el proyecto genera ciertos privilegios a perpetuidad, de acuerdo al texto actual, imposibilitando fomentar la eficiencia, la innovación y la libertad de mercado en la industria de los biocombustibles”.

Y sostuvo que “estaríamos diciendo que luego de 20 años de promoción de esta industria, o de existencia de esta industria, vamos a continuar, por ejemplo, otros 18 años asegurando que la producción sea exclusivamente de producción nacional, tanto de las materias primas como de los productos”.

Proyecto de consenso del Ejecutivo

Veller sostuvo ante los legisladores que “Hace un año que venimos hablando y dialogando con cada uno de los actores de la cadena de biocombustibles y hay un gran coincidencia: la ley actual está completamente agotada”. “Es sumamente complejo encontrar una posición que deje contentas a todas las partes”.

El funcionario sostuvo que “Ante este escenario y a partir de múltiples contactos con todos los sectores y especialmente en diálogo con los representantes de las provincias de la Liga Bioenergética, venimos trabajando en una propuesta alternativa que para el Ejecutivo representa la posibilidad real de una ley de consenso que pueda redefinir una escenario de certidumbre, de crecimiento y evolución para la industria del biocombustible”.

Principales puntos de la propuesta del Ejecutivo

El plazo para definir el nuevo corte y dar previsibilidad a los actores sería 2027, incrementando el corte de etanol de un 12 % actual a un 15 %, y de un 7,5 % actual del biodiesel a un 10 por ciento.

La piedra angular de esta administración es el equilibrio fiscal y por eso creemos que 2027 es un buen momento para asumir los impactos que genera este incremento, señaló.

Es importante generar una transición gradual hacia un mercado libre para los biocombustibles. Proponemos 6 años para esa adecuación de los actores, y tener a partir de 2032 un escenario más libre de comercialización de biocombustibles.

En este proceso de adecuación consideramos que los cupos tienen que ir reduciéndose gradualmente hasta que ya no sean necesarios establecerlos en 2032. Una parte del mercado tiene que ir hacia la posibilidad de discutir libremente las condiciones de comercialización, no de manera inmediata pero si de manera gradual.

Tomamos de la ley (proyecto) de la Liga Bioenergética la idea de licitaciones públicas para determinación de precios y nuestra propuesta es aplicarlas durante el proceso de transición. Serán realizadas por una entidad independiente, ya no va a haber un funcionario que determine cuál es el precio.

El precio máximo de esas licitaciones durante este período va a ser la paridad de importación para ambos biocombustibles y luego, a medida que se van generando estas porciones de mercado que van a tener competencia y que van a determinar el precio libremente, encontrarán cuál es el nivel entre import parity y export parity adecuado y lógico, surgido de las fuerzas del mercado, sostuvo Veller.

A partir de 2027 podría co-procesarse materia prima no fósil en refinerías, con un crecimiento gradual hasta el 3 % en 2031, añadió el funcionario.

“Va a haber situaciones difíciles de gestionar. El mercado libre puede generar situaciones a pequeñas compañías y para eso en la nueva legislación queremos que quede asentada la posibilidad expresa de efectuar incrementos voluntarios de corte en aquellas jurisdicciones que se considere estratégico para desarrollo regional. Hay antecedentes a nivel mundial, por ejemplo algunos estados en EEUU tienen mayores cortes y los gestiona cada Estado”, describió.

“Estamos ante una oportunidad muy importante y están dadas las condiciones para encontrar un equilibrio. Invito a todos los actores de la cadena a trabajar en esta propuesta que incluye diferentes miradas y diferentes posiciones”, exhortó Veller.

El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, recorrió los avances de la última etapa de las obras de expansión del Puerto de Coronel Rosales, llevadas adelante por la firma Otamérica con el objetivo de duplicar los volúmenes operados para 2026. Fue junto al intendente local, Rodrigo Aristimuño; y el subsecretario de Asuntos Portuarios, Juan Cruz Lucero.

Kicillof afirmó: “Estas obras son históricas porque duplican la capacidad operativa del puerto y son fundamentales para el crecimiento de toda la región: Coronel Rosales será la salida principal del petróleo proveniente de Vaca Muerta”. “Es una inversión privada, pensada a largo plazo y acompañada por un Estado presente que genera las condiciones adecuadas: no es uno u otro; es el sector privado y el sector público trabajando en conjunto para el desarrollo”, agregó.

Mediante una inversión total de U$S 600 millones, el proyecto de Otamérica desarrollado en tres etapas dará respuesta al incremento de la producción de petróleo con origen en Vaca Muerta previsto para los próximos 20 años, logrando duplicar los volúmenes operados en el puerto.

Este último tramo incluye nuevos tanques y la construcción de una tercera posición de amarre que incluye el tendido de nuevas tuberías de recepción, aspiración y exportación de crudo; y un nuevo sistema contra incendios.

“Somos una provincia productiva, que no vive de la especulación financiera y la timba: vamos a seguir por este camino para que haya más inversiones que nos permitan impulsar al interior bonaerense, generar puestos de trabajo y brindar mejores condiciones de vida a todos y todas”, sostuvo el Gobernador.

Kicillof remarcó: “La Argentina está gobernada por una fuerza política que no sólo paralizó 1.000 obras públicas en la provincia, sino que además nos quitó ilegalmente muchos recursos que nos corresponden”. “A pesar de ello, redoblamos los esfuerzos y hacemos todo lo que está a nuestro alcance”, concluyó.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), conjuntamente con la Embajada de Chile en Ecuador, desarrolló en Quito, el seminario “Transición Energética: La experiencia chilena y su contribución al debate regional”, un encuentro que reunió a autoridades, expertos y representantes del sector energético de América Latina y el Caribe para intercambiar experiencias sobre los procesos de transformación hacia una matriz energética más limpia y sostenible.

La jornada fue inaugurada por el Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo; la Embajadora de Chile en Ecuador, Carola Muñoz; y la Ministra de Ambiente y Energía de Ecuador, Inés Manzano, quienes destacaron la importancia de la cooperación técnica y política para acelerar la descarbonización en América Latina y el Caribe.

La Ministra de Energía y Medio Ambiente de Ecuador, Inés Manzano, subrayó que “la transición energética es un tema decisivo para Ecuador. Avanzamos en geotermia, energía nuclear y gas natural, priorizando el agua y la biodiversidad como ejes del desarrollo sostenible. La energía es un derecho y debe ser accesible para todos”.

En el seminario Marta Cabeza, Superintendenta de Electricidad y Combustibles de Chile, destacó los avances y desafíos de la transición energética chilena hacia la carbono neutralidad al 2050, subrayando el carácter de política de Estado que ha guiado este proceso desde 2015. Enfatizó que Chile “sabe hacia dónde va y trabaja con claridad en cómo llegar a ese objetivo”, apoyándose en instrumentos de política pública que otorgan certidumbre regulatoria y trazan un camino claro hacia una transición justa y participativa, donde convergen el sector público, privado y académico.

Por su parte, el Subsecretario de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica, Javier Iza, expuso los avances y desafíos de la Transición Energética en Ecuador, destacando el compromiso del país con la descarbonización de su matriz energética y la diversificación tecnológica para fortalecer la seguridad y la soberanía energética nacional. Señaló que el objetivo es alcanzar para 2032 más del 80 % de generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, integrando proyectos hidroeléctricos, solares, eólicos, geotérmicos y de bioenergía.

Asimismo, resaltó el desarrollo de un marco normativo moderno que impulsa la participación privada, la eficiencia energética y la incorporación progresiva de almacenamiento y generación distribuida, esenciales para garantizar un sistema eléctrico seguro, sostenible y resiliente frente a los desafíos climáticos y de demanda del futuro.

Rodrigo Moreno, de la Universidad de Chile, presentó la Metodología Participativa de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP). Explicó que este proceso, desarrollado por ley cada cinco años, combina evidencia técnica, participación ciudadana y visión prospectiva para orientar la transición hacia un sistema energético seguro, resiliente y bajo en carbono, con una proyección de más del 96 % de generación renovable al 2050.

El encuentro concluyó con un llamado conjunto a continuar consolidando el papel de América Latina y el Caribe como referente global en energías limpias. Según estudios de OLADE, la región se sitúa entre las de mayor participación de energías renovables en su matriz eléctrica, alcanzando cerca del 70 % de generación renovable en 2024, frente a un 30 % a nivel mundial.

Mira el seminario completo en el siguiente link : https://www.youtube.com/live/1lgko4Xd1yU

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, informó en la Comisión de Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados principales aspectos de la política energética incluídos en el proyecto de Presupuesto 2026 cuyo tratamiento encaró la Cámara Baja.

La expectativa de los legisladores es que esta vez se discuta y resuelva un Presupuesto y no se vuelva a prorrogar el último que fuera aprobado en 2023, otorgando discrecionalidad al gobierno.

La exposición de González ocurrió luego de definirse la nueva presidencia de la Comisión, tras la renuncia a ése cargo de José Luis Espert -diputado oficialista que pidió licencia hasta diciembre, cuando termina su mandato-, obligado por su relación con el empresario y presunto narcotraficante Fred Machado, a punto de ser extraditado a los Estados Unidos.

Presentado por el nuevo presidente de la Comisión, Benegas Lynch, el Secretario Daniel González expuso:

• Queremos reducir el peso de los subsidios (a los servicios de electricidad y gas) que estimamos va a bajar del 0,66 % del PBI en 2025 a 0,50 % en 2026. La reducción es importante pero es gradual. Pensemos que llegó a ser el 2,8 % del PBI en el año 2014. Hay un cambio de paradigma.
• Queremos alinear gradualmente el precio que paga el consumidor con el costo de producir esa energía.
• El costo de energía eléctrica en la Argentina en 2025 es de 78 dólares el Mw hora, lo que es un costo de energía competitivo. Mientras tanto, los consumidores residenciales y comerciales pequeños pagaron 41 dólares. Nosotros estamos previendo en el presupuesto que pagen 52 dólares en 2026.
• La idea es que nos vayamos acercando ya que el costo baja y los usuarios van pagando un poco más, y ambos valores se cruzarán relativamente pronto.
• En el caso del gas natural, vamos a hacer algo similar. Casi todo el gas está contratado a través del Plan Gas, que le paga a los productores un poco más de 4 dólares el millón de BTU. El costo es un poco mayor porque en invierno tenemos que importar GNL debido a que no tiene sentido hacer infraestructura para pocos días en el inviernode cada año. Eso lleva el costo a cerca de 4,5 dólares el millón de BTU. Se mantendrá hasta 2028 por el PG.
• De este costo, los clientes residenciales de gas pagaron 2,46 dólares en 2025. Nosotros estamos estimando en el presupuesto que en 2026 van a pagar 2,77 dólares el MBTU, todavía lejos del costo.
• Segmentación de subsidios
• En electricidad en el presupuesto 2026 estamos previendo que los usuarios residenciales y comerciales que no tienen subsidios, los N1 (altos ingresos), paguen el 100 por ciento del costo de la energía.
• Los clientes N2 (ingresos bajos), que es la población con peores condiciones económicas, van a pagar el 43 % del costo de la energía, y los clientes N3 (ingresos medios), van a pagar el 67 % del costo (hoy paga el 50 %).
• En total son 9 millones los hogares subsidiados, sobre un total de 16. El 60 % de la población argentina tiene un subsidio a la energía. Lo que estamos haciendo es reducir el porcentaje subsidiado.
  Ejemplo: un cliente de Edenor en diciembre de 2026 pagará el 66 % del costo y la factura será con un maximo de 45.000 pesos.
• En lo que hace al gas, los N1 van a pagar el 68 %, los N2, el 29 %, y los N3, el 41 % del costo. Eso implica para 2026 un aumento gradual para que nos vayamos acostumbrando a pagar los servicios por lo que cuestan.
• Nos parece que esta propuesta de reducción de subsidios gradual es razonable. Es más que en 2023 pero se pudo hacer sin dañar la cobrabilidad de los servicios, sino todo lo contrario. La sociedad va entendiendo que el peor de los escenarios es pagar muy barato pero no tener energía.
• Subsidio al gas en Zona Fría Ampliada
• Se mantiene el régimen como está aunque nos parece un muy mal régimen, una muy mala ley: regresiva, deficitaria e injusta: Porque se subsidia la tarifa completa (cargo fijo) y no el consumo de gas, es decir que si no consumiste igual recibís subsidio.
• La Zona Fría original se mantiene tal como está, pero queremos modificar la zona fría ampliada que contempla como “frías” provincias templadas como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.
  Varios legisladores reclamaron que el gobierno no insista con la exclusión de estas áreas, tal como se discutió al momento del debate de la Lay Bases.
• Hoy lo que está definido por ley como zona fría es más del 40 % de los usuarios del país, quienes reciben un subsidio entre el 30 % y el 50 % del total de su factura, no por su consumo, por lo cual si no consumen nada igual son subsidiados.
• Esto lo paga el 60 % restante de la población, que tiene un cargo (Fondo fiduciario específico) que hoy es de 6,5 % (adicional en el PIST) en su factura, que en este presupuesto lo estamos elevando al 7,5 por ciento.
• En rigor dicho cargo lo pagan todos los usuarios, incluídos los que habitan en zona fría.
• González explicó que como no se cubre el costo con ese 7,5 % hay casi 400 millones de dolares en el presupuesto 2026 para fondear cobertura en zona fría.
• Energía nuclear.
• El funcionario hizo referencia a la decisión gubernamental de privatizar (parcialmente) las acciones de Nucleoeléctrica Argentina, pero no entró en detalles señalando que ello es órbita de su colega Demián Reidel (NASA).
• Si aludió a que el proyecto de presupuesto comprende recursos para continuar la renovación de vida de Atucha I, que tiene un grado de avance del 45 %. Y también de la planta de almacenamiento en seco de residuos nucleares, que presenta el 35 % de grado de avance.
• También se van a retomar las obras de la represa hidroeléctrica La Barrancosa (ex Jorge Cepernic) sobre el río Santa Cruz, en ésa provincia, de 360 MW de potencia. Distinto es el caso de su aledaña Condor Cliff (ex Néstor Kirchner), que sufrió problemas de deslizamiento de tierras.
• Ambas están paralizadas desde 2024, cuentan con financiamiento mayoritario de China, y se espera definir una nueva adenda al contrato de construcción con el consorcio chino-argentino adjudicatario Gezhouba-Eling.
• No ha entrado el tema geopolítico en esta discusión absolutamente para nada”, afirmó.
• Gasoductos
• Se contemplan recursos para finalizar la reversion del Gasoducto Norte (falta terminar dos plantas compresoras), mientras que está prevista la iniciativa privada en la ampliacion del Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) y del ducto Mercedes-Cardales.
• No está prevista la construcción del Tramo 2 del GPM (ex GPNK).
• Hidrocarburos
• Nuestro deber es acompañar el despegue de Vaca Muerta con políticas que atraigan las inversiones y con seguridad jurídica, afirmó González.
• La actividad en Vaca Muerta no tiene precedentes. En agosto, se produjeron 818.000 barriles diarios de petróleo, la mayor producción mensual de los últimos 26 años, y en los próximos meses vamos a romper el récord histórico de Argentina de 840.000 barriles.
• En gas pasa algo similar, en agosto hemos producido 157 millones de m3 diarios. No va a ser en los próximos meses porque en verano baja el consumo de gas, pero en el próximo invierno, vamos a romper el récord histórico de producción de gas natural.
• A pesar de los bajos precios internacionales del petróleo (en torno a los 62 dólares el barril Brent) hubo un gran aumento de productividad.
  La actividad se puede medir por la perforación y por la completación de los pozos y en septiembre de este año hubo un 30 % más de actividad respecto del año pasado.
• Balanza energética
• Estamos dando vuelta la balanza comercial energética, que tuvo un déficit del 5.600 millones de dólares en 2022, que ya tuvo un superávit de 5.400 millones en 2024 y que en agosto de 2025 lleva un superávit de 3.800 millones de dólares.
• La actividad en Vaca Muerta habilitó nuevos proyectos: 1) VMOS: oleoducto Vaca Muerta Sur; 2) Proyecto Duplicar de Oldeval.
• Estos dos proyectos de transporte permitirán que en tres años el país esté en condiciones de exportar un millón de barriles por día. Este era uno de los cuellos de botella más grande que tenía Vaca Muerta.
• También hay dos proyectos de GNL, que permitirán producir 6 millones de toneladas de GNL por año. Esto generará que se puedan exportar en tres años por otros 3.000 millones de dólares.
• González destacó la aplicación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones, RIGI. Varios proyectos han aplicado y algunos otros ya han sido aprobados.
• Lineamientos del sistema eléctrico
• Anunciamos los lineamientos de la recreación del mercado eléctrico mayorista, que va a funcionar así: hemos separado una cantidad de energía y potencia, que tiene un costo cierto, y la vamos a direccionar a la demanda residencial y comercial de todo el país. Y el resto de la oferta de energía, que no tiene un precio tan cierto, y eso incluye a la energía nueva, va a tener que contratarse directamente en el mercado con sus clientes, las compañías de distribución y las compañías industriales.
• Bajar el costo de la energía depende exclusivamente del nivel de inversiones que se hagan en el sistema. Si tenemos un sistema que desincentiva las inversiones, vamos a seguir viendo lo mismo que vimos en las últimas décadas. Es imposible bajar el costo de la energía, sin inversiones que aumenten su oferta.

La compañía comparte los avances, aprendizajes y desafíos de su gestión 2024 en materia económica, social y ambiental

En el marco de la reciente reunión de directorio celebrada, Camuzzi aprobó y lanzó su Reporte de Sustentabilidad 2024. Por sexto año consecutivo, la compañía publicó esta herramienta de transparencia, elaborada bajo los Estándares GRI -incluyendo los indicadores específicos del sector Oil & Gas. Además, incorporó por primera vez los indicadores SASB (Sustainability Accounting Standards Board).

Este nuevo Reporte, verificado por la firma de auditoría externa Crowe, incorpora la actualización de la matriz de materialidad de la distribuidora, resultado de un proceso que combinó el análisis comparativo con empresas pares del sector, el estudio de documentos de referencia internacionales y encuestas a distintos niveles de la organización.

Esta revisión permitió identificar los temas más relevantes en materia ambiental, social y de gobierno corporativo, alineados con los Estándares GRI y SASB, reforzando el compromiso de Camuzzi de responder a las expectativas de sus grupos de interés con información transparente y comparable.

Asimismo, el documento repasa los hitos estratégicos en la gestión económica, ambiental y social de la compañía, entre los que se mencionan:

Dimensión económica:

• Entre ambas compañías, se alcanzó un total de 2.240.917 de usuarios, lo que representa un incremento del 1,2% en comparación con el año anterior.
• La red de distribución de gas superó los 51.850.000 metros.
• Gracias a un trabajo en conjunto con el Gobierno de la provincia del Rio Negro, se habilitó el Gasoducto de la línea sur, permitiendo que 3.076 usuarios de las localidades de Sierra Colorada, Los Menucos, Ramos Mexía y Maquinchao accedan por primera vez al gas natural.
• Se reactivó la obra de potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico que, tras su conclusión en 2026, mejorará el desarrollo energético de las 25 localidades abastecidas por este gasoducto.
• Se realizaron importantes obras de readecuación de redes y modernización de plantas y estaciones reguladoras de presión para asegurar la confiabilidad de la prestación.

Dimensión ambiental:

• Se operó priorizando una gestión ambiental responsable, enfocada en el uso eficiente de los recursos y en la prevención y mitigación de los posibles impactos ambientales derivados de las propias actividades. Estas se desarrollan en siete provincias argentinas y atraviesan ecosistemas de enorme valor natural —humedales, glaciares, parques nacionales, costas y el Mar Argentino—, cuyo cuidado constituye una responsabilidad compartida y permanente.
• Se continuó avanzando en el proyecto de medición de la Huella de Carbono, con miras a generar los cálculos preliminares en 2026. Así como en 2023 se identificaron todas las fuentes de emisión de GEI, en 2024 se definió y configuró la herramienta informática para el cálculo y seguimiento de indicadores.
• Gracias a la incorporación de nuevas tecnologías y estrategias de gestión, el consumo energético de la operación se redujo en un 10% respecto del año anterior.
• En alianza con distintas municipalidades, se profundizo el programa de reutilización de sobrantes de cañería de la operación para crear e instalar en la vía pública dispositivos que minimicen el impacto ambiental de las colillas de cigarrillos. En 2024 se produjeron 250 nuevos ecoceniceros.

Dimensión social:

• Camuzzi fue reconocida como una de las mejores empresas para trabajar en Argentina por Great Place to Work, con el 79% de sus colaboradores que la consideran un excelente lugar para desarrollarse.
• Se actualizó el Código de Ética y Conducta y se fortaleció el Programa de Integridad, consolidando la cultura de transparencia y buenas prácticas.
• La compañía impulsó programas de educación para el trabajo, promoción cultural y voluntariado, y prevención de accidentes, capacitando a más de 125 en oficios, alcanzando a 1.200 artistas a través de propuestas culturales y a más de 7.300 estudiantes de nivel primario mediante el programa educativo A prender el gas, que promueve el uso seguro y responsable del gas natural.

“Estamos convencidos de que un servicio energético confiable y sostenible es indispensable para construir un futuro más justo, inclusivo y respetuoso con el ambiente. Por eso, los desafíos que enfrentamos nos impulsan a seguir trabajando con excelencia, innovación y compromiso”, afirmó Rodrigo Espinosa, Director de Relaciones Institucionales de Camuzzi.

El Reporte de Sustentabilidad de Camuzzi, puede descargarse aquí: https://www.camuzzigas.com/

PECOM anunció la designación de Horacio
Bustillo como nuevo CEO de la compañía, cargo que asumirá a partir del 1° de
noviembre.

Bustillo es ingeniero industrial graduado con honores en la Universidad Austral y
cuenta con un MBA de la Universidad de Harvard. Posee más de 20 años de
trayectoria nacional e internacional en el sector energético, con experiencia en
liderazgo, crecimiento y transformación de empresas de servicios petroleros y
energía en América Latina, Estados Unidos, Asia y África.

A lo largo de su carrera, se desempeñó en posiciones de conducción en SLB
(Schlumberger) y Pacific Drilling, donde lideró equipos en distintos mercados del
mundo. Más recientemente, fue CEO regional de Bond Energy Solutions en Colombia
y Chile, y anteriormente Gerente General de AESA Servicios Petroleros, donde lideró
su posicionamiento como contratista principal en Vaca Muerta.

Con una fuerte orientación a la eficiencia, la innovación y la gestión del cambio, la
llegada de Horacio Bustillo representa un paso clave en el proceso de
transformación que PECOM viene impulsando para consolidar su modelo de negocios
enfocado en tres verticales estratégicos:

• Upstream: producción eficiente en campos maduros, aplicando tecnologías
  de recuperación terciaria.
• Servicios y Soluciones Integrales: operación y mantenimiento, artificial lift y
  tratamientos químicos.
• Ingeniería y Construcciones: obras de infraestructura en Vaca Muerta,
  energía eléctrica y minería.

“Estamos convencidos de que el liderazgo de Horacio aportará una nueva energía y
una mirada estratégica clave para continuar fortaleciendo nuestro crecimiento”,
afirmó Luis Pérez Companc, presidente de PECOM.

Pemex busca reactivar cerca de 400 pozos en tierra, asociándose con empresas privadas a través de contratos de servicios para abordar pozos previamente cerrados debido a altos costos o desafíos técnicos.

La iniciativa apunta a elevar la producción de crudo de los actuales 1,6 millones de barriles por día hacia el objetivo de la administración Sheinbaum de 1,8 millones de bpd.

La petrolera tiene una deuda de 105.000 millones de dólares—y está bajo presión por más de 21.000 millones de dólares en pagos pendientes a contratistas. Estas cargas financieras han obligado a Pemex a buscar asociaciones público-privadas más agresivas.

