«Bajar costos es algo que se logra de a dos. Lo único que se baja de a uno son precios y ya todos sabemos cómo termina esa película», afirmó Retamal en respuesta a las petroleras.
El referente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), Giulio Retamal Schiappacasse, le marcó la cancha a los proveedores que buscan aprovechar las oportunidades que ofrece la producción no convencional. «Vaca Muerta no es un lugar para llegar, hacerte el valiente, bajar precio, ganar mercado y después ver qué hacemos. Esa estrategia no le conviene a nadie», sentenció el empresario en el Supplier Day organizado por EconoJournal.
«Esta curva de crecimiento nunca se vio en la industria. Hemos visto crecimiento y freno, pero esto es algo nunca vista. Por supuesto que hay oportunidades para muchas empresas que llegan a Vaca Muerta de distintas maneras, pero este faro que se fue construyendo hay que tener cuidado que no te encandile porque el que se encandila se come la curva«, agregó Retamal en el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” que compartió junto a Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial y Martín Gessler, CEO de Grupo SIAM.
Retamal también le mandó un mensaje a las grandes petroleras que minutos antes habían señalado la necesidad de que los proveedores sean más eficientes. «Yo escuchaba a todos que hablan de bajar costos. Nosotros creemos que bajar costos es algo que se logra de a dos. Lo único que se baja de a uno son precios y ya todos sabemos cómo termina esa película. Es muy importante lo que han dicho las operadoras de trabajar asociados con los contratistas y hacer esa búsqueda de baja de costos porque en general la baja de costos está en los procesos, la tecnología y en el rediseño, pero tiene que haber un espacio para que eso se produzca. No es algo que se hace de a uno», subrayó el empresario de RJ Ingeniería.
De izquierda a derecha: Lucas Albanesi (Rio Neuquén Distrito Industrial), Giulio Retamal Schiappacasse (RJ Ingeniería/FECENE) y Martín Gessler (Grupo SIAM), con la moderación de Nicolás Gandini.
Un mensaje desde Neuquén a las empresas que quieren desembarcar en Vaca Muerta
La FECENE se formó poco tiempo después de la puesta en operación del proyecto Fortín de Piedra de Tecpetrol. «Nos concentramos las cinco cámaras en generar sinergías, con efectos muy positivos», repasó Schiappacasse.
«Las empresas de otras provincias son bienvenidas, no estamos cerrados ni haciendo una cuestión corporativa, el tema es cómo te vas complementando y cómo vas entrando a la industria«, concluyó.
En una línea similar, el Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial, Lucas Albanesi, se expresó sobre las empresas que están mirando a Neuquén para capitalizar oportunidades.
«Hay un denominador común en el gobierno provincial, las cámaras y los gobierno municipales de no poner un freno a las inversiones sino ordenarlas«, dijo el representante del parque industrial localizado en la ciudad de Vista Alegre, en Neuquén.
«Vista Alegre es un municipio pequeño pero hay un acompañamiento del gobierno municipal, con exenciones para las empresas que vengan a invertir en serio. Invertir no es alquilar un local u oficina en el centro de Neuquén y pretender acceder a los mismos beneficios que las empresas que están hace más de 20 años», evaluó Albanesi.
El Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial, Lucas Albanesi.
Por último, el CEO del Grupo SIAM, Martín Gessler, destacó cómo la empresa modificó su estrategia para introducirse en la industria petrolera a partir de las oportunidades generadas por la explotación de hidrocarburos no convencionales. «Tomamos la decisión de crear SIAM Servicios Petroleros hace seis años, teniendo en cuenta la demanda futura proyectada», explicó Gessler.
La empresa detectó un cuello de botella en los cronogramas de perforación y puesta en operación de pozos. «En donde tenemos la oportunidad de entrar y llevar soluciones al cliente es en la construcción de instalaciones tempranas de producción», añadió. También están generando soluciones para la instalación de unidades de recuperación terciaria y en tratamiento de agua para la reutilización del agua del flowback.
Federico Gayoso de Transeparation, Francisco Di Raimondo de Moto Mecánica Argentina y Leandro Tercic de Valmec participaron en el primer panel sobre Desafío Pymes, con la moderación de Nicolás Gandini.
El trabajo conjunto entre las operadoras de petróleo y gas y la cadena de valor local será clave para preservar y potenciar la competitividad de los proveedores locales frente a la apertura de las importaciones, según lo expresado por representantes de empresas asociadas al Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) que participaron en el Supplier Day de EconoJournal.