El plan propone que los operadores privados asuman los costos iniciales para ingeniería, operaciones y mantenimiento, y serán remunerados de acuerdo al rendimiento del campo bajo una tarifa negociada.

El plan se lanza en octubre de 2025, con una meta inaugural de restaurar 13.000 barriles por día para fin de año a través de una inversión de 1.500 millones de pesos. Un acuerdo histórico con Carlos Slim a principios de este año vio ~1,99 mil millones de dólares comprometidos para perforar 30 pozos en la zona rica en gas y petróleo de Ixachi, Veracruz.

Mientras tanto, los desafíos de refinación y exportación complican aún más el panorama. La refinería Olmeca de Pemex—supuestamente para ayudar a reducir las importaciones de combustible—opera a menos del 40% de su capacidad, con una producción que baja mes a mes. En EE.UU., Pemex también está revisando unidades críticas en su refinería Deer Park en Texas, operaciones que suministran productos procesados de vuelta a México

Para respaldar estos movimientos, Pemex y el gobierno de México presentaron un Plan Estratégico 2025–2035, prometiendo fortalecer la soberanía energética, desbloquear nuevos modelos de inversión y reposicionar las finanzas de Pemex. Pero el éxito exigirá más que ambición: requerirá superar la opacidad legal, asegurar capital y verificar el rendimiento de los campos revitalizados en un entorno con restricciones de capital y de alto riesgo..

El Gobierno de la Provincia de Buenos Aires adjudicó la obra para la ejecución del proyecto “Generación renovable en escuelas del Delta”, destinada a brindar una solución sustentable a los recurrentes problemas eléctricos de la región.

La iniciativa, impulsada por la Subsecretaría de Asuntos Territoriales del Ministerio de Gobierno, la Dirección General de Cultura y Educación (DGCyE) y la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, permitirá fortalecer el servicio eléctrico en 30 establecimientos educativos de las islas del Delta bonaerense mediante la incorporación de sistemas de energía solar con acumulación, se comunicó.

La obra fue adjudicada a la empresa Intermepro SA en el marco de la licitación 2-2025 por un monto total de U$S 618.725,16, a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), con fondos provenientes de un agregado tarifario para energías renovables que los usuarios abonan con las facturas de electricidad de la provincia de Buenos Aires.

La adjudicación marca el inicio de una nueva etapa en esta iniciativa estratégica que combina equidad territorial y sustentabilidad en favor de la actividad de los establecimientos educativos, consolidando la política provincial de transición energética y promoción de tecnologías limpias de origen nacional.

Alcance del proyecto

El proyecto alcanzará un total de 30 establecimientos educativos distribuidos en distintas islas del Delta bonaerense, lo que beneficiará a más de 3.600 alumnos y alumnas de jardines de infantes, escuelas primarias y secundarias y centros de formación laboral, identificados y priorizados por la DGCyE.

En 25 escuelas conectadas a la red eléctrica se instalarán sistemas fotovoltaicos con bancos de baterías para asegurar el funcionamiento de servicios esenciales —como iluminación de emergencia, refrigeración de alimentos y bombeo de agua— durante cortes de energía, lo cual permitirá evitar la suspensión de clases y asegurar la continuidad de los comedores escolares.

En las cinco escuelas aisladas de la red, por su parte, se implementará una solución integral híbrida que combinará generación solar, generación diésel y almacenamiento energético, a fin de brindar cobertura total de la demanda eléctrica de cada establecimiento.

El proyecto se basa en un trabajo articulado entre organismos provinciales, el sistema educativo y la universidad pública, y contó con la colaboración técnica de la Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Delta (UTN-FRDelta), que realizó los relevamientos y diagnósticos energéticos necesarios para diseñar las soluciones más adecuadas a cada escuela.

El proyecto “Generación renovable en escuelas del Delta” se suma al programa “Generación renovable y eficiencia energética en escuelas rurales agrupadas”, desarrollado por el PROINGED, el FREBA y la DGCyE, que ya benefició a más de 120 escuelas rurales con la instalación de sistemas solares, iluminación LED, sensores de movimiento y termotanques solares, promoviendo el uso racional y eficiente de la energía, se describió.

Estas acciones forman parte de la estrategia provincial para diversificar la matriz energética, fomentar la autonomía y resiliencia de las comunidades educativas y reducir la huella ambiental del sistema público.

Con una inversión que superó los ARS 350 millones de parte del Gobierno de la Provincia y Pluspetrol, se logró terminar una obra que respalda el trabajo de los bomberos voluntarios y fortalece la capacidad de respuesta en materia de prevención y seguridad de la comunidad.

En el día de hoy, representantes de Pluspetrol junto al intendente Fernando Banderet y autoridades de la Asociación de Bomberos Voluntarios de Añelo, inauguraron las nuevas instalaciones del Cuartel de Bomberos Voluntarios de dicha localidad.

Las obras realizadas en el Cuartel de Bomberos permiten optimizar la capacidad de respuesta de un servicio esencial para el conjunto de la comunidad de Añelo, y también para todo el sector productivo energético que se desarrolla en el área.

La Asociación de Bomberos Voluntarios de Añelo es una entidad sin fines de lucro, que presta un servicio clave en la localidad y zonas aledañas. Está integrado por personal capacitado con un firme compromiso con la prevención y la seguridad de la comunidad.

Las obras de la sede habían iniciado en el año 2020, pero tres años más tarde resultaron paralizadas, quedando casi el 40% sin ejecutar. En el mes de octubre pasado, el Gobierno Provincial comprometió un aporte específico para la finalización de la obra, que resultó complementado por Pluspetrol con la suma de ARS 259 millones, lo cual permitió imponerle el ritmo necesario para finalizarlas y alcanzar la inauguración.

La infraestructura requirió la ejecución del techo del galpón principal, de 516 metros cuadrados, 140 metros cuadrados de mampostería de elevación en altura, 220 metros lineales de vigas de encadenado y la construcción y el equipamiento de dos dormitorios con vestuarios para la guardia, un comedor y 3 baños.

Con esta acción Pluspetrol reafirma su compromiso con el desarrollo de las comunidades cercanas a sus operaciones, estrategia integrada tanto a la política de sostenibilidad como al propósito de la compañía, enfocada en fomentar el desarrollo sostenible.

Este proyecto integra la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, en la que lleva comprometidos USD 3 Millones de inversión social para la provincia de Neuquén durante 2025 en numerosos proyectos estructurados en los tres ejes que componen su estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así su importante actividad como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

La Secretaría de Energía convocó, a través de la resolución 388/2025, a Concurso Abierto de Antecedentes para la designación de los miembros del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD, para los cargos de Presidente, Vicepresidente y TRES (3) Vocales.

Un anexo a esta resolución plantea los “Requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes al concurso de cargos para la integración del Directorio” del ente ENARGE, que viene a unificar los actuales ENRE y ENARGAS.

Los miembros del Directorio del nuevo Ente deben ser seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales de la industria del gas y de la electricidad.

la R-388 establece que, para la difusión de la convocatoria dispuesta, deberá publicarse el aviso de la misma con citado Anexo en el Boletín Oficial, en el sitio web de esta Secretaría y en DOS (2) diarios de circulación nacional masiva, por un plazo de TRES (3) días hábiles.

En un plazo de VEINTE (20) días hábiles administrativos desde la publicación de este acto, se conformará el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten en el concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones ad honorem, indicó la resolución.

Mediante el Decreto 452 de fecha 4 de julio de 2025 se constituyó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD y se estableció que deberá comenzar a funcionar dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días corridos desde la publicación del citado decreto en el Boletín Oficial, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio.

El pasado 4 de octubre, la compañía culminó los proyectos eólicos más grandes del país, tanto por su volumen como por la magnitud de los componentes, luego de realizar la entrega del total de los 59 aerogeneradores arribados al país de la marca Goldwind para los proyectos La Flecha y Trelew.

“Este fue el proyecto eólico más grande del país, tanto por su volumen como por la magnitud de los componentes manipulados, y representa un nuevo logro para Loginter, reafirmando nuestra experiencia en la gestión integral de operaciones logísticas de alta complejidad”, expresó Martín Fainberg, gerente de Operaciones de Loginter.

Cabe recordar que el equipo de operaciones de Puerto Madryn tuvo la tarea de llevar adelante este proyecto que involucró seis buques cargados con aspas de 83 metros de largo y generadores de 127 toneladas, entre otros materiales, que llegaron al país entre diciembre de 2024 y julio de 2025.

En dicha oportunidad, Loginter dispuso de un equipo especializado en cargas de proyectos y equipamiento propio de izaje de gran porte, incluyendo grúas reticuladas de 300 y 140 toneladas, además de containeras de gran capacidad, garantizando precisión, seguridad y eficiencia en todas las etapas del proceso.

Con la finalización de este proyecto, Loginter vuelve a consolidar su participación en el desarrollo de la infraestructura energética nacional, aportando soluciones logísticas que acompañan la expansión de la matriz energética renovable de Argentina.

Las empresas YPF y Eni dieron un paso clave en el desarrollo del proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde Argentina, al firmar el Technical FID de la iniciativa integrada que contempla la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los U$S 14.000 millones al año.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó que “este acuerdo marca un paso decisivo en la transformación energética de Argentina. Junto a Eni —compañía que elegimos por su sólida trayectoria internacional en GNL— estamos impulsando un proyecto que no sólo potenciará las exportaciones, sino que posicionará al país como un actor relevante en el mercado global de GNL. La escala, la tecnología y el impacto económico de esta iniciativa reflejan el compromiso de YPF con la integración internacional”.

Esta etapa con Eni contempla la adjudicación de los diseños de ingeniería para las unidades flotantes de licuefacción, las plantas de tratamiento de gas y el gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa atlántica de Río Negro, desde donde se realizará la exportación. Se prevé que ambas compañías puedan invitar a otras empresas líderes en el mercado global de GNL a sumarse al proyecto que consolidará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de energía a escala internacional.

Por su parte el CEO de Eni, Claudio Descalzi, declaró, “hoy tuvimos la oportunidad de mostrar al presidente Milei los avances del proyecto y las perspectivas de Eni en Argentina. Estamos orgullosos de haber sido elegidos para un proyecto tan importante y de contribuir al desarrollo del GNL argentino, que representará una fuente significativa de suministro para los mercados internacionales”. “La experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en los proyectos FLNG en el Congo y Mozambique nos convierte en el socio ideal para llevar a cabo este tipo de proyectos”, agregó.

Eni es una empresa energética global con su casa matriz en Italia (origen estatal). Opera en más de 60 países y, a través de sus subsidiarias, está presente en toda la cadena de valor energética.

Previo a la firma del acuerdo, el presidente y CEO de YPF y el CEO de Eni, mantuvieron una reunión en la quinta de Olivos junto al presidente Javier Milei en la que comentaron los avances del proyecto y futuras iniciativas.

El proyecto Argentina LNG contempla en su totalidad la posibilidad de expandir la producción de GNL a 18 millones de toneladas anuales de producción, lo que podría generar exportaciones de GNL y líquidos de gas natural por hasta U$S 20.000 millones, según estimaciones en base a precios de mercado esperados.

De esta manera se generaría la mayor inversión privada en uno de los desarrollos energéticos más significativos de América Latina. Argentina LNG es una apuesta estratégica por el desarrollo industrial, la generación de divisas y la transición energética, con impacto directo en el crecimiento económico y el posicionamiento global del país.

Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales. Se espera que alcance exportaciones, a través de las diversas fases, por hasta 18 millones de toneladas anuales de GNL para 2030.

Autoridades provinciales del área energética, representantes de organismos regionales y técnicos del Consejo Federal de Inversiones (CFI) participaron de la Jornada Federal de Planificación Energética .

El secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que “pensar la energía desde una perspectiva federal es pensar en el futuro del país”.

“La Estrategia Federal Energética (EFE) es una herramienta que permitirá a las provincias planificar, gestionar y proyectar su desarrollo en materia energética de manera articulada con la Nación. Sostener esta metodología de trabajo en el tiempo dará al país una hoja de ruta sólida para su desarrollo energético y productivo”, señaló Lamothe.

Por su parte, el jefe de la Unidad de Planificación y Control de Gestión del CFI, Guillermo Bormioli, subrayó que “Argentina tiene algunos de los mayores recursos del mundo en energía solar, eólica, hidroeléctrica y biocombustibles. La clave es generar las condiciones para transformar ese potencial en inversiones reales, mejorar la eficiencia de los sistemas energéticos provinciales y fortalecer la competitividad de las cadenas productivas”.

La actividad contó con la participación de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que presentaron experiencias internacionales de planificación a largo plazo, cuya metodología sirvió de referencia para el diseño de la EFE.

La OLADE y el CFI firmaron un Convenio Marco de Cooperación Interinstitucional con el objetivo de impulsar la planificación energética, promover el intercambio de conocimientos técnicos y avanzar en una hoja de ruta común hacia un desarrollo energético sostenible e integrado en la región.

Guido Maiulini, jefe de Asesoría Estratégica de OLADE, remarcó que “El federalismo y el multilateralismo comparten la lógica de articular realidades diversas. No se trata solo de tener un plan, sino de sostener un proceso compartido que responda a contextos geopolíticos, climáticos y tecnológicos cambiantes”.

En el encuentro las provincias describieron sus avances en planificación energética y debatieron los desafíos comunes para articular una visión federal sobre la producción, distribución y consumo de energía en la Argentina.

La jornada permitió consolidar consensos sobre los ejes que estructurarán la Estrategia Federal Energética, que ya comenzó su primera etapa de implementación en la Región Litoral. Esta iniciativa busca integrar la planificación energética con el desarrollo productivo, hídrico y territorial de cada provincia. En esa región, se destacaron proyectos de energía solar en Chaco, parques fotovoltaicos en Entre Ríos y líneas de alta tensión en Corrientes.

Se trabajará en la identificación de obras prioritarias de infraestructura energética, la formación de recursos humanos especializados y la armonización de marcos regulatorios provinciales.

Los precios del oro se dispararon por encima de los 4.000 dólares por onza. Los analistas interpretan que los inversores buscan salir de activos de riesgo y refugiarse en activos seguros. El oro spot saltó más de un 3% en las operaciones, consolidando una racha alcista que viene dándose desde nero pasado.

La última racha alcista se produce mientras los mercados se preparan para posibles recortes de tasas de la Reserva Federal más adelante este año y a medida que los inversores ven cada vez más el lingote como una cobertura contra el caos político y geopolítico.

Reuters señaló que los rendimientos de los bonos del Tesoro de Estados Unidos se han suavizado debido a los flujos hacia activos seguros, mientras que los fondos cotizados en bolsa vinculados al oro físico registraron sus mayores entradas de capital desde mediados de 2023.

Los analistas dijeron que los bancos centrales, particularmente en Asia y Medio Oriente, continúan expandiendo sus tenencias ante la preocupación por la estabilidad a largo plazo del dólar.

La corrida hacia el oro también refleja la creciente escala de las tenencias del metal por parte  de Estados Unidos. Datos recientes muestran que el valor de las reservas de oro de Estados Unidos ahora ha superado por primera vez 1 billón de dólares, impulsado por la apreciación del precio y no por nuevas adquisiciones.

A nivel global, los mercados de metales preciosos se han fortalecido en todos los frentes mientras los inversores se cubren contra la inflación, el riesgo cambiario y la incertidumbre geopolítica, con la plata y el platino también alcanzando máximos de varios años.

Un Proyecto de Escala Global: Argentina LNG

El plan Argentina LNG, impulsado por YPF con la colaboración técnica de Eni, busca transformar la producción excedente de gas de Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL), con proyección hacia Europa y Asia. La iniciativa se desarrollará mediante unidades flotantes de licuefacción (FLNG), aprovechando la experiencia de Eni en proyectos similares en Congo y Mozambique.

Capacidad y Expansión

El proyecto prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales (MTA), con posibilidad de expansión a 18 MTA y proyecciones de hasta 30 MTA para 2030, consolidando a Argentina como un actor relevante en el mercado global de GNL. Cada unidad FLNG inicial tendría capacidad de 6 MTA, posicionadas en el Golfo de San Matías, en la costa rionegrina.

Inversión e Infraestructura

La inversión inicial supera los US$ 6.000 millones, destinada a la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción, junto con el gasoducto troncal que transportará el gas desde la cuenca neuquina hasta la costa atlántica de Río Negro. Considerando toda la infraestructura,  terminales marítimas, transporte y expansión, la inversión total estimada podría alcanzar US$ 25.000 millones.

Potencial Económico

Una vez operativo, el proyecto podría generar ingresos por exportaciones de hasta US$ 20.000 millones anuales, dependiendo de la capacidad alcanzada y las condiciones del mercado internacional. Esto posicionaría a Argentina como un exportador significativo de GNL y reforzaría el desarrollo de Vaca Muerta como reserva estratégica de gas no convencional.

Respaldo Legal y Regulación

El proyecto cuenta con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que garantiza estabilidad jurídica, fiscal y regulatoria por 30 años, brindando seguridad a los inversores internacionales. Este respaldo convierte a Argentina LNG en una de las mayores inversiones privadas en la historia energética argentina.

Avances Recientes

En octubre de 2025, YPF y Eni firmaron un acuerdo de ingeniería final, acercándose a la decisión final de inversión (FID). Además, se prevé la firma de un acuerdo de diseño de ingeniería en Buenos Aires, consolidando los avances hacia la implementación del proyecto.

Transclor S.A., dedicada a la producción y distribución de productos electroquímicos, anunció la finalización y puesta en funcionamiento de su nueva estación transformadora de alta tensión, una obra que demandó una inversión de U$S 20 millones y que ya está
operativa.

El proyecto no solo optimiza el desempeño de su planta industrial, sino que además mejora la disponibilidad energética del partido de Pilar, se indicó.

La energía eléctrica es un insumo crítico para el desarrollo de la industria electroquímica. “Con esta infraestructura en marcha, Transclor fortalece su capacidad operativa y reduce sus costos de producción. Este avance se enmarca dentro de una estrategia energética más amplia, en la que la compañía ya incorpora energía renovable en su matriz de consumo y busca ampliar su participación en ese segmento”, se describió.

Además del impacto interno, la obra genera un beneficio directo para la comunidad: al migrar el consumo de la planta a una línea de alta tensión, se libera capacidad en la red de media tensión, lo que permite mejorar el suministro eléctrico del Parque Industrial de Pilar y de otras zonas del municipio, acompañando el desarrollo productivo y residencial del distrito, puntualizó la compañía.

“Esta obra forma parte del plan de crecimiento de Transclor, con foco en infraestructura crítica, competitividad y compromiso con el entorno en el que opera”, se destacó.

La Secretaria de Energía, María Tettamanti, sostuvo que “el sector energético sufrió durante años una fuerte descapitalización producto de la intervención estatal en distintos segmentos de la cadena productiva, y de reguladores que no respetaron los principios tarifarios establecidos por la ley. Este Gobierno está trabajando en revertir ese daño”.

En una exposición formulada en el marco del “Congreso del Mercado de Gas”, organizado por la Asociación de Consumidores Industriales de Gas, ACIGRA, la funcionaria se refirió a la regularización tarifaria y la previsibilidad en el rubro señalando que “Para que haya inversión, las industrias necesitan previsibilidad”, y que “con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) definimos niveles tarifarios en 30 cuotas y un mecanismo de actualización mensual que evita la pérdida de valor real. Ese segmento ya está normalizado”.

“Otro aspecto clave de la regularización tarifaria es el mecanismo de passthrough del gas, que permite que las distribuidoras compren el gas que luego suministran. El ENARGAS estableció un procedimiento claro y transparente para este proceso y queremos avanzar hacia la privatización de la gestión de compra de gas”.

“Hoy, durante el invierno, es ENARSA quien gestiona la compra de gas -tanto el de productores del Plan Gas como el importado vía GNL—, pero ese rol debe pasar a las distribuidoras, que son quienes deben comercializarlo”, afirmó.

En cuanto al mercado mayorista de gas Tettamanti planteó que “Tenemos que reorganizar el sistema de transporte”. “Si las distribuidoras no saben qué rutas de transporte firme tendrán para su demanda prioritaria, o las industrias desconocen de qué cuencas deben comprar, se vuelve muy difícil descentralizar y liberar el mercado de compra y venta de gas natural”.

“Cada distribuidora debería contratar transporte en rutas que le permitan abastecer a sus usuarios y con eso podrán buscar contratos de suministro a largo plazo”, señaló.

Axion energy puso en marcha la instalación de paneles solares en sus primeras cuatro estaciones de servicio con el objetivo de evaluar la performance del proyecto y planificar su expansión en 2026, avanzando hacia una red de estaciones más sustentable, eficiente y comprometida con el cuidado del ambiente.

Se estima que el 20 % del consumo eléctrico de cada una de estas estaciones será abastecido por el nuevo sistema fotovoltaico, que permitirá generar, entre las cuatro seleccionadas para esta primera etapa, hasta 285.000 kWh de energía renovable al año, equivalente al consumo promedio de 95 hogares.

La instalación de los paneles se hizo sobre los techos del área de surtidores y de los shops de las estaciones, aprovechando su buena orientación y cercanía al tablero general. Así, promoverán una reducción estimada de 56 toneladas de CO2 al año, equivalente a las que generaría un auto realizando 260 viajes de ida y vuelta entre las ciudades de Buenos Aires y Mar del Plata.

Sandra Yachelini, vicepresidente Comercial de Axion energy señaló que “Esta iniciativa es un paso concreto hacia un modelo energético más sustentable y eficiente para nuestras operaciones. A partir de los resultados de esta primera etapa, queremos extenderla a toda nuestra red y evaluaremos la mejor forma para poder seguir avanzando”.

Las primeras estaciones seleccionadas para esta etapa inicial están ubicadas en la ciudad de Córdoba, otra en Villa Allende (Córdoba), otra en Fisherton (Santa Fe) y la cuarta en el partido bonaerense de Ituzaingó, en la intersección del Camino del Buen Ayre con el Acceso Oeste.

Axion energy se propone transformar el abastecimiento energético de las estaciones de servicio mediante la instalación de paneles solares. Se estima que puede alcanzar un importante porcentaje de la red, dado el análisis técnico y económico que realizó la compañía, evaluando factores como nivel de consumo eléctrico, potencial de ahorro, radiación solar disponible en cada zona, infraestructura existente y duración restante de las concesiones.

Las estaciones que participan del proyecto se suman a una red creciente de más de una decena de operadores que ya han implementado equipos de paneles solares. Están ubicadas en Villa General Belgrano (Ruta Provincial N 5 y Av. Ojo de Agua, Córdoba), Mendoza (Saavedra 64), Córdoba capital (Juan B Justo 5225), Capital Federal (Av. Almafuerte 187 y Av. Brasil 2984), Gral. Pacheco (Ruta 197 y Mozart, Buenos Aires), Benavídez (Agustín M. García 9647, Buenos Aires), Funes (Los Olmos 727, Santa Fe), Mar del Plata (Constitución 4703, Buenos Aires), Chajarí (Belgrano y 9 de Julio, Entre Ríos), Haedo (Fasola y Gral. Actis, Buenos Aires) y Ramos Mejía (Avda. de Mayo 1601 – Esquina Pasco, Buenos Aires).

Este es un paso más en el camino que Axion energy se trazó para la incorporación de energías renovables. En 2024 instaló 88 paneles solares en el edificio de mantenimiento de su refinería en la ciudad de Campana, lo que contribuyó a reducir emisiones en aproximadamente 34 toneladas de CO2e anuales.

Además, sumando otras reformas, como las realizadas en los hornos Powerformer, DKU y DHT—, se logró mejorar en un 6% el Índice de Eficiencia Energética de la planta, con una disminución de emisiones equivalente a las generadas por 25.500 autos medianos usando un tanque de combustible por mes.

La Secretaría de Minería del Ministerio de Economía de la Nación, simplificó el trámite relacionado con traslados, trasferencias y desafectaciones de bienes importados con el beneficio del artículo 21 de la Ley de Inversiones Mineras (LIM), a través del cual las empresas están habilitadas a importar bienes nuevos o usados, repuestos e insumos, sin pagar derechos de importación y tasa de estadística.

A tal fin se crearon trámites específicos en la plataforma TAD (Trámites a Distancia) que permiten a los beneficiarios de la LIM iniciar expedientes directamente e incorporar la documentación e información concreta que requiere cada proceso.

Ello agilizará el análisis de cada pedido y evitará las demoras que se ocasionaban con los expedientes iniciados a través del trámite denominado “presentación ciudadana ante el poder ejecutivo”. Así, el usuario podrá hacer un seguimiento del expediente y contestar las subsanaciones que se le requieran sin perder la trazabilidad, se comunicó.

Esta modificación obedece a las políticas de desburocratización y simplificación impulsadas por el Estado Nacional, especialmente las orientadas a la economía y a la relación entre el Estado, los ciudadanos y las empresas, mediante la modernización tecnológica, la digitalización de procesos y la revisión de normativas excesivas, se indicó.

YPF Digital suma una nueva funcionalidad en su APP YPF. A partir de ahora, los usuarios podrán pagar en dólares sus compras de combustible, productos en Tiendas FULL y servicios en YPF Boxes en toda la red de estaciones de servicio del país.

Esta innovación amplía la propuesta de Dinero en Cuenta (DeC), ofreciendo a los clientes mayor flexibilidad y opciones para gestionar sus consumos, se comunicó.

El pago en dólares brinda a nuestros clientes mayor flexibilidad y transparencia a la hora de elegir cómo gestionar sus consumos en nuestras estaciones de servicio. Estamos incorporando una solución segura, ágil y respaldada por Banco Santander, que se adapta a las necesidades de cada usuario y refuerza nuestro compromiso de innovar permanentemente en la experiencia digital de los clientes de YPF”, afirmó el presidente de YDI, Guillermo Garat.

Todos los usuarios que tengan habilitado DeC y posean una cuenta bancaria en dólares (CBU) a su nombre podrán transferir fondos a la cuenta corriente en USD de YDI en Banco Santander.

Al momento de la transacción, App YPF mostrará el monto equivalente en pesos y el tipo de cambio de referencia aplicado, que será el dólar comprador del Banco Nación.

Los fondos en dólares estarán disponibles exclusivamente para consumos dentro del ecosistema YPF. El pago no implica operaciones de cambio ya que no hay compra ni venta de moneda extranjera. No se permitirá retiro en efectivo, transferencias a terceros ni pagos mixtos, se indicó.

En caso de devolución, el reintegro se realizará únicamente a la misma cuenta bancaria desde donde se originó el fondeo.

Con esta nueva herramienta, YPF Digital reafirma su compromiso con la innovación, ofreciendo soluciones ágiles y seguras para sus clientes, con el respaldo de una entidad financiera de primer nivel como Banco Santander, remarcó la compañía.

Los precios del crudo mostraron leves variaciones este martes tras la decisión de la alianza OPEC+ de aumentar su producción en noviembre, aunque en una magnitud menor a la que anticipaban los mercados. El ajuste, de apenas 137.000 bbp/d, fue interpretado como una señal de prudencia frente a un escenario de posible sobreoferta global hacia fin de año.

El Brent cotizó en torno a 65,56 US$ por barril, mientras que el WTI se ubicó en 61,77 US$, ambos con subas inferiores al 0,2 %. Las ganancias contrastan con el repunte de más del 1 % registrado en la jornada anterior, cuando el anuncio de OPEC+ fue inicialmente recibido como una medida favorable a la estabilidad del mercado.

Detrás de la decisión predomina un enfoque conservador. Los productores agrupados en OPEC+, liderados por Arabia Saudita y Rusia, buscaron evitar un aumento abrupto de la oferta en un momento en que los bancos y consultoras del sector proyectan una acumulación de inventarios durante el último trimestre del año y buena parte de 2025.

Analistas señalan  que los precios se mantienen contenidos a la espera de confirmar si el aumento del petróleo almacenado en tránsito, en buques y depósitos flotantes, terminará reflejándose en mayores reservas en los países consumidores.

En paralelo, los datos de India aportaron un matiz positivo: la demanda de combustibles creció un 7 % interanual en septiembre, según cifras oficiales del país asiatico. La expansión del consumo en uno de los mayores importadores de crudo del mundo podría actuar como contrapeso ante los signos de desaceleración en otras regiones.

Sin embargo, el panorama general sigue marcado por la abundancia de oferta. JP Morgan estimó que los inventarios mundiales aumentaron 123 millones de barriles durante septiembre, incluyendo crudo almacenado en el mar. Además, China acelera la construcción de nuevas instalaciones para reservas estratégicas, consolidando una política energética orientada a reforzar su seguridad de suministro.

El frente geopolítico continúa agregando incertidumbre. La guerra entre Rusia y Ucrania mantiene tensión sobre la cadena de exportaciones energéticas, mientras que un ataque con drones contra la refinería rusa Kirishi el 4 de octubre provocó un incendio y la suspensión de su principal unidad de destilación. Según fuentes del sector, la reparación podría extenderse por varias semanas.

En este contexto, los analistas coinciden en que el equilibrio entre oferta y demanda dependerá principalmente de la evolución del consumo en Asia y de la capacidad de OPEC+ para ajustar su política de producción sin desestabilizar los precios. Por ahora, el bloque mantiene una línea de prudencia táctica, priorizando sostener el mercado antes que ganar participación inmediata.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación adjudicó, a través de la Resolución 384/2025, nuevos contratos dentro del programa Alma GBA, destinado al almacenamiento de energía eléctrica para reforzar la confiabilidad del Sistema en el AMBA.

Con esta adjudicación se incorporan dos nuevos oferentes (que aceptaron un precio de U$S 12.591 por MW-mes, menor al de su oferta inicial) y la potencia total del programa se eleva a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial de 500 MW.

Las empresas adjudicatarias son: Sullair y Rowing para los nodos de conexión con Edesur en Chingolo y Brown en 132 kV. La potencia contratada es de 24 y 22 MW, respectivamente.

Además, se creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los proyectos de almacenamiento de energía eléctrica que se desarrollen con conexión al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).

La medida forma parte del plan de modernización y fortalecimiento del sistema eléctrico impulsado por el Gobierno Nacional, se argumentó.

En agosto de 2025 la producción de petróleo aumentó 14,7 % i.a. y 12,2 % en los últimos 12 meses.

La producción de petróleo convencional se redujo 5,4 % i.a. y cayó 4 % en los últimos 12 meses. La producción no convencional (58 % del total) se incrementó 29,9 % i.a y 26,5 % en 12 meses impulsada por el Shale reveló el informe periódico del IAE General Mosconi.
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual.

En agosto de 2025 la producción de gas aumentó 2,6 % i.a y 4,6 % 12m. La producción convencional se incrementó 0,9 % i.a. y 1,2 % en últimos 12 meses. En tanto, la producción no convencional (63 % del total) se incrementó 3,5 % i.a. y aumentó 6 % en los últimos doce meses.

Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.

Combustibles

En agosto de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2,8 % i.a. y del 0,7 % en 12 meses, respectivamente.

Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 1,3 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 0,2 % superiores.

Electricidad
La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 3,7 % i.a. en agosto de 2025. El consumo anual de electricidad presenta una reducción acumulada del 0,5 % en doce meses.

El gas natural entregado por redes de distribución se redujo 4,5 % i.a. en julio de 2025 (último dato disponible) y 2,4 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

Subsidios energéticos

Según el IIEP-UBA los subsidios energéticos acumulados a septiembre se redujeron 44 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior y sumaron $ 2.865.291 millones. La partida más importante fue para CAMMESA con $ 1.934.625 millones.

La Secretaría de Energía incrementó los precios de los biocombustibles requeridos para su mezcla obligatoria con naftas y gasoils para las operaciones que se realizan durante el mes de octubre y hasta la publicación de un nuevo precio que los reemplace, lo que podría ocurrir incluso antes de fin del mes en curso.

A través de la Ley 27.640 se aprobó el Marco Regulatorio de Biocombustibles, el que comprende todas las actividades de elaboración, almacenaje, comercialización y mezcla de biocombustibles, y establece como Autoridad de Aplicación de la ley a la S.E.

A través de la resolución 385/2025 Energía fijó en PESOS UN MILLÓN QUINIENTOS OCHO MIL SETECIENTOS CUATRO ($ 1.508.704) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, de biocombustibles.

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 puntualiza la R-385.
Por otra parte, a través de la resolucion 386/2025 de la cartera a cargo de María Tettamanti, se fijó en PESOS OCHOCIENTOS NOVENTA Y UNO CON DOSCIENTAS OCHENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 891,286) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640.

Asimismo fijó en PESOS OCHOCIENTOS DIECISÉIS CON OCHOCIENTAS OCHENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 816,887) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de Bicombustibles.

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

La Resolución 373/23 de la S.E. estableció la posibilidad de efectuar modificaciones en los procedimientos de ajuste de precios comprendidos en dicha norma, tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor.

En los último meses los productores locales de biocombustibles reclamaron a Energía más ajustes en los precios de comercialización con las petroleras, y la prórroga de la Ley específica del sector, con varias modificaciones.

El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.

Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, describió el sector productor.

Los precios de los biocombustibles, junto con la variación de la cotización internacional del petróleo (Brent), y de la carga impositiva que grava al rubro, y la variación que registra la devaluación del Peso en relación al Dólar inciden en los precios en surtidor de las naftas y gasoils que se comercializan en el mercado local. El mercado desregulado actual explica las variaciones periódicas que, incluso dentro de un mismo mes, se registran en las estaciones de servicio.

PECOM presentó su cuarto Reporte de Sustentabilidad, un reflejo del camino recorrido y de los compromisos sostenidos a lo largo de 2024.

En un contexto de grandes cambios para la compañía y para la industria energética en
general, PECOM reafirmó su capacidad de transformación a la vez que profundizó su
compromiso con la sustentabilidad como eje transversal de su estrategia.
El reporte destaca los avances logrados en materia de excelencia operacional,
cuidado del ambiente y foco en las personas y comunidades.

“La sustentabilidad no es un capítulo aislado: es parte de cómo concebimos el
negocio. Este reporte muestra cómo seguimos evolucionando como compañía sin dejar de poner en el centro a las personas, el ambiente y la excelencia en todo lo que
hacemos. Nuestro compromiso con la sustentabilidad y la excelencia
operacional, apalancados en la mejora continua, son nuestra guía en cada
proyecto, servicio o trabajo que realizamos.”, señaló Gretel D´Amico, Directora
Ejecutiva de Sustentabilidad y Excelencia Operacional de PECOM.

El Reporte de Sustentabilidad, se presenta como una invitación al diálogo con todos
los grupos de interés y como una expresión del compromiso de PECOM de seguir
apostando al desarrollo energético responsable, con el propósito de acercar a las
personas la energía que necesitan para avanzar.

El documento completo ya está disponible en la página web de la compañía

Camuzzi informa a la comunidad que el plan maestro de obras inherentes a la potenciación del Sistema Cordillerano Patagónico continúa avanzando a buen ritmo.

Con fecha 02 de Junio de 2025 se han dado inicio a las tareas para la construcción de la nueva Planta Compresora de Alto Rio Senguer, como así también al montaje del nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa, habiendo movilizado recientemente a campo las maquinarias, herramientas, obradores, retroexcavadoras y equipos necesarios para su ejecución.

Es oportuno destacar que la obra que dará solución definitiva a la problemática de las factibilidades en la región es mucho más amplia que la que se había planteado oportunamente, dado que el paso del tiempo y las nuevas condiciones operativas sobre el Sistema Cordillerano Patagónico hicieron necesario reconfigurar el diseño original.

De esta forma, a la concreción de las Plantas Compresoras de Gobernador Costa y Rio Senguer previstas en el plan inicial, se sumaron 2 nuevos frentes de obra necesarios que también ya han iniciado.

Por un lado, la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martin, que permitirá reemplazar la actual inyección de gas natural desde un único yacimiento en el extremo sur del sistema. De esta forma, el gasoducto quedará conectado en forma directa con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, otorgando una mayor confiabilidad y sostenibilidad a la operación.

Finalmente, y a los efectos de incrementar la presión del gas natural en este punto, para que pueda ser transportado a las distintas localidades en las condiciones operativas necesarias, próximamente se dará inicio a la construcción de una nueva Planta Compresora, en la localidad de Holdich, también en la provincia del Chubut.

La finalización de las obras inconclusas de Gobernador Costa y Rio Senguer son financiadas por los Bancos Provinciales del Chubut y Neuquén, por un monto de $24.800 millones que ha sido garantizado por Camuzzi, en tanto que la interconexión mencionada y la construcción de la nueva Planta Compresora Holdich contemplan una inversión por parte de la Licenciataria, de $25.812 millones adicionales.

Esta obra tan importante y esperada para la cordillera patagónica, que permitirá garantizar la incorporación de nuevos usuarios al sistema tras su habilitación integral, implica una inversión superior a los 50.600 millones de pesos.

El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:

Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.

Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.

Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.

Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural y la falta de concreción – en tiempo y forma – de las obras necesarias que permitan acompañar operativamente esta evolución del consumo, la compañía se vio en la obligación, de acuerdo con el marco regulatorio vigente, de condicionar las factibilidades para nuevos usuarios a partir del año 2022.

Gracias al trabajo mancomunado entre las gobernaciones provinciales, el ENARGAS, la Secretaria de Energía de la Nación y ENARSA, la obra pudo ser retomada para, tras su habilitación, permitir el desarrollo sostenido y a largo plazo de las 25 localidades de toda esta región.

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, encabezó en Comodoro Rivadavia una reunión de trabajo con dirigentes gremiales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción, de la que también participó el intendente local Othar Macharashvili.

En el marco del encuentro, el mandatario adelantó que en los próximos días será recibido en Buenos Aires por el ministro del Interior de la Nación, Lisandro Catalán, con el objetivo de avanzar en la eliminación de los derechos de exportación para las cuencas convencionales.

“La Provincia cumplió en lo que hace a la baja de regalías, sobre todo en áreas marginales, y los trabajadores cumplieron en materia de productividad. Ahora vamos a exigir al Gobierno Nacional que cumpla con esta medida que potenciaría las inversiones en Chubut”, manifestó el gobernador.

De la reunión participaron los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado, Jorge Ávila; de Camioneros, Jorge Taboada; de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar, y de la UOCRA, Raúl Silva.

En la reunión también se brindó un panorama de las inversiones comprometidas para el año en curso y se presentó un avance preliminar de los planes proyectados para 2026, en línea con lo ejecutado en el presente ejercicio.

Se acordó, además, exigir la priorización de aquellos trabajos con mayor generación de empleo asociado, como la perforación, y de los que tengan posibilidad de revitalizar la cuenca, como la actividad de exploración de convencional que lleva adelante Pan American Energy.

Asimismo, en el caso puntual de las áreas Manantiales Behr y El Tordillo, el Gobierno Provincial transmitió que, como requisito para autorizar la cesión, se trabajará en la presentación de un plan de inversiones que se traduzca en beneficios concretos para Chubut y los trabajadores.

En ese marco, Torres adelantó que en los próximos días se reunirá con el presidente de YPF, Horacio Marín, y representantes gremiales “para clarificar cuestiones ambientales, laborales y de inversión, que la Provincia exigirá a las empresas interesadas en adjudicarse el yacimiento Manantiales Behr”.

“En breve vamos a tener una reunión en YPF para ver la proyección de las inversiones”, indicó el mandatario, y agregó: “Las operadoras ya nos pasaron un presupuesto preliminar de lo que van a invertir, y nosotros vamos a trabajar en el desglose porque hay algunas inversiones que generan un puesto de trabajo y otras que generan diez con el mismo dinero. Tenemos que ser inteligentes a la hora de analizar los compromisos y por eso lo estamos trabajando junto con los gremios”.

Compre Local

Por otra parte, en la reunión se abordó la iniciativa Compre Local. Dada la existencia de personal calificado y competitivo en la provincia, se consensuó avanzar de manera conjunta, con aportes del gobierno, gremios, empresas y cámaras, en un marco normativo que contemple la priorización de proveedores y trabajadores locales, como medida para morigerar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional.

La medida se implementará a través de un proyecto de Ley que será elevado a la Legislatura una vez que se logre el consenso necesario. “Tenemos que trabajarla seriamente: hay ejemplos exitosos como los de Neuquén y Río Negro, y otros en los que se declaró la inconstitucionalidad, y eso no nos puede pasar”, señaló Torres.

La caída de los precios del petróleo a valores menores a los de 2022 y a pesar de los esfuerzos de la OPEP en mantener los recortes para sostener el precio han derivado en un reordenamiento de las cuentas de las grandes petroleras.

La reestructuración global de empresas como Exxon incluye despidos masivos, y la industria del shale en EE. UU. es especialmente golpeada por esta situación.

Las Big Oil prometieron a los inversores eficiencia y ahorros de costos el año pasado, cuando los precios del petróleo se normalizaron desde los máximos de 100 dólares por barril en 2022 que trajeron ganancias inesperadas a la industria en 2022 y 2023.

Las ganancias se “normalizaron” en 2024 y han tendido a la baja respecto a los años anteriores hasta ahora en 2025, lo que impulsa a las principales firmas de petróleo y gas a buscar ahorros de costos adicionales con precios del petróleo en los 60 dólares por barril, en comparación con un precio promedio del crudo Brent de 81 dólares por barril en 2024.

Las enormes ganancias de 2022 también fueron seguidas por una ola de consolidación, especialmente en Estados Unidos, donde ExxonMobil y Chevron, así como ConocoPhillips, anunciaron acuerdos de miles de millones de dólares para expandir su presencia en el negocio del esquisto y en los puntos calientes globales para exploración y producción.

Por otro lado las cuencas petroleras enfrentan una caída geológica en su producción, y la falta de inversión en exploración agrava la situación. 
Pero no solo las grandes petroleras están buscando ahorros de costos reduciendo el número de trabajadores. Las compañías en la zona de esquisto de EE.UU. están a la caza de consolidación, sinergias, eficiencias y recortes de costos para poder sostener los pagos a los accionistas con precios del petróleo de EE.UU. en 60 dólares por barril, y posiblemente más bajos más adelante este año.

Los primeros ajustes incluyen diferir las terminaciones de pozos y bombear más con menos, lo que significa que los empleos tienen que irse.

La desaceleración de la actividad de perforación se ha extendido a los grupos de servicios de campos petroleros. Se dice que Halliburton, por ejemplo, ha iniciado despidos en al menos tres unidades de negocio, con reducciones de personal que oscilan entre el 20% y el 40%. Estas reducciones se producen en medio del aumento de los costos, precios más débiles y una mayor volatilidad en todo el sector.

“La industria del petróleo y el gas se ha desacelerado dramáticamente debido a los bajos precios y al aumento del costo de las materias primas y los materiales y suministros terminados”, dijo un ejecutivo de una firma de servicios de campos petroleros en comentarios a la última Encuesta de Energía del Dallas Fed el mes pasado.

Grupo Balko estará presente como disertante en el NACS SHOW 2025 que tendrá lugar en Chicago. En su representación expondrán Enrique Chardon  y Ernesto Sister mientras que David Freidzon hará lo propio en nombre del Grupo Dislub Equador empresa para la cual Balko desarrolló proyectos ganadores de múltiples premios en Estaciones de Servicio y Locales Comerciales, en Brasil.

“Año a año vamos logrando poner en lo más alto a nivel mundial a la arquitectura en retail de Latam y este 15 de octubre daremos un paso muy especial con una charla en el segmento de conferencias LevelUp de NACS,  meca del Convenience Store a nivel mundial, para descubrir las herramientas que utilizamos que destacan una marca y, a través de nuestros casos de éxito, explorar lecciones prácticas e ideas que pueden ser aplicadas en su negocio.”

Para más info

www.nacsshow.com/Sessions/Education-Sessions/The-Evolution-of-Convenience-Stores-in-Latin-Ameri

La semana estuvo marcada por un nuevo capítulo en el largo litigio internacional que enfrenta a la Argentina con fondos demandantes por la expropiación de YPF en 2012. El Gobierno argentino presentó una apelación ante la Cámara del Segundo Circuito de Nueva York, buscando revertir el fallo que lo obliga a entregar el 51 % de las acciones de la compañía.

El argumento central de la defensa es que cumplir con esa orden implicaría una cesión directa de soberanía, pues se trata de un paquete accionario que el Estado considera estratégico para el control de los recursos energéticos nacionales. Voceros oficiales remarcaron que la expropiación de YPF fue una decisión política enmarcada en la defensa del interés público, y que judicializarla de este modo constituye una extralimitación que afecta al orden jurídico internacional.

A la par, medios estadounidenses informaron que la corte de apelaciones evalúa suspender de manera temporal la ejecución del fallo mientras analiza los fundamentos de la apelación. Una eventual moratoria en la aplicación de la sentencia permitiría a la Argentina ganar tiempo en una pulseada que no solo es jurídica, sino también geopolítica y financiera.

El Tío Trump

Por otra parte, en julio, el Gobierno de Estados Unidos anunció que intervendría como amicus curiae en el caso de YPF, respaldando la posición argentina frente al fallo que ordena entregar la mayoría accionaria de la petrolera. Esa decisión se interpretó como un gesto político significativo, para reforzar los vínculos entre Washington y Buenos Aires en un contexto de supuesta afinidad ideológica entre ambas administraciones.

En el reciente encuentro entre Trump y Milei, si bien no hubo confirmaciones oficiales de que YPF fuera parte explícita de la agenda, fuentes diplomáticas señalaron que el litigio estuvo presente en las conversaciones de contexto más amplio. El solo hecho de que el gobierno estadounidense haya dado señales de apoyo en tribunales abre un frente de negociación que trasciende lo jurídico y adquiere un peso estratégico en la relación bilateral.

Vaca Muerta se mueve

Mientras la cuestión judicial concentraba la atención internacional, YPF avanzó con decisiones de envergadura en el terreno productivo.
La compañía cerró la compra de una participación del 45 % en dos bloques de petróleo y gas no convencionales ubicados en Vaca Muerta, hasta ahora bajo control de la francesa TotalEnergies. La operación, valuada en unos 500 millones de dólares, refuerza la posición dominante de la petrolera argentina en la principal cuenca energética del país.
El movimiento no es menor: YPF asegura así un mayor control sobre áreas que concentran parte del futuro energético de la Argentina, y sienta las bases para ampliar la producción en un escenario de creciente demanda regional.

A su vez, trascendió que la empresa planea perforar tres pozos exploratorios en la formación Palermo Aike, ubicada en el sur del país. Este reservorio, considerado una suerte de “hermana menor” de Vaca Muerta, se perfila como una frontera energética con alto potencial, capaz de diversificar la geografía de la producción de hidrocarburos no convencionales.

Por un puñado de dólares

Los movimientos de YPF se desarrollan bajo una estricta mirada institucional. Analistas locales recordaron que cualquier eventual desprendimiento de las acciones de la petrolera —si finalmente se cumplieran las sentencias judiciales internacionales— debería contar con la aprobación expresa del Congreso argentino.
Este punto subraya que el futuro de la compañía no es solo un asunto empresarial, sino un tema profundamente político y soberano.

En el terreno regulatorio, la empresa dio también señales de gestión territorial. Concluyó obras clave para asegurar el suministro de gas en el municipio de Añelo, en Neuquén, localidad que se ha convertido en el epicentro logístico y humano del desarrollo de Vaca Muerta.

Este avance, aunque menos estridente que las grandes operaciones financieras, tiene un impacto inmediato en la vida de las comunidades vinculadas al polo energético.

Entre soberanía y producción

La semana dejó en evidencia la dualidad que atraviesa el presente de YPF: por un lado, una pulseada judicial de resonancia internacional que pone en juego la noción misma de soberanía; por otro, un despliegue productivo que busca consolidar a la empresa como motor de la transición energética argentina.

En este delicado equilibrio entre tribunales extranjeros y perforaciones en la Patagonia se juega buena parte del futuro energético y político del país.

MetroGAS presentó su 6° Reporte de Sustentabilidad, en el que expone los logros de su
gestión en eficiencia operativa, infraestructura y compromiso con la comunidad
mediante programas educativos y sociales alineado con la estrategia de la compañía
basada en la sostenibilidad y la transparencia.

En este reporte, el segundo que realiza de manera anual, la distribuidora de gas natural
por redes más grande de la Argentina reafirma su compromiso con el cliente, a quien
pone en el centro de todas sus acciones.

“El 2024 fue un año de consolidación y desafíos superados que quedaron reflejados en
este Reporte de Sustentabilidad, que contiene los resultados de la gestión de la
compañía alineados al Plan Estratégico”, dijo el CEO de MetroGAS, Sebastián
Mazzucchelli.

Con más de 2,4 millones de clientes y una red de 18.502 km de cañerías en CABA y el
conurbano bonaerense, la compañía consolidó su modelo de atención ágil y accesible.
Durante 2024, más de 1,38 millones de usuarios optaron por la factura digital, lo que
representa un crecimiento del 9,3 % respecto al año anterior, y el 81 % de las gestiones
se realizaron de forma digital o por autogestión telefónica.

En materia de infraestructura, se ejecutaron 9 proyectos de renovación de redes, se
reemplazaron 66 kilómetros de cañerías de hierro fundido y se inspeccionaron 24.100
kilómetros con tecnología de última generación.

El reporte también resalta el compromiso de MetroGAS con la gestión ambiental. A lo
largo del año se realizaron estudios de biometano e hidrógeno, se midieron las
emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y se desarrollaron campañas como
“Comunidad del Sí” y “Árbol”, esta última con 1.538 adhesiones y la plantación de 77
nuevos ejemplares.

En el plano comunitario, se reactivó el programa Hogar Cálido Hogar en escuelas
primarias, se capacitaron 1.372 estudiantes en el oficio de gasista matriculado y se
asistió a 1.344 familias a través del programa Instalaciones Solidarias, que obtuvo el
Premio APSAL 2024. Además, se organizaron 8 jornadas de voluntariado, con la
participación de 137 colaboradores que dedicaron 3.400 horas a distintas iniciativas
sociales.

“Operación segura y confiable, cliente en el centro, eficiencia operativa, capital humano,
grupos de interés y desarrollo sostenible constituyen las seis líneas de acción que hoy,
gracias al trabajo colaborativo de nuestros equipos, hemos convertido en avances
concretos”, destacó Mazzucchelli durante la presentación del reporte.

En el encuentro estuvieron presentes autoridades de la compañía; el director general de
CEADS, Sebastián Bigorito; el director de Economía Social y Sociolaboral del Gobierno de
la Ciudad de Buenos Aires, Nicolás Caldarola; y el representante de la organización civil
“Ingeniería Sin Frontera”, Rodrigo Morales, entre otros.

Con certificaciones vigentes ISO 9001, 45001 y 14001 hasta 2027, MetroGAS reafirma
su compromiso con la excelencia operativa, la transparencia y el desarrollo sostenible e
integra la innovación y el cuidado del ambiente en cada aspecto de su operación.
Acceder al reporte en el siguiente link https://sustentabilidadmetrogas.com.ar/

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 13/10/2025 al 02/11/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 37 ofertas por un volumen total de 41,6 millones de metros cúbicos diarios, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,28 el millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,96 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde u$s 1,61 hasta u$s 2,53 el MBTU según el punto de ingreso. Los precios de llegada al GBA fueron desde u$s 2,08 hasta u$s 3,43 el MBTU.

Desde Neuquén se recibieron 13 ofertas por un volumen total de 15,9 MMm3/día. Desde Santa Cruz se realizaron 6 ofertas por un total de 4,3 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 8 y totalizaron 12.7 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste se hicieron 6 ofertas por un volumen total de 4,3 MMm3/día. Y desde Chubut las ofertas fueron 4, por un volumen total de 4,4 MMm3/día.

El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, afirmó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.

Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70 % de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.

“Nuestra región aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó, en el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizada en Santiago de Chile, y de cuya inauguración participó el Presidente de Chile, Gabriel Boric.

El Mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.

Durante la jornada se anunció la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.

Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.

En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC). En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP.

La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.

A través de una serie de resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, y del Ente Nacional Regulador del Gas, el ministerio de Economía activó nuevas subas en las tarifas de estos servicios, con vigencia a partir del 1 de octubre.

Desde la Secretaría de Energía se aseveró que en ambos casos las tarifas registran un aumento cuya incidencia, en promedio, no supera el 2 por ciento “en la factura final a nivel nacional”. Cada usuario podrá corroborar comparando con la factura del mes anterior, considerando el mismo nivel de consumo.

En el caso de la electricidad, las resoluciones del ENRE publicadas en el Boletín Oficial van desde la 675 hasta la 695/2025 y comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras Transener, Transba, Transnea, EPEN, Transpa, Transnoa, Distrocuyo,Transcomahue, Transba, Intesar, Interandes, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, Transportel Minera, Edesur, y Edenor.

Los nuevos cuadros tarifarios son variados. Actualizan los valores horarios a pagar por el equipamiento regulado de cada transportadora, y también los valores mensuales por dicho equipamiento desde el 1/6 hasta el 1/12 inclusive. En el caso de Transener, por ejemplo, la actualización es de 4,31 %.

También comprenden una actualización mensual de la remuneración de cada transportadora en base a un índice combinado del IPIM (67%) y del IPC (33%) que arrojaron un resultado de 2,70 % en setiembre por este concepto.

En los casos de las distribuidoras Edesur y Edenor, la actualización del Costo Propio de Distribución a aplicar en octubre con respecto a setiembre es de 3,07 % y 3,13 %, respectivamente.

Regirá como tarifa plena para el usuario Residencial Nivel 1, y con descuentos por subsidio parcial para los consumos de los usuarios niveles 2 y 3 ( ingresos bajos y medios). El ajuste subsidiado también comprende a los Clubes de barrio y de pueblo.

Para el caso de Edesur el VAD Medio al 1/10 es de $ 48,22. La tarifa Residencial para un consumo de hasta 150 kw/mes es de $ 1.292,64 más $ 12,36 por Kw/hora. Para un consumo de 401 hasta 500 kw mensuales la tarifa es de $ 8.881,43 mensuales más $ 21,70 por kw/hora consumido.

Para el caso de Edenor el VAD medio es de $ 52,20. La tarifa Residencial 1, hasta 150 kw/mes es de $ 1.309,77 más $ 12,18 el kw/hora consumido.

Resoluciones Enargas

En el caso del Enargas la serie de resoluciones oficializadas van desde la 722 hasta la 741/2025 y los nuevos cuadros tarifarios contemplan los nuevos precios (dolarizados) del gas en el PIST (punto de ingreso al sistema de transporte), la aplicación de la escala de ajustes mensuales para los conceptos de transporte y distribución que resultan de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y que comprenden 31 aumentos mensuales y consecutivos del 0,3 %. También se aplica la actualización mensual de la tarifa en base a la evolución de la inflación del mes previo.

La ristra de resoluciones comprende a las empresas MetroGAS, Litoral Gas, Naturgy BAN, Naturgy NOA, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, GasNea, Redengas, TGS, TGN, Enarsa, Transportadora de Gas Mercosur, GasAndes, Gas Link, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, y Compañía Enterriana de Gas.

A modo de ejemplo cabe referir que, en el caso de MetroGAS, se indicó que en octubre el promedio de actualización en la factura de un usuario categoría R2-3 Nivel 1 (altos ingresos y tarifa plena) es de 1,57 % de incremento respecto a una factura de igual consumo de setiembre.

Para un usuario Residencial R2-3 de CABA el cargo fijo es de $ 14.686 mensual y el cargo por cada metro cúbico de consumo es de $ 209,88. Si el usuario de la misma categoría se domicilia en el GBA el cargo fijo es de $ 13.165,13 y el cargo por m3 consumido es de $ 209,88.

Para estas tarifas también rige el esquema de subsidio parcial para usuarios Nivel 2 y Nivel 3.

Zona Fría

En otro orden, el Enargas oficializó la resolución 742/2025 en la que hace referencia a la Ley 25.565 de creación del Fondo Fiduciario para el subsidio de consumos residenciales de gas a usuarios del servicio en Zona Fría.

El Ente Regulador estableció que, a partir de octubre, el cargo a cobrar a los usuarios sobre el precio del gas natural en el PIST, por cada metro cúbico consumido por cualquier tipo de uso, será de entre 7,07 hasta 7,37 % de dicho componente tarifario, según un detalle anexo a la resolución por subzonas del país.

TotalEnergies venderá el 50% de su cartera de proyectos solares en Estados Unidos a la firma de inversión global KKR por alrededor de 1.000 millones de dólares.

TotalEnergies está vendiendo el 50% de una cartera de 1,4 gigavatios (GW) de capacidad instalada combinada en una transacción que valora dicha cartera en 1.250 millones de dólares.

Gracias a las transacciones y la refinanciación bancaria que se está finalizando actualmente, TotalEnergies recibirá un total de 950 millones de dólares al cierre de la venta.

Incluidos en la venta hay seis activos solares a escala de servicios públicos con una capacidad combinada de 1,3 GW, y 41 activos de generación distribuida que totalizan 140 MW, situados principalmente en Estados Unidos. La producción de electricidad de estos proyectos ha sido vendida a terceros o será comercializada por TotalEnergies, informó la empresa.

A diferencia de otras grandes petroleras europeas como BP y Shell, que han reducido directamente el gasto en energías renovables, TotalEnergies tiene una estrategia para alcanzar un objetivo de rentabilidad del 12% para su negocio de Energía Integrada.

Esto significa que TotalEnergies típicamente desinvertiría hasta el 50% de sus activos renovables una vez que alcanzan la fecha de operación comercial (COD) y están libres de riesgos, lo que le permite “maximizar el valor de los activos y gestionar los riesgos”.

En Estados Unidos, los proyectos solares podrían experimentar una desaceleración significativa en el futuro, debido a las políticas de la Administración Trump, advirtió la industria a principios de este mes.

En un informe que elogia la instalación de cerca de 18 GW en nueva capacidad, incluido el almacenamiento en baterías, durante el primer semestre del año, que constituyó el 82% de todas las nuevas adiciones de capacidad, la Asociación de Industrias de Energía Solar también advirtió que la Ley One Big Beautiful Bill ha cambiado sustancialmente la perspectiva a medio plazo.

Los gobernadores de Chubut, Ignacio Torres; de Mendoza, Alfredo Cornejo y de Santa Cruz, Claudio Vidal, se presentaron en el Juzgado Criminal y Correccional Federal 4 de Comodoro Py para constituirse como querellantes en la causa que investiga supuestas irregularidades vinculadas al ingreso de la familia Eskenazi a YPF en 2007.

“De ser necesario, también vamos a acudir al Departamento de Justicia de Estados Unidos para que se suspenda inmediatamente la acción civil hasta tanto se resuelva la causa penal”, adelantó el mandatario chubutense.

“Las provincias petroleras somos accionistas de YPF y vamos a agotar todos los recursos para defender lo que nos pertenece”, reveló Torres e indicó que “ir contra esa operación podría modificar todo lo que siguió”, entre ello, el fallo de la jueza Loretta Preska que obliga al país a pagar 16.000 millones de dólares, más intereses, y entregar el 51 % de las acciones de YPF a los fondos Burford y Eton Park.

Torres apuntó que “ante esta locura, tenemos que hacer causa común y los gobernadores nos vamos a poner al frente de esta discusión para defender YPF y también lo que es propiedad de las provincias productoras”.

El mandatario explicó que “el grupo Eskenazi se hace del 25 % de las acciones de YPF apalancándose financieramente en dividendos futuros y devengados, y esto precede a la expropiación”. “Luego de la expropiación del 51 % de las acciones de YPF, el grupo Eskenazi le vende el juicio que había iniciado contra la República Argentina reclamando una indemnización por el procedimiento expropiatorio a un fondo muy conocido por los argentinos por el daño que le ha hecho al país” e indicó que “en esa expropiación, el 49 % del 51 % expropiado, es de las provincias productoras de petróleo”.

Presentación ante la Corte de Nueva York

Sin perjuicio de la querella penal, la provincia presentó también un amicus curiae ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para defender su participación accionaria en YPF en el marco del juicio que lleva adelante la jueza Preska.

El fallo de la magistrada neoyorkina “no contempla que las provincias petroleras somos accionistas de YPF y que solo se puede embargar lo que le pertenece al demandado, en este caso el Estado Argentino”, manifestó Torres al respecto.

En diciembre de 2007, el grupo Petersen -liderado por el empresario argentino Enrique Eskenazi- firmó un acuerdo con Repsol YPF para adquirir el 25 % de las acciones a través de las empresas Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, radicadas en España. En 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 26.741 y aprobó la ley declaración de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51 % de las acciones de YPF, con el objetivo de retomar el control de la compañía.

Para entonces, Repsol contaba con el 57 % de la empresa dado que, tras venderle el 25 % al grupo Petersen, se desprendió de más acciones. La operación terminó de confirmarse en 2014, cuando el consejo de Repsol aceptó la oferta del Gobierno de U$S 5 mil millones como indemnización por la expropiación de la compañía.

El fondo Burford Capital compró el derecho de litigio durante el proceso de quiebra del grupo Petersen, y en abril de 2015 presentó una demanda contra la Argentina ante la justicia de Nueva York, reclamando una indemnización. El argumento de la demanda se basó en que el Estado argentino violó el artículo 7° del Estatuto de YPF, que prevé que si alguien compraba más del 15 % de la empresa debería ofrecer lo mismo a todos los accionistas, algo que en este caso no ocurrió.

En marzo de 2023, la jueza del Distrito Sur de Nueva York, Loretta Preska, hizo lugar al pedido de los demandantes y señaló que la Argentina “incumplió el contrato” por no ofrecer una compensación a todos los accionistas. No obstante, excluyó de responsabilidad a YPF. En septiembre del mismo año la magistrada ordenó al Gobierno el pago de U$S 16,1 mil millones por la reestatización de YPF.

En junio de 2025, Preska le ordenó a la Argentina entregar el 51 % de las acciones de YPF para pagar una indemnización, sin embargo, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York suspendió preventivamente la orden de la jueza, eximiendo por el momento a la Argentina de entregar las acciones de la petrolera.

La Unión Industrial Argentina (UIA), encabezada por su presidente Martín Rappallini y su secretario Eduardo Nougués, elevó una nota formal al Jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, para solicitar el acompañamiento del Poder Ejecutivo al Proyecto de Ley de Biocombustibles presentado por la Liga de Provincias Bioenergéticas, integrada por Catamarca, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Misiones, Salta, Santa Fe y Tucumán.

El proyecto, que ya cuenta con estado parlamentario en ambas cámaras, surge de un trabajo de articulación entre sectores públicos y privados con el objetivo de fortalecer la producción de bioetanol y biodiesel, diversificar la matriz energética y promover el desarrollo federal.

En la nota presentada, la UIA destacó la importancia de esta iniciativa para agregar valor a la producción de caña de azúcar, maíz y soja, reducir la dependencia de combustibles fósiles importados con el consecuente ahorro de divisas, sostener cadenas de valor de alto impacto socioeconómico en las provincias productoras y garantizar la continuidad de inversiones en el sector.

Asimismo, subrayó que los biocombustibles permiten mejorar la salud de la población al disminuir emisiones contaminantes y generar empleo genuino en las economías regionales.

El nuevo marco normativo propuesto contempla un incremento progresivo en los cortes obligatorios de biodiesel y bioetanol, la apertura a inversiones en transporte aéreo, marítimo y fluvial, la habilitación de un mercado de libre comercialización por encima de las mezclas mínimas, así como la posibilidad de incorporar motores flex y kits de conversión que optimicen el uso de la materia prima nacional.

Además, reemplaza los cupos y precios fijados por el Estado por un esquema de licitaciones transparentes entre privados, promoviendo competitividad y previsibilidad en el sector, se describió.

En este contexto, Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Unión Industrial de Tucumán, advirtió sobre la urgencia que atraviesa el norte argentino y la necesidad de políticas concretas para sostener sus economías regionales.

“El norte argentino está en una situación límite : sin políticas concretas que fortalezcan nuestras economías regionales, el futuro será devastador. Tucumán no tiene petróleo, no tiene minerales, no tiene litio funcionando. Lo que tenemos es una columna vertebral que se llama azúcar, y si no la defendemos con decisión, vamos a condenar a nuestra gente a la pobreza y a la emigración masiva”.

Y agregó, “por eso exigimos que se avance ya en la ampliación del corte de bioetanol. Hoy tenemos un 12 % (6 % maíz y 6 % caña), pero necesitamos que ese porcentaje crezca rápidamente. Esto no es un capricho: es la única manera de darle rentabilidad a nuestra producción, sustituir importaciones de combustibles y generar empleo genuino en el norte”.

Rocchia Ferro también remarcó que este reclamo responde al mandato constitucional de promover un desarrollo equilibrado entre regiones: “No pedimos privilegios, pedimos cumplimiento de la Constitución. El azúcar y el bioetanol son nuestra bandera de desarrollo. Y si el país nos da las condiciones necesarias, el norte no solo va a producir, sino que va a crecer, a educar y a darle dignidad a su gente”.

Con el respaldo de la UIA y de las uniones industriales provinciales, el proyecto busca consolidar un modelo energético federal, competitivo y sostenible, capaz de aprovechar el potencial agroindustrial de la Argentina y garantizar un futuro económico y ambiental más equilibrado para todo el país, se destacó.

El Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto 695/2025 publicado hoy en el Boletín Oficial, oficializó la autorización para iniciar el proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la empresa estatal responsable de la generación nuclear del país. Esta medida responde a la política de reducción del déficit fiscal del gobierno y tiene como objetivo principal asegurar la financiación futura y la eficiencia operativa de la compañía mediante la incorporación de capitales privados.La decisión de privatización se impulsa para obtener financiamiento complementario para proyectos estratégicos de gran envergadura y coste elevado. Específicamente, NASA requiere fondos para la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I, cuya reincorporación al sistema eléctrico se anticipa para el año 2027, y para la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), una obra crucial que permitirá la continuidad de la operación de la Central Nuclear Atucha II.
El Estado mantendrá el control mayoritario
El plan de desinversión ha sido diseñado para respetar la Ley N° 27.742, que establece la obligatoriedad de que el Estado Nacional mantenga la participación mayoritaria en el capital social de NASA. La venta de acciones se instrumentará mediante un mecanismo dual. Por un lado, el cuarenta y cuatro por ciento (44%) del capital social se ofrecerá a inversores privados a través de una licitación pública de alcance nacional e internacional. Por otro lado, un cinco por ciento (5%) de las acciones será reservado para la organización de un propgrama de propiedad participada, brindando preferencia de adquisición a los empleados de la empresa.
Una vez concretadas estas operaciones, el cincuenta y uno por ciento (51%) del paquete accionario de NASA seguirá en poder del Estado Nacional, distribuido entre la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). De esta forma, el gobierno se garantiza la conservación del control estratégico sobre la actividad nuclear nacional.
El Ministerio de Economía ha sido designado como la Autoridad de Aplicación del proceso, y deberá dictar todas las normas operativas y complementarias que resulten necesarias, contando con la asistencia de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria Agencia de Transformaciòn de Empresas Pùblicas. Asimismo, la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social deberá intervenir para expedirse sobre la factibilidad de la implementación del Programa de Propiedad Participada. El decreto entra en vigencia al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial.

El mercado global de GNL cerró la semana con señales opuestas en sus dos principales polos de consumo. En Asia, los precios spot volvieron a caer por la combinación de baja demanda y abundantes inventarios, mientras que en Europa persiste la tensión por factores sindicales y por la incógnita en torno a un posible endurecimiento de sanciones contra Rusia.

Según Reuters, el precio spot promedio para las entregas en noviembre en el noreste asiático se ubicó en 11,20 dólares por millón de BTU, por debajo de los 11,50 dólares registrados la semana anterior. Analistas explican que la caída se sostiene en una mayor producción de gas en China y en la decisión de reforzar las extracciones desde el almacenamiento subterráneo durante noviembre, lo que reduce la necesidad de compras adicionales en el mercado spot.

En Europa, en cambio, los precios se movieron al alza a finales de la semana, aunque dentro de un rango acotado. La finalización progresiva de la temporada de mantenimiento en Noruega aportó más oferta por gasoducto, pero las huelgas en terminales francesas de GNL continúan trabando la recepción de cargamentos y obligan a desvíos hacia otros puertos del noroeste europeo.

Rusia, el factor de fondo

El panorama europeo no puede entenderse sin la sombra de Rusia. Pese a la caída drástica de las compras de gas por gasoducto desde 2022, algunos puertos de la UE todavía reciben cargamentos de GNL ruso. La discusión sobre un ban total a esas importaciones sigue abierta y podría convertirse en el próximo frente de disputa dentro del bloque.

Un eventual corte de ese flujo no solo complicaría la planificación de invierno en Europa, también reordenaría la competencia global por los cargamentos disponibles, elevando la presión sobre Asia. Para Rusia, significaría perder uno de los últimos canales de exportación hacia Occidente y volcar aún más su oferta hacia el mercado asiático, según las proyecciones citadas por Reuters.

El presidente Javier Milei, a través del directorio de YPF encabezado por Horacio Marín, designó a Andrea Confini como nueva integrante de la conducción de la empresa.

Hasta la semana pasada, Confini se desempeñaba como secretaria de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, cargo al que renunció para incorporarse a la petrolera estatal.

Confini, actual candidata a senadora nacional por Juntos Somos Río Negro, mantiene además un estrecho vínculo con la política provincial, ya que es pareja del gobernador Alberto Weretilneck. Su incorporación a YPF ha despertado diversas interpretaciones en torno a posibles acuerdos de cooperación entre el Gobierno Nacional y la provincia de Río Negro en materia energética.

El nombramiento cobra especial relevancia en el marco de la campaña electoral y en un escenario político donde la articulación con las provincias productoras de hidrocarburos resulta estratégica para el desarrollo del sector.

El Gobierno Nacional profundiza las acciones del Plan de Contingencia y Previsión del sistema eléctrico del período 2024/2026 con un nuevo Programa de Gestión Avanzada de Demanda, orientado a optimizar el uso del sistema y construir una red más eficiente y confiable a largo plazo.

Este programa complementa la Resolución 294/2024 y sigue las mejores prácticas desarrolladas por otros países del mundo en materia energética, priorizando la gestión de potencia en los momentos de mayor exigencia del sistema, convirtiéndose en una herramienta clave para las distribuidoras.

“El análisis de la operación eléctrica muestra que, por ejemplo, en 2024 apenas 35 horas anuales (0,4 % del año) concentran el 10 % de la demanda, equivalente a unos 3.000 MW. Esta concentración de pocas horas de alta demanda, revela la importancia de optimizar el uso de la infraestructura en esos picos críticos en lugar de sobre dimensionarla para todo el año”, señaló el gobierno.

Y agregó que “Por ese motivo, también realizamos la licitación de AlmaGBA, en la que adjudicamos 667 MW de potencia para almacenamiento en el AMBA, superando en un 30 % el objetivo que nos habíamos trazado”.

El programa convoca a Grandes Usuarios Mayores, Menores y de Distribuidoras con potencias superiores a 300 kW a comprometer voluntariamente reducciones de potencia de hasta 5 horas por día, no más de 14 días al año, con una remuneración fija y variable por su participación. El objetivo es incentivar la eficiencia, competitividad y previsibilidad, alineando incentivos económicos con la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Se trata del primer paso de una estrategia integral de gestión inteligente de demanda que busca soluciones de largo plazo con un menor costo de energía: mayor automatización, asignación más eficiente de la inversión y alcance a nivel nacional. Con esta iniciativa, la gestión de demanda deja de ser una obligación para transformarse en una opción para las empresas, asegurando un sistema más robusto y sostenible para todos los argentinos a través de acciones voluntarias.

El Gobierno Nacional reafirma así un enfoque previsor para gestionar la demanda de energía, atendiendo los desafíos inmediatos mientras se van construyendo las bases de un sistema eléctrico más robusto, competitivo y sostenible en el largo plazo para todos los argentinos.

La Refinería de La Plata de YPF fue distinguida como “Refinería del Año” por LARTC (Latin America Refining Technology Conference), el principal evento de la industria de refinación de la región, informó la compañía.

Este premio, otorgado por la World Refining Association, reconoce la excelencia operativa y la innovación tecnológica que caracterizan a la mayor refinería del país, desde donde se produce el 41 % de las naftas y el 39 % del gasoil del país, se indicó.

Horacio Marin, presidente y CEO de YPF, señaló que “Cuando llegué a YPF fui a visitar la refinería de La Plata. Como platense tomé un fuerte compromiso para poner en valor sus instalaciones y trabajar en eficiencias y productividad. Nos pusimos a trabajar con ese objetivo y en solo un año y medio logramos posicionarnos a la par de las mejores refinerías del mundo. Este premio ratifica ese camino”.

Próxima a cumplir 100 años el 23 de diciembre, la Refinería de YPF encaró un proceso de transformación y modernización que le permitieron aumentar la eficiencia de su producción y los márgenes de rentabilidad. Estos logros fueron reconocidos por la consultora Solomon que ubica a la Refinería de YPF en el primer cuartil a nivel mundial por su margen neto y en el segundo cuartil por su costo de producción.

La Refinería de La Plata procesa hoy 210 mil barriles de crudo por día, de los cuales el 70 por ciento proviene de Vaca Muerta consolidándose como la más importante de la región. Ubicada en un predio de 400 hectáreas, desde este Complejo se abastece de combustible al 60 % del AMBA, entre otras zonas del país.

“Con este reconocimiento, YPF reafirma su liderazgo en la industria de refinación de América Latina y su compromiso con el desarrollo energético del país”, se destacó.

El Departamento de Energía de Estados Unidos podría cancelar más de 13.000 millones de dólares prometidos por Joe Biden para subsidiar la energía eólica, solar, baterías y vehículos eléctricos.

El anuncio generó fuertes críticas del gobernador de California, Gavin Newsom, quien dijo que Estados Unidos estaba cediendo el liderazgo en energía limpia a China. California, el estado más poblado de EE. UU., tiene entre las metas más ambiciosas del mundo en energía limpia y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

La noticia llegó un día después de que Trump desestimara el cambio climático, calificándolo como “la mayor estafa” del mundo durante su discurso en la Asamblea General de las Naciones Unidas, reafirmando su escepticismo hacia las iniciativas ambientales globales e instituciones multilaterales.

Trump ha impulsado maximizar la producción de petróleo y gas, que ya estaban en niveles récord cuando regresó al cargo en enero, mientras recortaba subsidios para energías renovables y vehículos eléctricos.
El secretario de Energía, Chris Wright, mencionó la cancelación de los fondos en una conferencia de prensa en Nueva York más temprano ese día. Wright dijo que Trump envió un mensaje de que la ONU y muchos países “simplemente se han desviado salvajemente con el cambio climático, exagerándolo hasta convertirlo en la mayor amenaza del mundo. Ha provocado un gasto masivo con muy poco impacto positivo.

Pero los empleos en la energía solar, eólica y otras industrias de energía limpia crecieron tres veces más rápido que en el resto de la fuerza laboral de EE. UU. en 2024, dijo un estudio publicado por el grupo ambientalista E2 la semana pasada, señalando que muchos podrían perderse debido a los esfuerzos de Trump por bloquear las renovables.

Con una inversión total de 70 millones de dólares, Axion energy incorporará una nueva torre de destilación de crudo que representa un hito en la modernización de la refinería de Campana, con un desafío logístico para lograr una importante actualización del equipamiento.

La nueva torre tendrá la función de separar los componentes del crudo en distintas fracciones a través del proceso de destilación a presión atmosférica. Por su rol estratégico, a esta unidad se la reconoce como “el corazón de la refinería” y su eficiencia es determinante para el rendimiento global de la planta.

La fabricación del equipo se realizó con materiales de construcción de alta resistencia y de última generación, que optimizan el fraccionamiento del crudo, con un diseño que mejora la maniobrabilidad de los operarios. Estas características brindan mayor confiabilidad, mejor aislamiento térmico, control de “overflash” y una capacidad de adaptación a crudos más livianos, en línea con la evolución de la producción en Argentina, describió la compañía.

Otra ventaja es que el nuevo sistema permite un menor consumo energético, lo que se traduce en una reducción en la generación de gases de efecto invernadero.

Axion energy estará llevando adelante un complejo operativo logístico para trasladar la torre de destilación de 300 toneladas de peso, 60 metros de largo y 6 metros de diámetro que tiene como destino su refinería en la ciudad de Campana.

En esta tarea participan más de 25 vehículos, entre camiones, grúas y móviles de apoyo, y forman parte del operativo más de 100 personas, incluyendo choferes, técnicos, coordinadores logísticos, personal de seguridad y operarios.

El recorrido se iniciará el jueves 25/9 con la salida de la carga desde la Terminal Zárate, avanzando posteriormente por el Camino Costa Brava hacia el peaje y sus inmediaciones, donde tendrá su primera parada técnica de control durante todo el día viernes.

El sábado 27 se retomará con maniobras especiales que incluirán un corte parcial en la Ruta 9, entre el peaje y la ciudad de Campana, para posteriormente encaminarse por la Ruta 6 hasta la rotonda de Av. Rivadavia y 6 de Julio.

Finalmente, el domingo se completará el último tramo, que comenzará con el transporte hasta la rotonda de Colectora Sur y Avenida 6 de Julio, donde se realizarán maniobras de gran complejidad por la dimensión de la carga. Desde allí, el convoy avanzará por la bajada Yaqueme hasta el predio de la refinería, donde realizará una espera en el acopio antes de ejecutar el proceso de ingreso.

Cabe destacar que la torre cuenta con la estampa ASME, una de las certificaciones más exigentes a nivel global para equipos sometidos a presión, de cumplimiento obligatorio en Estados Unidos y a la par de los estándares europeos. Asimismo, el equipo se inscribió en la OPDS de la provincia de Buenos Aires, garantizando así su alineación con la normativa local.

La refinería de Axion energy en Campana, la más moderna de Sudamérica, fue reconocida en 2023 como Refinería del Año en Latinoamérica por la World Refining Association, recibió en cuatro oportunidades el Premio Anual a la Seguridad del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) en 2015, 2016, 2017 y 2022, y recientemente obtuvo dos Uptime Awards en Estados Unidos, convirtiéndose en la primera empresa latinoamericana en alcanzar ese galardón.

La provincia de Río Negro autorizó la reconversión del área Loma Guadalosa en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), que estará a cargo de Pan American Energy (PAE), socio mayoritario y operador del área, y de Tango Energy Argentina (TANGO).

Las compañías prevén invertir 36 millones de dólares en un plan piloto de 2 pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral, con objetivo a la formación Vaca Muerta, para evaluar y delinear el potencial del área durante un plazo de 3 años. El primero de estos pozos se perforará en 2026 e incluirá un pozo vertical de 3.000 metros de profundidad, comunicó PAE.

El área Loma Guadalosa tiene una superficie de 101 km2 y se ubica en el sector este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros al norte de la Ciudad de Cipolletti. En función a los resultados obtenidos, se podría avanzar con un plan de desarrollo de hasta 44 pozos horizontales adicionales.

En base a los recursos prospectivos no convencionales del área Loma Guadalosa, estimados en 48 MMboe, PAE y TANGO ejercieron el derecho previsto en la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319, en la Ley Nacional 27.742 y en el Decreto Nacional 1057/24, solicitando a Río Negro la reconversión de la concesión convencional Loma Guadalosa en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la cual fue aprobada por el decreto provincial 827/25 por un plazo de 35 años. Se trata de la primera CENCH otorgada por la provincia de Río Negro.

El desarrollo del área – en función de los resultados del plan piloto y de su factibilidad técnica y económica – impulsará la actividad hidrocarburífera provincial y le aportará mayores ingresos en concepto de regalías asociadas a la nueva producción no convencional, e incrementará el empleo local y generará nuevas inversiones.

Previo a la reconversión, Río Negro había adjudicado a Petrolera Aconcagua Energía (hoy TANGO) y a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA) una concesión convencional de hidrocarburos sobre el área Loma Guadalosa.

El decreto que otorgó la CENCH también aprobó las cesiones de participación, por lo que PAE -empresa operadora – tiene el 65 % de participación, mientras que TANGO tiene el 35 por ciento restante.

Asimismo, la provincia – a través de EDHIPSA – percibirá ingresos adicionales en virtud de una asignación del 2,5 % del volumen total de hidrocarburos que se produzcan en la CENCH Loma Guadalosa, se indicó.

Exxon Mobil y la estatal rusa Rosneft frmaron un acuerdo inicial no vinculante para permitir que Exxon recupere una depreciación de 4.600 millones de dólares que realizó sobre sus actividades en Rusia en 2022 tras el conflicto ruso-ucraniano.

El acuerdo marca un paso tentativo hacia la reparación de las relaciones comerciales entre los dos países, aunque es poco probable que haya más progreso hasta que Moscú avance lo suficiente hacia un acuerdo de paz en Ucrania y tanto Estados Unidos como la Unión Europea relajen las sanciones a Rusia.

Exxon recibió permiso para participar en conversaciones con Rosneft bajo las administraciones del presidente estadounidense Donald Trump y del expresidente Joe Biden. Las conversaciones sobre recuperar las pérdidas han estado en curso desde 2023, dijo el director ejecutivo Darren Woods a Reuters la semana pasada.

Exxon y Rosneft mantuvieron conversaciones mientras oficiales de Estados Unidos y Rusia se reunían para discutir sobre Ucrania, informó Reuters en agosto. Trump se reunió con el presidente ruso Vladimir Putin a mediados de agosto en Alaska en un intento por convencer a Moscú de aceptar un acuerdo de paz con Ucrania.

Desde entonces, los esfuerzos de paz se han estancado, pero Exxon y Rosneft han continuado las conversaciones. Las compañías firmaron el acuerdo a fines de agosto o principios de septiembre, dijo una de las dos fuentes.

El nuevo acuerdo con Rosneft establece los términos para conversaciones que podrían ayudar a que Exxon recupere la depreciación de $4.600 millones y no es legalmente vinculante, dijeron las dos fuentes.

Exxon tomó un cargo por deterioro de $4.600 millones por su participación del 30% como operador en un proyecto de petróleo y gas frente a la costa del Pacífico de Rusia, conocido como Sakhalin-1, en abril de 2022.

Muchas empresas occidentales incluyendo Exxon dijeron que se retirarían de Rusia a los días de la invasión a Ucrania en febrero de 2022, cuando gobiernos alrededor del mundo condenaron la invasión y comenzaron a imponer sanciones.

Exxon dijo que la salida de Rusia significó que perdió acceso a 150 millones de barriles de reservas probadas de petróleo.

Estados Unidos y la Unión Europea han impuesto múltiples sanciones a Rosneft y a su director Igor Sechin, un aliado cercano de Putin.

Rusia expropió múltiples activos occidentales luego en 2022 y 2023 en respuesta a que EE.UU. y sus aliados congelaron alrededor de $300.000 millones de activos rusos en Occidente y expropiaron las participaciones de Moscú en varias empresas occidentales.

Otras grandes petroleras también han depreciado activos en Rusia. En febrero de 2022, BP asumió un golpe de hasta $25.000 millones por salir de su participación de casi 20% en Rosneft, que representaba alrededor de la mitad de las reservas de petróleo y gas de BP y un tercio de su producción.

Shell tomó una depreciación de $3.400 millones de sus participaciones en la planta de GNL Sakhalin 2 y los campos petroleros siberianos.

Moscú estaba listo para profundizar las discusiones con Estados Unidos sobre cooperación energética, incluso en el proyecto Sakhalin-1, dijo el viceministro de relaciones exteriores ruso Sergei Ryabkov la semana pasada en comentarios a medios locales.

El ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén encabezó la firma del acta que formalizó la conformación de la Mesa del “Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional”, espacio interinstitucional destinado a optimizar el desarrollo sostenible de la producción convencional de hidrocarburos en la provincia.

La firma del acta ocurrió entre autoridades de gobierno, representantes de empresas operadoras y sindicatos del sector. “Las partes firmantes reconocen la importancia estratégica de la producción convencional como motor de desarrollo energético, económico, ambiental y social de la Provincia del Neuquén y del país”, expresa el texto.

También se señala “la necesidad de promover una mayor articulación entre los actores productivos, técnicos y operativos involucrados en la cadena de valor de la industria hidrocarburífera”, y “la oportunidad de trabajar de forma conjunta para reducir los niveles de accidentabilidad, minimizar el impacto ambiental, optimizar el uso de los recursos y maximizar el valor económico, social y ambiental de la actividad”.

En cuanto a los objetivos de la mesa, el documento establece que se buscará “reducir la tasa de accidentes laborales, operativos y ambientales, mediante el intercambio de buenas prácticas, protocolos unificados, monitoreo conjunto y acciones preventivas coordinadas”.

Asimismo, se propone “proyectar desarrollos de infraestructura para optimizar el uso de recursos materiales, energéticos, humanos y logísticos, promoviendo la eficiencia operativa, la economía circular y la sustentabilidad en cada etapa de la cadena productiva”, y “mejorar la competitividad de los desarrollos de Gas y Petróleo convencional en la cuenca Neuquina”.

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, destacó que el desafío del convencional requiere recursos, inversión y trabajo colaborativo: “Generar las condiciones adecuadas: desde incentivos provinciales hasta la optimización de procesos en la industria. El objetivo es claro: reactivar pozos, sostener la producción y cuidar el empleo”, afirmó.

CADUCIDAD DE UNA CONCESIÓN NC

El Gobierno de Neuquén declaró la caducidad de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos del área Puesto Silva Oeste, a cargo de Pluspetrol.

La medida se oficializó mediante el Decreto 1148/25, firmado por el gobernador Rolando Figueroa y refrendado por el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele. La decisión se tomó tras constatar el incumplimiento de los compromisos de inversión establecidos en el Acta Acuerdo aprobada en 2022 por el Decreto 1280/22.

El ministerio, a través de la subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, verificó que la compañía no ejecutó el Plan Piloto comprometido para Vaca Muerta.

El plan incluía la perforación, terminación y puesta en producción de un pozo horizontal con objetivo a la Formación Vaca Muerta, la instalación de una batería de producción y la inversión comprometida para esta etapa ascendía a 14,2 millones de dólares.

La compañía solicitó varias prórrogas, argumentando razones comerciales vinculadas a una eventual cesión del área a un nuevo operador. La Provincia rechazó estos pedidos al considerar que los fundamentos no reunían los requisitos legales ni técnicos exigidos. La normativa establece que una prórroga solo puede autorizarse ante circunstancias excepcionales (como contingencias geológicas o fuerza mayor), lo que no fue acreditado por la empresa.

Al declararse la caducidad, el área volverá al estado previo a su otorgamiento no convencional. Esto implica que queda vigente únicamente la Concesión de Explotación Convencional otorgada originalmente en 1997 y prorrogada en 2008, cuyo vencimiento es en mayo de 2032, se indicó.

• La empresa de construcciones y servicios, que cumplió su cuarto aniversario en el Perú, participará de la 37° Convención Minera Perumin, una de las más importantes de Latinoamérica, que reúne a líderes empresariales, inversores y expertos de la industria.

• Milicic presentará su propuesta de valor para el segmento de la minería, uno de sus principales ámbitos de trabajo, en el que cuenta con una trayectoria de más de 30 años liderando proyectos de gran envergadura.

Lima, 22 de septiembre de 2025.
Del 22 al 26 de septiembre, Milicic participará del evento con un stand institucional dentro del Pabellón de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional (stands 863, 871, 872).

Esta participación se suma a la reciente presentación en Minpro 2025, en Lima, reafirmando el compromiso de la empresa con el desarrollo del sector minero peruano.

Los primeros pasos de Milicic en Perú estuvieron vinculados a la ejecución de obras de infraestructura, y actualmente proyecta su ingreso al sector minero.

“Estar presentes con un stand en Perumin es otro paso importante para darnos a conocer como un actor relevante en la actividad minera y para continuar vinculándonos con los proveedores estratégicos del sector. Volver a participar activamente en una feria minera representa una gran oportunidad para potenciar nuestra presencia en el país”, expresó Ricardo Pacussich, Gerente Comercial de Milicic Perú.

Entre sus obras recientes en Perú se destacan las defensas ribereñas del Río Zaña, en Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella-Inmac, y las protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal para el consorcio Besalco-Stracon, que forman parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano.

Ambas obras están orientadas a mitigar los efectos del fenómeno de “El Niño Costero”, protegiendo a las comunidades a través de la construcción de infraestructura crítica.

“Milicic busca convertirse en un socio estratégico para las empresas que actúan en los sectores de minería, infraestructura y energía en Perú. La participación en Perumin 37° resulta relevante para fortalecer el vínculo con el ecosistema minero local, comprendiendo sus dinámicas, prioridades y oportunidades de colaboración a largo plazo”, puntualizó Pacussich.

• La empresa de construcciones y servicios, que cumplió su cuarto
  aniversario en el Perú, participará de la 37° Convención Minera
  Perumin, una de las más importantes de Latinoamérica, que reúne a
  líderes empresariales, inversores y expertos de la industria.
• Milicic presentará su propuesta de valor para el segmento de la
  minería, uno de sus principales ámbitos de trabajo, en el que cuenta
  con una trayectoria de más de 30 años liderando proyectos de gran
  envergadura.

Lima, 22 de septiembre de 2025. Del 22 al 26 de septiembre, Milicic participará del evento con un stand institucional dentro del Pabellón de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional (stands 863, 871, 872). Esta participación se suma a la reciente presentación en Minpro 2025, en Lima, reafirmando el compromiso de la empresa con el desarrollo del sector minero peruano.
Los primeros pasos de Milicic en Perú estuvieron vinculados a la ejecución de obras de infraestructura, y actualmente proyecta su ingreso al sector minero. “Estar presentes con un stand en Perumin es otro paso importante para darnos a conocer como un actor relevante en la actividad minera y para continuar vinculándonos con los proveedores estratégicos del sector. Volver a participar activamente en una feria minera representa una gran oportunidad para potenciar nuestra presencia en el país”, expresó Ricardo Pacussich, Gerente Comercialde Milicic Perú.
Entre sus obras recientes en Perú se destacan las defensas ribereñas del Río Zaña, en Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella-Inmac, y las protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal para el consorcio Besalco-Stracon, que forman parte del Plan Integral de Reconstrucción con cambios del gobierno peruano. Ambas obras están orientadas a mitigar los efectos del fenómeno de “El Niño Costero”, protegiendo a las comunidades a través de la construcción de infraestructura crítica.
“Milicic busca convertirse en un socio estratégico para las empresas que actúan sectores de minería, infraestructura y energía en Perú. La participación en Perumin 37°, resulta relevante para fortalecer el vínculo con el ecosistema minero local, comprendiendo sus dinámicas, prioridades y oportunidades de colaboración a largo plazo”, puntualizó Pacussich.

Acerca de Milicic
Milicic es una empresa de construcciones y servicios con más de 50 años de trayectoria en Argentina, Perú y Paraguay, especializada en obras de infraestructura, minería, energía y oil & gas.
Desde hace cuatro años opera en Perú, donde desarrolla proyectos orientados al desarrollo territorial y a la adaptación frente a eventos climáticos. Con una oficina enLima y experiencia regional en más de 800 obras, Milicic combina solidez técnica, capacidad operativa y compromiso con cada comunidad en la que trabaja.
Más información: www.milicic.com.pe

La Secretaría de Energía del ministerio de Economía incrementó por segunda vez en setiembre el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la ley 27.640 (bicombustibles), fijándolo ahora en PESOS UN MILLÓN CUATROCIENTOS TREINTA Y SEIS MIL OCHOCIENTOS SESENTA Y UNO ($ 1.436.861) por tonelada.

El nuevo precio se estableció mediante la resolución 377/25 y rige para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2025, desde la entrada en vigencia de la presente medida (22/9), 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, señala la Resolución firmada por María Carmen Tettamanti.

En los considerandos de la R-377/25 se argumentó que, a través de la Resolución 369 de fecha 10 de septiembre de 2025 de la S.E. se fijó el precio mínimo de adquisición de dicho producto para las operaciones a llevarse a cabo durante del mes de septiembre de 2025, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Que, no obstante, y de conformidad con las conclusiones vertidas en un informe del 19 de septiembre de 2025, elaborado en el ámbito de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos de esta Secretaría, “las actuales condiciones del mercado de biocombustibles, ameritan la determinación de un nuevo precio de biodiesel”, aclarándose que aquel es el valor mínimo al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno.

De hecho, en las últimas semanas hubo reclamos del sector productor de biodiesel acerca del precio fijado anteriormente.

La demanda de energía eléctrica anivel país registró en agosto último una baja de -3,7 % interanual al alcanzar los 11.719,3 GWh. En ocho meses del año se acumula una caída de -0,5 %, y la demanda para las distribuidoras de Capital y el GBA tuvieron una importante caída de -5,2 medida contra agosto del 2024. Cayeron los consumos a nivel de usuarios residenciales, comerciales e industriales en todo el país, reveló el informe periódico elaborado por la Fundación Fundelec.

DATOS DE AGOSTO 2025
En agosto de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 11.719,3 GWh; mientras que el año pasado había sido de 12.171,4 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -3,7 %. Se trata del consumo más bajo en agosto desde 2021, durante la pandemia de COVID-19, cuando la demanda había alcanzado 11.660,06 GWh.
En agosto último se registró un decrecimiento intermensual del -9,2 %, con respecto a julio de 2025, cuando había alcanzado los 12.902,1 GWh.

Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°, lo que superó el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. En agosto el máximo de potencia alcanzado fue 23.083 MW, el 7 de agosto a las 21:00.

En cuanto a la demanda residencial de agosto, representó el 47 % del total país, con una baja de -5,2 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial descendió un -2,3 %, siendo el 27 % del consumo total. Y la demanda industrial resultó el 26 % del total, con una caída en el mes del orden del -2,5%, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido agosto de 2025): 7 meses de baja (septiembre de 2024, -6,6 %; diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; y agosto de 2025, -3,7 %) y 5 meses de suba (octubre de 2024, 2,2 %; noviembre de 2024, 0,2 %; enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; y junio de 2025, 13 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de -0,9 por ciento.

Los registros anteriores muestran que el consumo de septiembre de 2024 llegó a los 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh; noviembre, 11.064,9 GWh; diciembre de 2024, 11.505,4 GWh; enero de 2025, 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; y, por último, agosto de 2025 alcanzó los 11.719,3 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en agosto, 19 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Chubut (-19 %), La Rioja (-8 %), Mendoza y San Juan (-6 %), EDELAP y San Luis (-5 %), Chaco, Córdoba, Jujuy, Río Negro y Santa Fe (-3 %), Catamarca, Entre Ríos, Santiago del Estero, EDEN y EDES (-2 %), Tucumán (-1 %), entre otros.

Por su parte, 6 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (14 %), EDEA (3 %), Misiones y Neuquén (2 %), Corrientes y Salta (1 %). En tanto, Formosa y La Pampa mantuvieron el consumo del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 34 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -5,2 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -5,4 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió un -4,9 por ciento.

TEMPERATURAS

El mes de agosto de 2025 fue menos frío en comparación con agosto de 2024. La temperatura media fue de 13.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 12.7 °C, y la histórica es de 12.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupa el segundo lugar al desplazar al tercer lugar el aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En agosto, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.366 GWh, por debajo de los 2.792 GWh del año anterior, lo que representa una variación negativa del -15 por ciento.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.863 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y un 39% de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue menor con respecto al del mismo mes de 2024, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo menor (-7,3 % en conjunto es la baja en conjunto). Con un bajo consumo de combustibles alternativos, el gas natural representa más del 99 % de la matriz de combustibles, aproximadamente.

Así, en el octavo mes del año siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 50,34 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron para satisfacer el 19,45 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 7,75 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 17,6 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 4,86 % de la demanda cubierta.

OPINION

La Secretaría de Energía del Partido Justicialista nacional emitió un comunicado en el cual se sostiene que “Las reformas en curso impulsadas por el gobierno nacional para desregular la economía y reducir la presencia del Estado amenazan con poner en riesgo el funcionamiento del sistema energético”.

“En línea con los exigido por el Fondo Monetario Internacional (FMI), la gestión libertaria decretó el retiro del Estado de la planificación y el financiamiento de las obras de infraestructura para pasar a un esquema donde sólo exista la iniciativa privada. De esta manera, el gobierno nacional busca que la ampliación de la infraestructura energética fundamental para el desarrollo de la economía nacional dependa exclusivamente de la ecuación económica del inversor.

El abandono de la planificación centralizada y su reemplazo por una visión que prioriza sólo aquellas iniciativas con rentabilidad asegurada o con potencial exportador, profundiza los desequilibrios económicos regionales y relega a amplias zonas de nuestro territorio nacional.

Como consecuencia de la imposición de este modelo, el gobierno de Javier Milei abandonó un ambicioso plan de inversión que incluía el proyecto de transporte de energía eléctrica AMBA I (con financiamiento de la República Popular China por USD 1.100 millones), el Plan Federal de Ampliación de Transporte Eléctrico III (con financiamiento garantizado de USD 1.000 millones del BID y el Banco Europeo) y la adjudicación de 3.340 megavatios térmicos con financiamiento privado.

Para la ampliación del trasporte eléctrico, la Secretaría de Energía de la Nación sancionó recientemente la Resolución 311/2025 que establece las nuevas condiciones para la concesión de la obra pública.

En tanto, para el mercado de gas natural las actuales autoridades cancelaron el plan de transporte http://TRANSPORT.AR, que incluía -entre otras importantes obras- la realización del segundo tramo del GPM (ex Gasoducto presidenteNéstor Kirchner), para dar lugar a una iniciativa privada, aprobada a través del Decreto 1060/2023, que dispone su virtual privatización y la entrega de los volúmenes de gas excedentes.

A su vez, como parte constitutiva del nuevo régimen, la desregulación del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) amenaza con incrementar sustancialmente el costo de abastecimiento para la economía argentina, constituyéndose como una nueva fuente de incertidumbre y un serio impedimento para cualquier programa futuro de desarrollo.

Por otro lado, el plan de privatizaciones de las empresas del Estado Nacional, enmarcado en el nuevo paradigma, constituye en rigor un enorme negociado que redundará en un encarecimiento de la energía para la economía argentina.

Esta entrega incluye activos estratégicos fundamentales como las centrales hidroeléctricas del Comahue, las centrales termoeléctricas San Martín y Belgrano (propiedad de ENARSA), Transener (transporte eléctrico en extra alta tensión) y de la empresa encargada de administrar nuestras centrales nucleares -Nucleoeléctrica Argentina S.A.-.

La ausencia de resultados positivos concretos de las reformas mencionadas proyecta un complejo panorama para el funcionamiento del sector energético. A su vez, los evidentes y profundos desequilibrios macroeconómicos del programa de gobierno amenazan con tornar inviable el nuevo esquema de funcionamiento sectorial.

En este contexto, resulta urgente y necesario que las autoridades nacionales modifiquen el rumbo de las políticas implementadas con el objetivo de garantizar el normal funcionamiento del sistema y trazar un horizonte con una planificación sectorial coherente con el desarrollo de la economía nacional, asegurando el acceso a la energía en forma asequible y segura a todos los habitantes de nuestro país”.

En agosto, las exportaciones de combustibles y energía totalizaron u$s 1.056 millones, lo que representa 40 por ciento más que en el mismo mes del año pasado, destacó la Secretaría de Energía.

“De esta manera, en lo que va del 2025, la balanza comercial energética llegó a los u$s 4.590 millones y Argentina profundiza su perfil exportador de energía” agregó sin detalles adicionales.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 29/09/2025 al 12/10/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 45 ofertas por un volumen total de 38.850.000 m3/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,34 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 3,02 por MBTU puesto en el GBA.

Los precios en el PIST fueron desde u$s 1,80 hasta u$s 2,53 el MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 2,27 hasta u$s 3,41 el MBTU.

Desde Neuquén llegaron 15 ofertas por un total de 13,8 MMm3/día. Desde Chubut 6 ofertas por 5,3 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste 5 ofertas que totalizaron 3,3 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 11 ofertas por un total de 12.2 MMm3/día, y desde Santa Cruz 8 ofertas por un total de 4,25 MMm3/día.

La Agenda Política en Oil & Gas y Minería 2025, es un espacio de diálogo único que reúne a los principales referentes del Congreso de la Nación y actores clave de la industria para debatir las oportunidades y desafíos de dos sectores que impulsan el desarrollo argentino y la generación de divisas.

El evento, se llevará adelante el 23 de Septiembre en el Auditorio del Banco Hipotecario a las 10,30 y contará con la participación de:

• Walberto Allende (UP), Presidente de la Comisión de Minería de la Cámara de Diputados de la Nación.
• Andrea Cristina (Pro – Chubut), Vocal de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles de la Cámara alta.
• Martín Maquieyra (PRO), Vicepresidente 1° de la Comisión de Energía y Combustibles de Diputados de la Nación.
• Jerónimo Shantal, Director de Minería de Mendoza.
• Manuel Puelles, Gerente de Banca Corporativa de Banco Hipotecario.

Parlamentario y SpE Consultores organizan un espacio de diálogo sobre el rol estratégico del Oil & Gas y la Minería en la economía nacional.

La reciente edición de la Argentina Oil & Gas (AOG) Expo en La Rural volvió a demostrar la relevancia y el dinamismo del sector energético y minero. Con récord de asistentes, participación de las principales operadoras, proveedores y autoridades, y múltiples anuncios de inversiones y nuevas tecnologías, la AOG consolidó su papel como el punto de encuentro de la industria y la antesala perfecta para debates estratégicos como el que propone este evento.

Durante la jornada se abordarán los principales temas de la agenda sectorial:

• El marco regulatorio nacional y el rol de los Estados Provinciales.
• Los desafíos de la licencia para operar: seguridad y sustentabilidad.
• La agenda de los proyectos e inversiones en marcha – RIGI
• Cómo superar las restricciones de la infraestructura.
• Las llaves para potenciar las divisas.
• Hacia una matriz energética integral: más allá de Vaca Muerta.
• Las nuevas fronteras de la minería: cobre, litio, oro e hidrógeno verde.
• Las claves para el desarrollo del GNL.
• El rol de los biocombustibles como puente para el agro y el sector.

El encuentro será transmitido en vivo por YouTube a través de El Parlamentario.com, ampliando el alcance de la discusión y permitiendo la participación de un público federal interesado en la agenda energética y minera.

La Legislatura bonaerense busca consenso para aprobar un proyecto de ley que disponga para las petroleras la obligatoriedad de informar con 72 horas de anticipación cualquier modificación o cambios en los precios de los combustibles líquidos y gaseosos en la provincia de Buenos Aires.

“Los aumentos sorpresivos, de la noche a la mañana, afectan al trabajador, al comerciante, a quien utiliza el auto como herramienta de trabajo para llegar a fin de mes”, expresó la diputada de Fuerza Patria, Ayelén Rasquetti.

El proyecto alcanza a todas las empresas que operan como abastecedoras o expendedoras de combustibles, y busca que se garantice una comunicación previa y clara de cualquier suba de precios, para permitir un mejor control estatal y brindar previsibilidad a la ciudadanía, se indicó.

La provincia de Buenos Aires tiene unas 1880 estaciones de servicio, lo que la convierte en la provincia con la mayor cantidad de este tipo de establecimientos en Argentina, seguida por las provincias de Córdoba y Santa Fe.

“Las petroleras dolarizaron el precio y en un año triplicaron frente a la inflación. Mientras algunos defienden el mercado sin reglas, nosotros defendemos a los consumidores, que no pueden seguir siendo la variable de ajuste de las petroleras ni de los grandes operadores del rubro”, agregó la diputada massista Ayelén Rasquetti.

“El combustible no es un lujo. Es una necesidad básica que impacta directamente en los precios de todo lo demás. Por eso proponemos una herramienta concreta para controlar, anticipar y actuar frente a los aumentos injustificados”, concluyó la legisladora.

YPF realizó la primera operación de fractura abastecida con GNC producido, despachado y transportado íntegramente por la compañía en Vaca Muerta. Esta innovación contribuye de manera significativa a la reducción del costo pozo a partir del ahorro generado por la utilización de gas.

La operación se realizó en el bloque La Amarga Chica, donde YPF utilizó su propio gas natural para alimentar un set de fractura bifuel que funciona con una combinación de diésel y gas natural. El suministro de GNC fue abastecido desde una nueva estación de carga a granel ubicada en Añelo, diseñada para permitir el despacho continuo y seguro de gas, marcando un precedente en la industria, describió la compañía.

El gas comprimido en la planta proviene directamente de la operación de YPF en Vaca Muerta y, una vez industrializado, es transportado hasta el uso en campo.

Este avance posiciona a YPF como líder en innovación energética y abre nuevas oportunidades de negocio. El nuevo YPF Directo GNC podrá abastecer a otras petroleras, industrias no conectadas a gasoductos y a camiones que utilicen GNC.

Con esta iniciativa, YPF reafirma su compromiso con la eficiencia, la sustentabilidad y el desarrollo tecnológico en Vaca Muerta, se puntualizó.

La compañía Samsung Heavy Industries construirá un transportador de gas natural licuado (GNL) de 174.000 m³ que está impulsado por un pequeño reactor modular de sal fundida (MSR).
Una AiP (Aprobación de Principio) es un paso de certificación simbólico en el que una sociedad de clasificación revisa el diseño o la tecnología de un nuevo buque. Luego lo reconoce como conforme con las regulaciones internacionales y los estándares de seguridad.

La American Bureau of Shipping (ABS) y el estado de pabellón de Liberia otorgaron la certificación. Verifica la viabilidad y seguridad de usar un reactor de sal fundida como sistema de propulsión del buque.

Un reactor de sal fundida es un reactor de fisión nuclear en el que el combustible o el refrigerante es una sal fundida. Según los informes, esta es la primera vez que un barco impulsado por tal reactor recibe aprobación oficial de diseño.

El sistema de propulsión del buque está construido alrededor de un reactor de sal fundida de 100 megavatios térmicos (MWth). Esto representa una tecnología nuclear de próxima generación en la que el combustible se mezcla con la sal fundida, a diferencia de los reactores tradicionales que dependen de combustibles sólidos.
“El MSR, que utiliza una mezcla de combustible nuclear y refrigerante en forma de sal fundida como combustible líquido, ofrece alta seguridad y excelente eficiencia energética, lo que lo convierte en una opción atractiva para los sistemas de propulsión de buques”, destacaron los investigadores.

También señalaron que el aspecto revolucionario del sistema radica en su capacidad para operar sin reemplazo de combustible durante toda la vida útil del buque. Por el contrario, los reactores convencionales requieren reabastecimiento regular, lo que genera mayores mantenimientos e interrupciones operativas.

“El reactor de sal fundida tiene una capacidad térmica de 100 MWth”. “Está diseñado para que una sola unidad pueda operar durante toda la vida útil del buque sin necesidad de un cambio de combustible.”

La Unión Europea podría eliminar todas las compras de gas natural ruso en menos de un año, estimó el secretario de Energía de EE.UU, Chris Wright. Afirmó que la UE podría cambiar del gas ruso al GNL estadounidense en tan solo seis meses. La razón fundamental se debe a los altos precios del gas estadounidense.

En 2024, la UE fue noticia por algo que sus líderes preferirían no ver en los periódicos: las importaciones de gas natural licuado ruso al bloque alcanzaron un máximo histórico, a pesar de las sanciones a la industria energética rusa y a los productores de GNL y pese a las reiteradas intenciones de eliminar todas las importaciones de gas ruso tras vetar las importaciones de petróleo crudo.

En el primer semestre de este año, las importaciones aumentaron aún más en términos de valor. El valor total del GNL importado desde Rusia entre enero y junio fue de 4.400 millones de euros, equivalentes a unos 5.160 millones de dólares. Eso comparado con 3.470 millones de euros en la primera mitad de 2024, alrededor de 4.100 millones de dólares.

En el primer semestre del año, las importaciones totales de gas natural licuado a la Unión Europea subieron un 25% respecto al año anterior, alcanzando un máximo histórico. De esas importaciones totales, el 55% provinieron de Estados Unidos frente a un 14% de Rusia.

La Unión Europea es ya el mayor mercado del gas natural licuado estadounidense. Pero también es el mayor comprador de gas licuado ruso. La UE recibió cerca de dos tercios del GNL estadounidense durante los primeros ocho meses de 2025. En la primera mitad del año también tomó el 51% de las exportaciones de GNL ruso, más que China, el nuevo principal cliente energético de Rusia. No solo eso, sino que según el centro de pensamiento finlandés Centre for Research on Energy and Clean Air, la Unión Europea fue también el mayor comprador extranjero de gas por gasoducto ruso a pesar de que los flujos son una fracción de lo que eran antes de 2022.

Mientras tanto, el comisario europeo de Energía prometió una vez más que el bloque consolidará la fecha límite para abandonar todas las importaciones de energía rusa para enero de 2028. Dan Jorgensen dijo esto la semana pasada a pesar de la declaración del secretario de Energía de EE.UU. sobre adelantar el plazo. La razón: estabilidad de precios.

La UE debe equilibrar las sanciones con la estabilidad de precios y la seguridad del suministro, advirtió el comisario de Energía, alertando que un corte apresurado podría provocar graves dislocaciones en el mercado. El enfoque preferido de la UE se basa en desarrollar volúmenes de reemplazo de GNL estadounidense y qatarí, invertir en renovables domésticas y endurecer la aplicación de sanciones contra la flota en la sombra que transporta petróleo ruso a través de puertos fuera de la UE..

Qatar es uno de los mayores proveedores de gas natural licuado a la Unión Europea. El año pasado, la UE adoptó la Directiva de Diligencia Debida en Sostenibilidad Corporativa con el propósito de asegurar que “las empresas en el ámbito identifiquen y atiendan impactos adversos en derechos humanos y medioambientales dentro y fuera de Europa.” El incumplimiento podría llevar a multas de hasta el 5% de la facturación anual global de una empresa. “Si fuera el caso que pierdo un 5% de ingresos generados por ir a Europa, no iré a Europa… No estoy bluffeando,” dijo el ministro de energía de Qatar a principios de este año.

El Gobierno Nacional anunció que dará inicio al proceso de privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la operadora de todas las usinas nucleares del país.
La medida, remarcó, se enmarca en la Ley 27.742 (“Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”) y forma parte de la política de “transformación de empresas públicas”.

El proceso privatizador contempla la venta del 44 % de las acciones de NASA mediante licitación pública nacional e internacional, mientras que el Estado Nacional conservará el 51 % del capital y, con ello, el control accionario de la empresa. Además, se organizará un Programa de Propiedad Participada de hasta el 5 % del capital social, lo que permitirá la inclusión de los trabajadores en el esquema accionario, se indicó.

Durante 2023, NASA recibió transferencias de capital no reintegrables por parte del Estado Nacional por un valor de $ 700 millones (aproximadamente U$S 2 millones a noviembre de ese año). En 2024, en cambio, no recibió ninguna transferencia, lo que marca un cambio en la política de financiamiento hacia un modelo de mayor participación privada, señaló un comunicado del ministerio de Economía.

“La incorporación de inversión privada es clave para ampliar el acceso a capitales, diversificar riesgos y garantizar la continuidad de las operaciones de manera eficiente y competitiva”, se argumentó.

Ecomomía agregó que “este esquema permitirá asegurar los fondos necesarios para proyectos estratégicos como la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I, que prevé su reingreso al mercado en 2027, y el Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II)”.

“De esta manera, el Gobierno Nacional reafirma su compromiso con el desarrollo del sector nuclear argentino, asegurando el control estatal sobre una empresa estratégica y al mismo tiempo potenciando su crecimiento con la incorporación de capital privado”, señaló Economía.

Las exportaciones mineras crecieron un 28,2% interanual hasta junio y se encaminan a un
nuevo récord en 2025. Las ventas al exterior alcanzaron los U$D 2.981 millones en el primer semestre de 2025 gracias al aumento de las cotizaciones internacionales del oro y la plata, destacó el informe periódico de Investigaciones Económicas Sectoriales, IES.

• La actividad minera creció 3,6% interanual en el primer semestre de 2025 producto de un buen desempeño de minerales no metalíferos y rocas de aplicación gracias a la recuperación de la actividad de la construcción tras su caída en 2024 y el aumento de las exportaciones.
• Mientras el oro mantiene un rol protagónico como refugio de valor por los riesgos derivados de las tensiones comerciales a nivel global, China eliminó beneficios  impositivos para los autos eléctricos favoreciendo una caída de los precios  internacionales.
• A través del Decreto 563/25 el Gobierno eliminó los derechos de exportación a 241 productos mineros, beneficiando principalmente a minerales industriales producido por PyMEs. El oro y el cobre ya contaban con este  beneficio, mientras que el litio y la plata mantienen una alícuota del 4,5%.
• La mejora en la rentabilidad de los proyectos de minería  metalífera promovida por los precios récord del oro y la plata y  los beneficios otorgados por el RIGI promoverán nuevas inversiones en el sector.
• De cara al mediano plazo, se aguarda por la incorporación del  cobre como mineral metalífero generador de divisas para el país en 2030 para acompañar al oro, la plata y al litio.
• Para Federico Zerba, Jefe Sectorial de IES Consultores: “Argentina cuenta con una enorme  oportunidad en bronce y litio para convertirse en un productor relevante a nivel mundial y transformar, junto a Vaca Muerta, la matriz exportadora del país”.

Luego del ajuste de precios del 22 de agosto y del 4 de setiembre, algunas de las principales petroleras del mercado local volvieron a actualizar esta semana los precios al público de las naftas y gasoils a nivel país.

Los ajustes a la suba de los precios se corresponden con la actualización de los impuestos que gravan las naftas y gasoils (ICL y CO2); a la incidencia de los nuevos precios de los biocombustibles para su mezcla obligatoria con los hidrocarburos, a la variación en la cotización internacional del barril de crudo WTI (63 dólares) y Brent ( 67 dólares) relativamente estable en las últimas semanas, y la variación (mensual) del tipo de cambio Pesos Vs Dólar, para nada estable.

A modo de referencia, cabe mencionar que en bocas de expendio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires de la marca YPF los nuevos precios por litro son : Nafta Súper $ 1.339; Infinia Nafta $ 1.583; Diesel 500 (común) $ 1.346, y el Infinia Diesel $ 1.549.

En lo que respecta a las estaciones de servicio de la marca Shell en CABA los nuevos precios de referencia por litro son: Para la Nafta Súper $ 1.430; VPower Nafta $ 1.718; Diesel Evolux $ 1.499; y VPower Diesel $ 1.688. Pueden registrarse leves variantes según la ubicación de las estaciones en CABA.

En el caso de AXION, en estaciones de CABA no se produjeron variantes y se paga el litro de la Nafta Súper a $ 1399, la Quantium Nafta a $ 1.699, y el Diesel Quantium a $ 1.689.

Loginter participó una vez más en Management Logístico, el evento que reúne a los principales referentes del sector en la Argentina. En esta edición 2025, tuvo lugar el pasado 10 de septiembre en el Golden Center, donde la compañía estuvo presente como patrocinador, reforzando su compromiso con el desarrollo de la industria y el intercambio de conocimiento sobre las tendencias y desafíos que marcarán el futuro de la logística.

Uno de los momentos destacados de la jornada fue la participación de Pablo Canessa, director Comercial de Loginter, como orador en el panel dedicado a Minería y Oil & Gas. Allí compartió una mirada integral sobre los procesos logísticos de estas industrias, caracterizados por operaciones complejas, geografías desafiantes y flujos de carga con altos niveles de exigencia.

En su exposición, Canessa subrayó uno de los problemas centrales de la logística en estos sectores: “Hay que poner mucho foco en la infraestructura. Este es un tema que atraviesa a la minería y el Oil & Gas. Desde un punto de vista logístico, la última milla de estas industrias nos hace repensar la red de abastecimiento”, afirmó.

Además, señaló el fuerte desbalance en los flujos de transporte: “Hay un desafío muy importante que es lo altamente desbalanceado que están los flujos logísticos”, dijo, aludiendo a la dificultad de que los camiones que llevan carga luego regresen vacíos, con el consecuente impacto en costos y eficiencia.

Frente a este escenario, destacó la importancia de generar iniciativas de colaboración que involucren al Estado, proveedores, empresas y operadores petroleros: “Trabajar dinámicamente con todos los actores es clave para encontrar soluciones sostenibles”, aseguró.

Con presencia activa en este tipo de espacios, Loginter reafirma su propósito de aportar conocimiento, experiencia y visión estratégica para acompañar los grandes proyectos que impulsan el crecimiento del país.

El gobierno de Chubut confirmó el traspaso del área convencional El Tordillo a Crown Point Energy, y destacó que fortalecerá la estabilidad laboral en el sector.

La petrolera, que además anunció oficialmente la adquisición de las áreas convencionales La Tapera y Puesto Quiroga en Chubut, toma la participación mayoritaria de Tecpetrol y las minoritarias de YPF y Pampa Energía.

El gobernador Ignacio Torres resaltó la importancia de una operación “que ratifica el compromiso con el sostenimiento de la actividad en el sector y la preservación de las fuentes laborales, en este caso, de más de 450 familias”.

“La operación es fruto de un compromiso de inversión asumido por la compañía como condición obligatoria requerida por la Provincia, lo que garantizará la continuidad y estabilidad laboral en uno de los sectores más relevantes de la economía chubutense”, se puntualizó.

El gobernador mantuvo una reunión en la Casa del Chubut, con la participación del ministro de Hidrocarburos provincial, Federico Ponce; el presidente de Crown Point, Pablo Peralta; el titular de Petrominera, Héctor Millar; y el secretario general del Sindicato de Petroleros, y diputado nacional, Jorge Ávila.

Como parte de los compromisos asumidos, Crown Point Energy SA prevé ejecutar 28 workovers y comenzar con nuevas perforaciones en el corto plazo para sostener la producción del área.

Torres destacó además que “el compromiso de todas las partes fue determinante para que se avanzara en el traspaso al nuevo operador”, y señaló que la adquisición “refleja la decisión firme de la empresa de incrementar la actividad durante este año y el próximo, con el acompañamiento de un Estado presente, que trabaja para preservar las fuentes laborales y generar más empleo”.

tgs proyecta e impulsa la construcción de un poliducto para transportar y procesar el gas rico que integra el gas que se extrae en Vaca Muerta, de manera que puedan exportarse los subproductos butano, propano y gasolina desde Bahía Blanca. Mientras, en otro proyecto, el gas seco será transportado por un ducto específico hasta Punta Colorada (Río Negro) para su conversión a GNL en barcos procesadores, y su exportación.

En el marco de la AOG 2025 (del IAPG) el CEO de tgs, Oscar Sardi, se pronunció a favor de una pronta definición por parte de empresas productoras que pudieran aportar a este proyecto (podría ser en un esquema similar al VMOS) , y encarar el tendido del poliducto de 600 kilómetros de extensión entre Tratayen (NQN) y Bahía Blanca, y las estaciones impulsoras y planta procesadora en Bahía. Todo lo cual demandaría no menos de tres años, estimó.

Sardi consideró que en los próximos años, hacia 2030 según estudió el IAPG, el país alcanzaría una producción de 1.300.000 barriles día de crudo y crecerá exponencialmente la producción de gas para su consumo en el país, y con vistas a su conversión en GNL y exportación a nivel regional y mundial.

“No podemos seguir consumiendo el gas rico. Estamos trabajando en este proyecto con los productores que están vendiendo gas natural y perdiéndose los líquidos“, explicó Sardi por lo que consideró que “hay que empezar a dar los primeros pasos, hay que instalar el caño, el resto es escalable”. En una primera etapa podrían producirse unas 3 millones de toneladas anuales de estos subproductos, que en pocos años podrían superar las 8 millones de toneladas año.

La activación del proyecto requiere la obtención de financiamiento, cuestión que hoy presenta dificultades, se admitió.

Mientras tanto tgs sigue a la espera de la adjudicación del proyecto de iniciativa privada que presentó a mediados de 2024 para ampliar el Gasoducto Perito Moreno (antes GPNK). Una vez que sea adjudicada solicitará al gobierno los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El ducto troncal Tratayén-Salliqueló puede transportar hasta 21 millones de metros úbicos por día y podrá sumar otros 14 millones de m3 diarios con la ampliación. De estos, 12 millones pasarán al sistema de tgs en Buenos Aires, para luego llegar a la red de TGN a través del ducto Mercedes-Cardales. La diferencia de 2 millones de m3/día se destinaría entonces a la planta procesadora de derivados en Bahía Blanca.

La aseguradora dijo presente en la XV edición de la Expo Argentina Oil & Gas realizada en La Rural de Buenos Aires.

Del 8 al 11 de septiembre se llevó adelante la Expo Oil & Gas 2025, esta vez con cita en el Predio Ferial de CABA, donde SANCOR SEGUROS acompañó con gran presencia al mercado de la energía.

Desde 2022, SANCOR SEGUROS Energy ofrece un completo mix de soluciones de asegurabilidad pensado especialmente para la industria del petróleo y el gas, siendo en ese momento la primera aseguradora en brindar esta opción en el país.

El producto está especialmente diseñado para conformar una oferta integral para empresas del rubro, incluyendo coberturas para las personas: Salud, Vida, Accidentes Personales; Riesgos del Trabajo a través de PREVENCIÓN ART; medicina prepaga a través de PREVENCIÓN SALUD; y seguros de Retiro a través de PREVENCIÓN RETIRO. En lo que hace a seguros generales se destacan coberturas como Todo Riesgo de Construcción y Montaje, Caución, Integral de Comercio e Industria, Incendio y Todo Riesgo Operativo, Automotores, Responsabilidad Civil y Transporte; Seguro Integral para Tráileres Habitacionales y Caución Ambiental; todo con un proceso de contratación muy conveniente, agilidad en los procesos y beneficios especiales. 

Además, se ofrecen alternativas financieras a través de BANCO DEL SOL, el banco digital de SANCOR SEGUROS, con soluciones simples, ágiles y que se adaptan a lo que cada empresa necesita, con inmejorables condiciones de contratación.

Esta oferta integral es el resultado no solo del conocimiento de las necesidades del sector, sino de la sinergia de las empresas que conforman Grupo Sancor Seguros, hoy líder con más del 12% de participación, y de su amplia red de Productores Asesores de seguros, brindando siempre soluciones adecuadas, con una diversa oferta de productos y servicios y un gran profesionalismo al momento de asesorar.

El stand dispuesto en La Rural, además de ofrecer un primer acercamiento a aquellas personas interesadas en las opciones de coberturas, sirvió también para generar un ambiente de relacionamiento con diferentes actores del sector, conocer las novedades, las expectativas que hay para el rubro, y todo lo nuevo en materia de innovación.

Así, SANCOR SEGUROS continúa consolidando su liderazgo en el mercado argentino, renovando su compromiso con la innovación, la calidad del servicio y la protección integral de sus clientes individuos y empresas.

Más información en https://sancorseguros.com.ar/empresas/energia

Vaca Muerta podría generar divisas por hasta U$S 40.000 millones anuales hacia 2029. consolidándose como motor de divisas para la Argentina.

Ello en base a un estudio realizado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas que proyecta que la producción de la cuenca neuquina pasará de los 800.000 barriles equivalentes diarios actuales a entre 1,3 y 1,5 millones de barriles por día para 2029.

Dentro del ciclo Conferencias en la AOG, se desarrolló el panel “¿Cuántos y cuáles insumos y servicios requerirá el desarrollo de Vaca Muerta?”. La presentación estuvo a cargo de Daniel Dreizzen, presidente de la Comisión de Análisis Económico y Planeamiento del IAPG y Managing Director de Aleph Energy, junto a Milagros Piaggio, associate de Aleph Energy y Aniko Fushimi, consultora senior de Aleph Energy.

El informe prevé que, en el año pico de actividad, Vaca Muerta requerirá entre 30.000 y 43.000 trabajadores adicionales, acumulando entre 400 y 518 millones de horas-hombre, lo que equivale a un 60 por ciento más del empleo directo actual dedicado a la extracción de gas y petróleo en el país.

En paralelo, la logística será crítica: De cumplirse las proyecciones, para 2029 se necesitarán entre 9 y 11 millones de viajes de camiones, incluyendo transporte de agua, áridos, insumos químicos, combustibles y equipamiento, con un impacto directo sobre infraestructura vial y de servicios conexos.

Los expositores coincidieron en que la magnitud del desafío que queda por delante es muy grande, y advirtieron que la logística puede ser un cuello de botella.

La proyección también detalla la construcción de entre 18 y 26 nuevas plantas de tratamiento de crudo hacia 2040, con un pico de 5 a 6 instalaciones en marcha hacia 2029. Este proceso implicará obras civiles de gran escala, movimiento de suelos, insumos de acero y hormigón, y decenas de miles de puestos de trabajo temporales y especializados.

En simultáneo, se incrementará de manera intensiva la operación de Rigs de perforación y sets de fractura, que en escenarios de alto desarrollo podrán superar los 80 equipos activos, frente a los niveles actuales que rondan la mitad.

En cuanto a la demanda de insumos, los cálculos muestran que los sectores más requeridos serán la construcción civil, los insumos naturales como áridos, agua y arena, la energía, el acero y la metalmecánica, además de bombas, motores, tecnología, transporte e ingeniería. Buena parte de los insumos críticos para perforación y fractura deberán importarse, mientras que otras ramas podrán abastecerse localmente.

La magnitud del salto también se refleja en la red de proveedores. Las 37 principales empresas de oil & gas en Argentina son abastecidas por casi 10.000 firmas, de las cuales el 78 por ciento son pymes. Entre 2019 y 2021 estas compañías facturaron en promedio 4.000 millones de dólares anuales como proveedores de insumos y servicios, pero el desarrollo proyectado de Vaca Muerta multiplicará la escala y exigirá una mayor capacidad de respuesta.

Los autores remarcaron que se requerirá mano de obra especializada en todos los niveles, con la posibilidad de generar hasta 36.000 nuevos empleos adicionales.

También señalaron que uno de los desafíos centrales será la capacidad de la cadena de valor para escalar producción y servicios en tiempo y forma, evitando cuellos de botella que puedan frenar los escenarios de mayor desarrollo proyectados.

El informe subraya que el desarrollo de Vaca Muerta dependerá de la disponibilidad de equipos y maquinaria, la capacidad de la cadena de valor y los recursos humanos, y la infraestructura de evacuación y mercados.

A esto se suma la necesidad de condiciones macroeconómicas estables y esquemas regulatorios competitivos, como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), para asegurar la llegada de capital y consolidar a la cuenca neuquina como motor estructural de divisas y desarrollo para el país, se indicó.

La Secretaría de Energía fijó, a través de las resoluciones oficializadas 368 y 369/2025 nuevos precios en los biocombustibles utilizados para su mezcla obligatoria con naftas y gasoils.

En la R-368 se fijó en PESOS OCHOCIENTOS CINCUENTA Y SIETE CON SEIS MILÉSIMAS ($ 857,006) 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, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre en curso y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, estableció en PESOS SETECIENTOS OCHENTA Y CINCO CON CUATROCIENTAS SESENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 785,468) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

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.

A través de la R-369 Energía fijó en PESOS UN MILLÓN CUATROCIENTOS OCHO MIL SEISCIENTOS OCHENTA Y SIETE ($ 1.408.687) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley de Biocombustibles para las operaciones a llevarse a cabo durante septiembre de 2025 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 incidencia de estos nuevos valores será trasladada a los precios de los combustibles en el surtidor.

En un verdadero hito para la minería argentina, Lindero, operada por Mansfield Minera S.A., subsidiaria de Fortuna Mining Corp., se convierte en la primera mina híbrida operativa en la Puna salteña. Esto es posible gracias a una planta de energía solar fotovoltaica de última generación, desarrollada y operada por la empresa argentina SECCO.

El proyecto consistió en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio cuyo almacenamiento permite optimizar la generación de energía limpia. De este modo, la mina funcionará durante el día únicamente con energía solar, reduciendo el consumo anual de combustible en aproximadamente un 40% y representando un avance crucial en la transición energética del sector.

Tecnología de vanguardia en un entorno extremo

Situada a 420 km de la ciudad de Salta y emplazada en el centro del Salar de Arizaro a 3.800 metros de altitud, esta innovadora planta cuenta ahora con una potencia adicional de 6 MWp, generada por 10.908 paneles solares bifaciales. Asimismo, incorpora un sofisticado sistema BESS (Battery Energy Storage System) de almacenamiento de energía, compuesto por 30 PCS (Power Conversion System) y 2 subestaciones transformadoras que brindan un total de 12 MWh de almacenamiento, permitiendo estabilizar picos de consumo.

Gracias a esta tecnología, la mina no solo se abastecerá de energía limpia durante el día, sino que también almacenará los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva para utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera. De este modo, se optimiza el aprovechamiento de la energía renovable, brindando autonomía y confiabilidad al sistema.

Para la implementación de este proyecto minero en altura, SECCO desarrolló e implementó un Power Plant Controller (PPC) de diseño propio, capaz de coordinar y gestionar de forma inteligente el funcionamiento de una central híbrida en condiciones extremas, ya que fue diseñado para resistir las condiciones territoriales y climáticas más exigentes. Este sistema de control, desarrollado íntegramente por ingeniería nacional, permite optimizar el uso de fuentes renovables, priorizando su despacho y reduciendo significativamente la dependencia de combustibles fósiles. El diseño fue realizado a medida para la operación de Mansfield, atendiendo a los requerimientos específicos del yacimiento ubicado en un entorno aislado y de difícil acceso.

Una alianza estratégica con mirada sostenible

Gracias a este desarrollo, firmado entre Mansfield y SECCO en 2024 y ahora ya puesto en marcha, el yacimiento aurífero aprovecha de manera eficiente su recurso natural: la significativa radiación solar al que está expuesto, propio del lugar donde se encuentra ubicado.

“Esto es un avance importantísimo para todos, algo muy deseado y un camino que seguramente comenzarán a recorrer muchas empresas mineras más. Operar con energía proveniente de fuentes renovables, que además deviene en la reducción de los costos de producción y la disminución de las emisiones de CO₂ en el medio ambiente, se volverá una ecuación ineludible para la planificación de las actividades del sector. Nos enorgullece ser los primeros en haber dado este gran paso”, señaló Agustín Frezze, Director de Legales y Asuntos Institucionales de Mansfield Minera.

Integrar energía renovable en un sistema minero que antes dependía por completo de una central térmica diésel es un avance decisivo hacia la descarbonización de sus operaciones. Esta medida no solo genera un impacto ambiental positivo al reducir drásticamente su huella de carbono, sino que también optimiza la logística general, ya que disminuye la necesidad de transportar combustibles fósiles en una de las regiones geográficas más desafiantes del país.

“Estamos muy contentos de haber desarrollado esta iniciativa que significa un avance en la transición hacia la eficiencia energética y que, paralelamente, optimiza también los resultados de nuestros clientes. En este caso, junto a Mansfield, hemos generado una verdadera alianza estratégica desde la que buscamos constantemente encontrar soluciones que hagan foco en el triple impacto: social, económico y medioambiental. Y lo mismo hacemos con todos nuestros clientes, siempre buscando soluciones a medida para cada necesidad”, expresó Georgina Balán, Directora de Planeamiento Estratégico de SECCO.

Cabe destacar que INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A., la compañía argentina encargada del diseño, desarrollo, puesta en marcha y operación de este proyecto, es líder en soluciones energéticas con más de 85 años de trayectoria. Mediante proyectos a medida para cada cliente de la Argentina y la región, la empresa gestiona actualmente más de 1.500 MW de generación instalada y 225.000 HP en compresión de gas, distribuidos en más de 220 plantas y centrales. Con esta iniciativa consolida, una vez más, su posición como socio fundamental en el desarrollo de soluciones energéticas sustentables para diversos sectores, en este caso puntualmente para la minería.

Por su parte, MANSFIELD MINERA S.A., sociedad argentina (subsidiaria de la canadiense FORTUNA MINING CORP.), que se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la Provincia de Salta hace más de 25 años, reafirma su compromiso de crecimiento sostenido y, con este proyecto, refuerza su posición a la vanguardia de la eficiencia energética en una de las industrias más estratégicas para el futuro del país, contribuyendo al desarrollo sustentable de las comunidades y áreas cercanas a la operación de Mina Lindero, fomentando la protección y cuidado del medio ambiente.

MetroGAS lanzó “Historias Reales”, una campaña inspiradora que coloca a sus colaboradores en el centro y los muestra como protagonistas dentro y fuera de la empresa.

A través de un ciclo de episodios, la compañía no solo visibiliza la trayectoria, el compromiso y las pasiones de su gente, sino que también refuerza su identidad como marca empleadora innovadora, que apuesta al empoderamiento, la diversidad y el fortalecimiento de los vínculos humanos que trascienden el trabajo cotidiano.

El ciclo “Historias Reales” reúne testimonios que reflejan la vida en MetroGAS y también las actividades que cada protagonista desarrolla fuera del ámbito laboral. La iniciativa busca mostrar el costado humano detrás de cada puesto y resalta valores como la empatía, la superación y la construcción colectiva.

“La campaña surgió a partir de la convicción de querer mostrar el lado B de las personas que hacen MetroGAS: son historias únicas, llenas de valor, pasión y resiliencia. Estamos convencidos de que la empresa no está hecha solo de procesos y servicios, sino de cada una de las personas que, con su esfuerzo cotidiano, la hacen posible”, comentó Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

Dentro del ciclo está la historia de Federico Claramut, auditor de campo, líder de la banda de rock “Peligrosos Inocentes” y sobreviviente de la tragedia de Cromañón (Historias Reales – Capítulo 1 – “Que sea Rock”, con Federico Claramut); el rol social de Mariela Calzavara, analista contable con más de tres décadas en la empresa y “Payamédica” (Historias Reales – Capítulo 2 – “La Payamédica”, con Mariela Calzavara); o el jefe de Gestión de Operaciones Comerciales y dirigente del Club Atlético General Lamadrid, Leandro Sivera (Historias Reales – Capítulo 3 – “El Hincha”, con Leandro Sivera).

También tiene como protagonista a Joaquín Pérez, analista de Formación y Desarrollo y líder de un taller de rugby solidario (Historias Reales – Capítulo 4 – “El Rugbier”, con Joaquín Pérez); a Jorgelina Paola de Andrea, quien fue integrante del área de Operaciones Residenciales y cantante y compositora (Historias Reales – Capítulo 5 – “La Cantante”, con Jorgelina De Andrea); a Hernán Bagaglio, colaborador del área de Fiscalización y Control y runner que acompaña a personas ciegas (Historias Reales – Capítulo 6 – “El Runner”, con Hernán Bagaglio).

“Con esta campaña queremos transmitir que cada persona cuenta y que todas sus vivencias tienen valor. Detrás de cada colaborador hay alguien que también aporta a la sociedad desde la música, la solidaridad, el deporte o la cultura. Historias Reales quiere instalar la idea de que el trabajo es solo una parte de la identidad, pero que nuestra gente también trasciende con su actividad las paredes de la empresa”, señaló Di Lázzaro.

En “Historias Reales” hay personas únicas, con sueños y pasiones que trascienden la empresa y en ellas está la verdadera fuerza de MetroGAS: un equipo que inspira, transforma y deja huella dentro y fuera de la organización.

El CEO de Oldelval, Ricardo Hösel consideró que “Hoy la cuenca (neuquina) no tiene cuello de botella en el transporte de crudo y que con el proyecto Duplicar terminado, las empresas pueden producir todo lo que se propongan”.

“Con la finalización del Duplicar Norte y el Vaca Muerta Oil Sur, la formación va a tener capacidad para evacuar 1.300.000 barriles diarios”, estimó, y respecto a las estrategias para incrementar la eficiencia en el transporte de gas y petróleo, opinó “Creemos que el sistema de transporte de la cuenca debería tener solo un operador”. “Queremos juntarnos con el resto de las empresas con el objetivo de generar una sinergia” al respecto, remarcó.

En un panel organizado por el IAPG en la AOG Expo 2025, además del representante de Oldelval también expuso el CEO de Compañía MEGA, Tomás Córdoba, quien se refirió al desafío que supone el aprovechamiento de los recursos de Vaca Muerta: “La riqueza del gas que se produce en la cuenca neuquina representa una oportunidad enorme. Si no trabajamos todos juntos se pierde tal oportunidad”.

“Las compañías tenemos la obligación de ser competitivas en términos de capex y así abrir nuevos mercados”, agregó, destacando el rol central que adquiere la exportación en la economía nacional.

Córdoba describió que “Estamos avanzando en una obra que nos permitirá aumentar nuestra producción y, por lo tanto, exportar más y generar una mayor cantidad de divisas. Hoy la producción de etano abastece al mercado local, pero a mediano plazo allí existe otra posibilidad de aumentar las exportaciones” en ése rubro, señaló.

En línea con su compromiso de sostenibilidad y gestión ambiental, PCR anunció la publicación de las primeras Declaraciones Ambientales de Producto (EPD)verificadas internacionalmente para dos de sus parques eólicos: Mataco San Jorge (Provincia de Buenos Aires) y Parque Eólico del Bicentenario (Santa Cruz).

Con este hito, la compañía se convierte en la primera del sector renovables argentino en obtener EPDs de energía eólica, consolidándose como referente nacional en transparencia ambiental.

Las EPDs, elaboradas por la empresa Genergy, verificadas por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y publicadas en el International EPD System, son documentos técnicos auditados que registran de forma clara y comparable el impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida, siguiendo la normativa internacional ISO 14.025.

En este caso, el estudio permitió medir el impacto ambiental asociado a la generación de un megavatio-hora (MWh) de energía en cada parque durante sus 20 años de vida útil.

Este avance no solo refuerza el compromiso de PCR con la sostenibilidad, sino que también ofrece beneficios concretos a sus clientes industriales, quienes podrán:

• Conocer con precisión la huella ambiental del consumo eléctrico utilizado en sus procesos productivos.
• Cumplir con requisitos internacionales como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la Unión Europea.
• Reducir aranceles en mercados de destino al demostrar un menor impacto ambiental en sus productos.

El Gobierno Nacional informó que ya está disponible la plataforma TAD (Trámite a Distancia) para que los clubes de barrio y de pueblo realicen el proceso de revalidación obligatoria de inscripción y así mantener el beneficio de tarifas subsidiadas de luz y gas.

“Esta medida forma parte del plan integral para ordenar el sistema de subsidios energéticos, garantizar transparencia y eliminar privilegios indebidos que durante años desviaron recursos públicos hacia entidades que no cumplían con el verdadero espíritu de los subsidios que es el de acompañar a las instituciones que realmente lo necesitan”, argumentó el gobierno.

Los clubes tendrán 90 días prorrogables para realizar su reinscripción. Durante el período en que se analice la documentación presentada, no sufrirán modificaciones en los subsidios que perciben actualmente, asegurando así previsibilidad en sus costos energéticos, se indicó.

Durante los últimos años, se detectaron casos de clubes de élite que cobran cuotas inaccesibles, gimnasios concesionados, oficinas comerciales y equipos profesionales que se beneficiaban indebidamente con tarifas subsidiadas. Todas estas irregularidades fueron corregidas y dichos clubes ya fueron excluidos del régimen, se describió.

Con este proceso de revalidación, el Gobierno busca asegurar que ningún club de barrio que necesite el subsidio lo pierda. Cada institución deberá completar la gestión a través de TAD bajo declaración jurada, y posteriormente se aplicarán criterios objetivos de inclusión y exclusión.

“Esta medida reafirma el compromiso de la gestión actual de sanear un sistema devastado por 150.000 millones de dólares en subsidios mal asignados durante los últimos 20 años, financiados con emisión monetaria, inflación y desinversión energética. La energía tiene valor, y quienes puedan pagarla deben hacerlo. Los subsidios son para quienes los necesitan, no para quienes se aprovecharon de un sistema distorsionado”, reiteró el gobierno.

Para iniciar el trámite, los clubes deberán ingresar a la plataforma TAD a través de www.argentina.gob.ar y seguir el proceso detallado para la validación de datos.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, participó como orador en Gastech, la mayor conferencia y exposición mundial sobre gas natural, GNL y energías, que se desarrolla en la ciudad de Milán del 9 al 12 de septiembre.

Durante su participación, Marín destacó las posibilidades que tiene el país de convertirse en un jugador relevante del mercado mundial a partir del desarrollo de Vaca Muerta.

“Nuestro objetivo es ser un operador de 2 millones de barriles equivalentes por día y ubicarnos entre las 20 empresas más grandes del mundo”, afirmó.

YPF participa en Gastech para presentar los avances de Argentina LNG, un proyecto integral para la industrialización de gas con el objetivo de exportar entre 24 y 30 millones de toneladas anuales de GNL.

Marín expuso los avances que se lograron en Argentina LNG. “Uno de los proyectos es bajo la modalidad de alquiler (de barcos procesadores), ya tiene el FDI y el gasoducto comienza a construirse en abril 2026″. “También estamos avanzando muy bien con Eni y Shell para poder completar cada uno de los otros proyectos y llegar a la decisión final de inversión en 2026. El objetivo es construir un gran gasoducto para el primero de los barcos, que llegaría en 2029” describió.

En cuanto a los potenciales compradores del GNL Marín señaló que “las empresas socias son al mismo tiempo offtakers, lo que asegura la colocación de la mayor parte del gas”. “De todas maneras, Europa, Asia y Japón pueden resultar mercados interesantes”.

Marín consideró que el nuevo contexto macroeconómico del país crea las condiciones necesarias para avanzar en inversiones energéticas de largo plazo, que posicionen a la Argentina como un exportador global de energía.

El Country Manager de Pluspetrol, Julián Escuder, destacó que “luego del cambio radical y el salto cuántico” que significó para la compañía el desarrollo del proyecto Camisea (principalmente gasífero) en Perú a partir de 2004, hoy el foco principal está puesto en Vaca Muerta (NQN), tras la compra de activos hidrocarburíferos de Exxon en la Argentina en 2024.

Los bloques La Calera (de gas y petróleo) y Bajo del Choique (principalmente petróleo) son destinatarios de fuertes inversiones para su desarrollo y el objetivo a alcanzar, sumando los bloques convencionales maduros en Mendoza (al 50 % con YPF), es una producción de 100 mil barriles diarios en 2027, describió Escuder en un panel de la AOG 2025, que tiene lugar en La Rural.

Acerca de La Calera, adquirida a Apache en 2013 (junto con YPF) Escuder hizo hincapié en que “se trata de un activo en el que no terminás de saber si es más de petróleo o de gas. Nos tomamos nuestro tiempo para desarrollarlo, y fue una decisión correcta”, enfatizó.

En Bajo del Choique la compañía produce actualmente 13 mil barriles día y proyecta alcanzar los 20 mil barriles a fin de año. Hacia 2027 se espera lograr una producción de 17,5 millones de metros cúbicos de gas, y 60 mil barriles de crudo. “Estamos rompiendo récords de producción en ambos bloques”, enfatizó.

Otro aspecto importante en la política de inversiones encarada por Pluspetrol esta dado por su participación en proyectos de desarrollo de la infraestructura necesaria para la evacuación de lo producido. Un caso específico es la construcción del VMOS Oleoducto que lo tiene como socio junto a otros actores principales de la industria petrolera local.

En materia de gas, Escuder remarcó que “apostamos a llegar al mercado brasileño, que se presenta como un fuerte demandante de este recurso para generación”. Y también recordó que son proveedores de gas a la ANCAP (Uruguay) para generación térmica y también para industrias (a un promedio de 300 mil metros cúbicos día).

Escuder también se refirió a la política financiera encarada por la compañía para sostener el plan de expansión. Lo más importante no fue solo comprar los activos de Exxon, sino hacerlo en el momento correcto. y lo mismo aplica al financiamiento”, señaló.

.“La compra de Exxon y el desarrollo de Vaca Muerta nos ponen en otra escala, pero necesitamos que los mercados vuelvan a creer en la Argentina”, subrayó.
“Estamos convencidos de que tomamos el camino correcto. En poco tiempo Pluspetrol será una compañía de otra escala, preparada para competir a nivel global”, destacó.

En el mismo panel, Ana Simonato, Country Manager de Chevron, destacó el interés de la compañía (de activa participación asociada a YPF) en continuar invirtiendo para desarrollar los recursos de Vaca Muerta.

Se refirió en particular al objetivo de incrementar la producción en El Trapial, para alcanzar pronto los 30 mil barriles día (actualmente es de 25 mil barriles).

Simonato señaló que desde 2024 comenzaron a darse condiciones más favorables para la inversión. “El entorno regulatorio debe ser más predecible y a más largo plazo. Es fundamental respetar las inversiones y asegurar costos competitivos para Vaca Muerta, además de mantener políticas de libre mercado”, resumió.

“Vaca Muerta es fabulosa. La calidad de la roca es mejor que en Permian (donde Chevron tiene gran experiencia) . Vaca Muerta ha crecido muy rápido y está aprendiendo del Permian”, explicó.

Otro participante en el mismo panel fue Martin Rueda, para presentar a Harbour Energy “una compañía independiente recien llegada al país”, luego de haber comprado en 2024 los activos en Argentina de Wintershall Dea, de fuerte participación en el desarrollo de la producción off shore en la Cuenca Marina Austral, donde la operadora es Total.

Por la misma operación, desembarcó en Vaca Muerta, en Aguada Pichana Este (No Convencional gas seco) y en San Roque (gas y petróleo) .

Harbour Energy se formó en 2021 a través de la fusión de Chrysaor y Premier Oil, dos grupos petroleros y gasíferos británicos. De hecho Premier Oil participó de la exploración ilegal en Malvinas.

Harbour integra el consorcio Sothern Energy, impulsor del primer proyecto de producción y exportación de GNL en barcos procesadores, para su exportación.

“Tenemos una expectativa de crecimiento muy alta en Argentina”, afirmó Rueda.

Las principales cámaras, federaciones y asociaciones de estaciones de servicios nucleadas en Expendedores Unidos han decidido revitalizar el espacio “ante la crítica situación que atraviesa el sector en todo el país”, comunicaron.

“La totalidad de las estaciones de servicio bajo bandera se enfrenta a una severa crisis de rentabilidad, impulsada por los fuertes incrementos en los costos operativos, administrativos, sindicales e impositivos. A este escenario complejo se le suma la falta de recuperación en los niveles de venta, lo que pone en alerta la sostenibilidad de las unidades de negocio”, señalaron.

Ante esta problemática común que afecta por igual a toda la actividad, las entidades decidieron revitalizar Expendedores Unidos como una herramienta institucional válida y unificada. “Este espacio tiene como objetivo central expresar la voz conjunta del sector y trabajar de manera coordinada para encontrar soluciones” finaliza el texto de un comunicado que firman :

AES (Asociación de Expendedores de Servicio)

FECRA (Federación de Empresarios de Combustibles de la República Argentina)

AOYPF (Asociación de Operadores de YPF)

CECHA (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina).

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, señaló que “El consumo de gas y petróleo sigue creciendo a nivel mundial, aunque con tasas menores, y hoy, la industria de los hidrocarburos es una de las más pujantes en el país”.

No obstante consideró que “estamos ante un mapa geopolítico movido” en materia de precios del petróleo, a la baja, lo que viene a constituir un desafío para que la industria local, que debe continuar ganando en eficiencia para ser competitiva en el mercado internacional”. Estimó que las cotizaciones actuales del crudo, entre 65 y 70 dólares el barril, perdudarán o incluso podrían bajar.

“El sector debe generar condiciones para mejorar la competitividad: “El obstáculo más grande es el acceso al capital, debemos reducir costos respecto a otros países. Todos estamos en el mismo barco, discutiendo acciones para atender a esta situación. La industria argentina ha dado sobradas muestras de su capacidad”, alentó el funcionario durante una presentación en la Argentina Oil & Gas Expo 2025, que se desarrolla en el predio de La Rural, de la Ciudad de Buenos Aires.

No hubo alusión alguna al contexto político local post elecciones en la provincia de Buenos Aires, ocurridas el domingo 8/9, que fueron nacionalizadas por el propio gobierno, y que resultaron desfavorables a la gestión Milei.

En el acto de apertura, el Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, expresó: “AOG 2025 es una de las exposiciones industriales más importantes de Argentina. Sin embargo, representa sólo una pequeña porción de la enorme cadena de valor del petróleo y el gas”.

Respecto del impacto económico que produce el sector destacó que “Se trata de una actividad que genera una enorme cantidad de trabajo, y estoy convencido de que será capaz de dar respuesta a los objetivos planteados en materia de incremento de producción y de exportaciones de crudo y gas” a nivel regional e internacional.

En una sesión del denominado Encuentro con los CEOs, que se desarrollará a lo largo de cada jornada de la AOG hasta el jueves 11, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, resaltó que “Gracias al esfuerzo de todos los productores locales de gas, pasamos de importar 80 barcos de GNL cada invierno a un aproximado de 25”.

También resaltó la productividad del yacimiento Fortín de Piedra (Vaca Muerta -NQN) operado por la empresa, que se sitúa en 24,5 millones de metros cúbicos de gas por día, y los objetivos de exportación que tiene la empresa, a nivel regional vía gasoductos, e internacional, con su participación en proyectos compartidos de GNL.

Markous hizo hincapié además en las fuertes inversiones encaradas por la empresa para desarrollar reservorios de petróleo No Convencional, también apuntando a la exportación. “Nuestro próximo Fortín de Piedra (pero en petróleo) es Los Toldos I y II, proyecto para el cual vamos a destinar más de U$S 2.500 millones”, enfatizó. Apuntan a 100 mil barriles día en pocos años y cuentan con la evacuación vía el VMOS y el Duplicar, de Oldelval.

Respecto del financiamiento de estos proyectos, admitió dificultades por el lado de las tasas de interés a afrontar. “Esperemos que se vaya ordenando la Macro”, se esperanzó.

A su turno, el Director General de Total Austral y Country Chair de Total Energies en Argentina, Sergio Mengoni, señaló que la principal estrategia de la empresa es incrementar la producción de energía y reducir las emisiones. Además de proveer al mercado local ” tenemos que llegar con gas de Vaca Muerta a Brasil, vía Bolivia, con buenos precios” refirió.

Remarcó que la empresa lleva invertidos U$S 2.500 millones en Argentina y anunció que “A fin de año vamos a inaugurar el parque de energía solar más austral del mundo, en Tierra del Fuego. Esto permitirá reducir las emisiones a la mitad”.

En otro panel, el Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, retomó los dichos de González sobre la importancia del trabajo en equipo al interior de la industria: “Hoy no tiene sentido la competencia, debemos colaborar entre todos. Ese es el gran cambio que se está dando la industria”.

Asimismo, afirmó que la empresa evalúa un proyecto para construir (tal vez con otras productoras)un tren de pasajeros que traslade a los trabajadores en Vaca Muerta, mejorando así su calidad de vida. Con respecto a la capacitación del sector, hablo del desarrollo de un proyecto in-house, y del “Instituto Vaca Muerta”, una iniciativa de formación que sería impulsada por distintas compañías de la industria.

Marín se aprestaba a viajar a Italia (Milan) para participar de una Feria internacional, y continuar con las negociaciones para la asociación con la ENI, y también con Shell, en proyectos de producción de GNL vía barcos procesadores, para su exportación.

En la inauguración de la XV Exposición Internacional del Petróleo y del Gas (que cuenta con mas de 540 expositores) estuvieron presentes además del Coordinador de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, la Secretaria de Energía, María Tettamanti, el Gobernador de la Provincia de Neuquén, Rolando Figueroa, diversos Ministros y Secretarios provinciales, y principales directivos de compañías productoras tales como PAE, Shell, Total, Tecpetrol, e YPF.

La derrota oficialista funcionó como un plebiscito adverso para Javier Milei, que ahora enfrenta un Congreso más hostil y un frente económico en creciente incertidumbre.

En una jornada política con baja participación, el domingo 7 de septiembre de 2025, los bonaerenses fueron convocados a renovar 46 bancas de diputados y 23 de senadores provinciales en una elección que se convirtió en un clave termómetro para la dinámica nacional. Con una participación cercana al 63 % —sobre más de 13,3 millones de ciudadanos habilitados—, la alianza peronista Fuerza Patria se alzó con una victoria contundente, alcanzando el 47,8 % de los votos, aventajando en más de 13 puntos porcentuales a la coalición libertaria La Libertad Avanza, que obtuvo entre el 33,7. El triunfo peronista se consolidó en seis de las ocho secciones electorales, incluidas las más pobladas —la primera y la tercera—, mientras que La Libertad Avanza solo prevaleció en la quinta y sexta. La victoria de Fuerza Patria no solo refuerza su control sobre la Legislatura bonaerense, sino que también proyecta a su líder regional, Axel Kicillof, como una figura de peso para la oposición con miras al porvenir político nacional.

Internas

En el corazón del peronismo se libró una disputa silenciosa pero decisiva: Cristina Fernández de Kirchner, emblema del kirchnerismo, debió enfrentar las tensiones internas que desató la figura en ascenso de Axel Kicillof. El gobernador bonaerense, en un gesto de autonomía política, optó por desdoblar la elección, una estrategia rechazada por el cristinismo pero que, al cabo, se reveló como el pilar de la campaña triunfante. En distintos municipios —como Coronel Suárez y General Pueyrredón— se evidenció con claridad la fractura: las listas respaldadas por referentes de Kicillof se midieron contra las impulsadas por La Cámpora, el brazo político de Cristina liderado por Máximo Kirchner. La escena culminante llegó con la victoria, cuando los militantes, entre banderas y cánticos, proclamaron: “Es para Axel, la conducción”, consagrando así el liderazgo del gobernador sobre la expresidenta en la interna del PJ bonaerense. La conclusión resultó ineludible: Cristina y su espacio cedieron la batalla estratégica y simbólica, mientras Kicillof emergía como el nuevo faro de referencia provincial.

Más allá del peronismo, la contienda dejó también heridos en la vereda oficialista. En La Libertad Avanza, el traspié electoral golpeó con particular fuerza a Karina Milei y su entorno, en particular “Lule” y Martín Menem. La secretaria general de la Presidencia y hermana del mandatario, convertida en uno de los rostros más expuestos de una derrota signada por las coimas confesadas por el ex funcionario Spagnuolo justo en el área más sensible para el electorado: los discapacitados. La elección términos políticos, funcionó como un plebiscito inesperadamente adverso para el gobierno nacional.

 Los mercados

El impacto en los mercados fue inmediato, casi visceral, como un reflejo instintivo frente a los números de la elección. Apenas confirmada la derrota de Javier Milei en la provincia de Buenos Aires, el índice S&P Merval se precipitó cerca de un 20 % en dólares, mientras los bonos soberanos sufrieron fuertes retrocesos. El mensaje fue claro: dudas crecientes sobre la gobernabilidad y la continuidad del ajuste fiscal. En paralelo, el riesgo país escaló nuevamente por encima de los 900 puntos básicos, señal inequívoca de la desconfianza externa.

El peso argentino tampoco escapó a la presión. La demanda de divisas en el mercado paralelo creció de inmediato, alimentada por la percepción de que el revés político podía frenar o incluso bloquear reformas clave, con el consecuente riesgo de mayor emisión y menor disciplina fiscal. Para muchos analistas, esta derrota significó un “corte de alas” a la agenda liberal de Milei, reduciendo las posibilidades de avanzar con privatizaciones, desregulaciones y un Estado más acotado. El fortalecimiento del peronismo bonaerense anticipa, además, un Congreso más hostil tras las legislativas de octubre. Desde la mirada de los bancos de inversión, el episodio marcó el fin del breve “período de luna de miel” con los mercados: lo que antes era expectativa, ahora es incertidumbre.

El sector energético

En este contexto, el sector energético se erige como un caso particular. Hasta ahora, había sido uno de los grandes ganadores de la gestión libertaria: superávits significativos, exportaciones reactivadas y llegada de capital, con Vaca Muerta como epicentro de divisas. Solo en los primeros once meses de 2024 se acumularon más de 4.800 millones de dólares de superávit. Sin embargo, bajo esa superficie afloran fisuras: cortes persistentes, déficits de abastecimiento y gasoductos de Vaca Muerta funcionando a apenas un 30 %, pese a aumentos tarifarios de magnitud inédita —hasta 1.482 % en gas desde diciembre de 2023—.

La política de subsidios energéticos refleja el mismo dilema. El gobierno había avanzado en recortes relevantes, como los 2,6 millones de dólares anuales ahorrados al excluir de beneficios a barrios cerrados del AMBA. Tras la derrota, la presión política apunta a acelerar y ampliar la segmentación: la georreferenciación para excluir zonas de alto poder adquisitivo, que ya estaba en marcha, podría intensificarse.

En materia de inversiones, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) muestra una brecha entre expectativas y realidad. Aunque se aprobaron siete proyectos por unos 13.067 millones de dólares y hay otros en evaluación por más de 21.281 millones, las cifras distan del ambicioso objetivo inicial de 47.100 millones. Entre los emprendimientos más relevantes se cuentan el Oleoducto Sur de Vaca Muerta y un megaproyecto de licuefacción de gas natural de Southern Energy. Aun así, el riesgo país elevado y la volatilidad política amenazan con enfriar el entusiasmo inversor, especialmente en sectores de alta intensidad de capital.

La contundente derrota en Buenos Aires no solo golpea la narrativa oficialista: constituye un anticipo de la dura prueba que representan las elecciones legislativas del 26 de octubre. Si bien Milei insiste en su discurso de disciplina fiscal, la duda ahora es si podrá movilizar el voto y sostener su programa reformista frente a un peronismo revitalizado.

El tablero legislativo se vuelve aún más desafiante. En Diputados, donde se renovarán 127 de las 257 bancas, un buen desempeño opositor podría ampliar la fuerza de Unión por la Patria y erosionar aún más a LLA, que ya parte de una representación acotada. En el Senado, con 24 bancas en juego, el escenario luce todavía menos favorable: la oposición podría consolidar un dominio que complique cualquier iniciativa oficialista. La debilidad parlamentaria es palpable: la Libertad Avanza no controla ni el 15 % de las bancas y acaba de sufrir un revés histórico con el rechazo masivo a un decreto presidencial en materia de asistencia social.

De cara a octubre, los pronósticos auguran un panorama áspero para Milei. Un Congreso más adverso, menos permeable a reformas liberales, y un oficialismo crecientemente aislado políticamente. La movilización territorial del peronismo y la dispersión de la oposición no peronista refuerzan la tendencia. Aun así, no todo queda clausurado: con negociaciones puntuales y alianzas estratégicas, el gobierno aún podría rescatar algunas de sus iniciativas. Pero la épica de la transformación radical se enfrenta ahora a la áspera aritmética parlamentaria y a la fría desconfianza de los mercados.

El Mercado Electrónico del Gas realizó (viernes 5) una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 15/09/2025 al 28/09/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 41 ofertas que totalizaron un volúmen de 40,3 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,74 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,79 por MBTU en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde U$S 3,11 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 3,68 hasta U$S 5,02 el MBTU, según cuenca de orígen.

Desde Neuquén llegaron 14 ofertas por un total de 15,1 millónes de m3/día; Desde Tierra del Fuego se anotaron 9 ofertas por un volúmen total de 13,5 millones de m3/día; Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas que totalizaron 5,0 millones de m3/día; Desde Chubut 5 ofertas por un total de 3,9 millones de m3/día; y desde la cuenca Noroeste 5 ofertas por un volumen total de 2,8 millones de m3/diarios.

La Fundación YPF organizó el 12° encuentro anual del programa de becas en Buenos Aires, con la participación de sus 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país.

Durante las tres jornadas en las que se desarrolló el encuentro los becarios conocieron los RTIC de Upstream y comercialización de la torre Puerto Madero, el Buque regasificador, ubicado en Escobar, la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz, entre otras instalaciones de YPF.

En el cierre del encuentro realizado en la Usina del Arte, el CEO de YPF, Horacio Marín conversó con los becarios sobre su trayectoria, los desafíos del desarrollo de Vaca Muerta, el plan 4×4 de YPF, la evolución de la energía en los próximos años y las tecnologías que se están incorporando para mejorar la eficiencia y rentabilidad.

“Me siento orgulloso porque este programa lo que hace es dar igualdad de oportunidades a través de la meritocracia”, destacó Marín.

El director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, comentó que “este encuentro nos permite acercar a nuestros becarios para que conozcan cómo son las operaciones clave de la producción energética”. Y agregó que “en Fundación YPF apostamos a la formación de quienes van a ser los futuros profesionales de la energía”.

El Encuentro Anual de Becarios es una iniciativa que tiene como finalidad acercar a los estudiantes a la industria y generar un espacio de intercambio entre ellos, sus mentores y profesionales de YPF.

Los becarios también visitaron el Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi, Y-TEC, la Planta de Toyota, el Puerto Dock sud, la CNEA en Ezeiza; y realizaron talleres de formación junto a los especialistas de YPF.

Durante el encuentro en la Usina se presentaron los proyectos ganadores del Ideaton, una competencia en la que becarios, reunidos en equipos con sus mentores, crean soluciones para resolver desafíos de la industria energética.

Acerca del programa de Becas

• Son 300 becarios estudiantes de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas.
• Cada estudiante cuenta con un mentor, profesional de YPF de su misma disciplina, que lo guía durante toda la carrera y lo vincula a la industria energética.
• 96 % de los becarios es 1ra generación de estudiante universitario. El objetivo de las becas de Fundación YPF es contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria y por eso prioriza su otorgamiento a jóvenes en condiciones socioeconómicas desfavorables.

El Gobierno Nacional informó que, durante el mes de agosto, “se identificaron y excluyeron del régimen de subsidios energéticos a 3.578 usuarios de alto poder adquisitivo residentes en barrios cerrados y countries del AMBA Norte y el barrio Puerto Madero”.

En mayo, gracias a la recategorización por geolocalización realizada por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, se había excluido del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios de Energía) a 15.518 usuarios de manifiesta capacidad de pago. Sin embargo, 3.578 de estos usuarios intentaron reinscribirse de manera fraudulenta, modificando datos en sus declaraciones juradas para volver a acceder al beneficio, describió la cartera a cargo de María Tettamanti.

Y se hizo hincapié en que “Gracias al uso de herramientas de geolocalización y análisis masivo de información catastral y tributaria, el equipo de la Secretaría de Energía detectó estas irregularidades y garantizó que los subsidios lleguen únicamente a quienes realmente los necesitan”.

El Gobierno, se indicó, “continuará avanzando en la identificación de barrios cerrados y countries del interior del país para extender estos controles a nivel federal, asegurando un sistema más justo y transparente”.

Asimismo, se reafirmó “el compromiso de cuidar los recursos públicos y que los subsidios se asignen de manera eficiente”.

La compañía distribuidora metropolitana de gas por redes, MetroGAS, anunció la cancelación de la totalidad de su deuda financiera, y parcialmente la comercial, luego de un proceso de reestructuración de sus cuentas con el objetivo de robustecer la salud financiera de la empresa.

Para lograrlo accedió a un préstamo sindicado por 88.770 millones de pesos otorgado por el Banco Galicia y por el ICBC Argentina, que se pagará en nueve cuotas trimestrales hasta noviembre de 2027.

Los fondos se destinaron a saldar deudas anteriores con ICBC y Banco Macro, y a cancelar parcialmente obligaciones comerciales con Energía Argentina SA (ENARSA) y con YPF SA.

Esos préstamos habían sido tomados en dólares en 2018 y reestructurados, en una primera etapa en 2020, cuando la deuda inició un proceso progresivo de pesificación.

El nuevo compromiso considera condiciones de mercado en cuanto a moneda, tasa de interés y plazos, ya que será en pesos -la moneda en que se maneja la empresa- y en un plazo mayor a dos años. El monto del préstamo resulta inferior al EBITDA obtenido en 2024, lo que refleja la capacidad de repago y la sostenibilidad de su estructura de capital, se destacó.

La operación refuerza la solidez financiera de MetroGAS y le otorga mayor previsibilidad en un contexto de regularización y crecimiento para el sector energético.

Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, destacó “Dimos un paso clave para consolidar la estabilidad financiera de MetroGAS. Regularizar y dar previsibilidad a nuestra deuda y hacerlo a través de un préstamo en pesos demuestra la fortaleza de la compañía y nos permite enfocarnos en lo más importante: seguir invirtiendo para brindar un servicio seguro, eficiente y de calidad a nuestros más de 2,5 millones de clientes y generar valor para nuestras partes interesadas”.

Este hito no solo marca un punto de inflexión en la estrategia financiera de la compañía, sino que también refuerza su control como actor clave en el sector energético argentino.

Al reducir su exposición a deuda en moneda extranjera y reperfilar los vencimientos se fortalece su balance y posiciona a MetroGAS con mayor solidez para acompañar los desafíos del mercado energético y garantizar el suministro a millones de hogares e industrias, señaló la Compañía.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.500.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Su cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

Luego del ajuste de precios del 22 de agosto, las principales petroleras – refinadoras – comercializadoras del mercado local volvieron a actualizar esta semana los precios al público de las naftas y gasoils a nivel país, por la incidencia principal de la suba de impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, dispuesta por el ministerio de Economía.

A modo de referencia, cabe mencionar que en bocas de expendio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires de la marca YPF los nuevos precios por litro son : Nafta Súper $ 1.334; Infinia Nafta $ 1.581; Diesel 500 (común) $ 1.342, y el Infinia Diesel $ 1.546.

En lo que respecta a las estaciones de servicio de la marca Shell en CABA los nuevos precios de referencia por litro son: Para la Nafta Súper $ 1.412; VPower Nafta $ 1.713; Diesel Evolux $ 1.499; y VPower Diesel $ 1.683. Pueden registrarse leves variantes según la ubicación de las estaciones en CABA.

En el caso de AXION, en estaciones de CABA se paga el litro de la Nafta Súper a $ 1399, la Quantium Nafta a $ 1.699, y el Diesel Quantium a $ 1.689.

Los ajustes a la suba de los precios se corresponden a la actualización de los impuestos que gravan las naftas y gasoils; al traslado de la incidencia de nuevos precios de los biocombustibles de mezcla obligatoria con los hidrocarburos, a la variación en la cotización internacional del barril de crudo WTI (64 dólares) y Brent ( 67 dólares) relativamente estable en las últimas semanas, y la variación (mensual) del tipo de cambio Pesos vs Dólar,.