En el primero de dos paneles dedicados al desafío que enfrentan las Pymes para escalar su capacidad de contratación en los grandes proyectos energéticos, representantes de Transeparation, Valmec y Moto Mecánica Argentina explicaron cómo respondieron a las necesidades de las operadoras para desarrollar Vaca Muerta y qué se necesita para acompañarlas en el salto exportador.
Qué riesgos marcan las pymes proveedoras del oil&gas sobre las importaciones
La clave central expresada por los representantes de empresas del GAPP presentes en el primer panel está en el trabajo articulado con las operadoras, tanto para desarrollar las soluciones que necesitan como para preservar y potenciar la competitividad de la cadena de valor local, actualmente presionada por la apertura de las importaciones.
El director General de Valmec, Leandro Tercic, alertó que la apertura importadora en última instancia impactará en la capacidad de las empresas proveedoras de oil&gas de innovar y brindar soluciones a las operadoras. «El escenario no fue el mejor en los últimos dos años, hubo una apertura indiscriminada y un tipo de cambio que se estableció«, apuntó Tercic.
“Pedimos a las operadoras quetengan una mirada estratégica, porque si no cuentan con la pata local, hay un tema de trazabilidad, tecnología y seguridad en los productos que son difíciles de detectar y que hace a la confianza en los productos”, sintetizó.
En una línea similar, el CEO de Transeparation, Federico Gayoso, destacó que proyectos como la exportación de GNL abren oportunidades para que la cadena de valor local gane en competitividad si la hacen participe en los mismos. “La ganancia es para toda la cadena, si la descuidamos en pos de importar de otros mercados el día que necesitemos esa cadena probablemente ya no esté”, advirtió.
Gayoso también destacó que desde el GAPP llevan años impulsando la agenda exportadora. Su empresa en particular construye instalaciones de procesamiento con tecnología argentina en la formación Permian en los Estados Unidos.
“Tenemos que exportar valor industrial e ingeniería argentinas. Tenemos el contexto que genera la demanda para eso, aprovechemoslo para que el RIGI ayude a financiar ese trabajo argentino”, sintetizó.
Por su lado, el CEO de Moto Mecánica Argentina, Francisco Di Raimondo, señaló que las Pymes tienen la obligación de innovar y que las operadoras constituyen una plataforma habilitante para lograrlo.
“Como proveedores tenemos que empezar a pensar los problemas de forma distinta. Las operadoras tienen el rol de asociarnos, pero son una plataforma para que nosotros desarrollemos las soluciones”, expresó Di Raimondo.
El exfuncionario estadounidense advierte que una concesión de Washington a Irán podría transformar definitivamente el equilibrio de poder en Medio Oriente y alterar el precio internacional del petróleo. Para la Argentina, el desenlace impactará sobre la inflación, los costos productivos, la competitividad de Vaca Muerta y la posibilidad de recuperar inversión extranjera en un contexto regional cada vez más competitivo.
Elliott Abrams, Ex Subsecretario de Estado para Asuntos del Hemisferio Occidental de los presidentes Ronald Reagan y George W. Bush, sostiene en una nota del Council of Foreigns Relations, que el equilibrio de poder en Medio Oriente atraviesa una transformación profunda desde el ataque de Hamás del 7 de octubre de 2023.
Según el exfuncionario estadounidense, Israel logró debilitar significativamente el denominado “anillo de fuego” construido durante años por Irán alrededor de su territorio: Hamás perdió capacidad operativa en Gaza, Hezbolá quedó debilitado en Líbano, cayó el régimen de Bashar al-Assad en Siria y el gobierno iraquí comenzó a disputar el poder de las milicias chiíes respaldadas por Teherán. A esta pérdida de influencia regional se suma, según Abrams, una creciente fragilidad interna del régimen iraní.
En ese contexto, Estados Unidos enfrenta una decisión estratégica: aprovechar la debilidad iraní para aumentar la presión sobre Teherán o buscar rápidamente un acuerdo que permita reducir la confrontación. Abrams cuestiona la estrategia de Donald Trump porque considera que su manifiesto interés por alcanzar un entendimiento —en particular para normalizar el tránsito y las exportaciones de petróleo y provocar una caída de los precios internacionales— reduce el poder negociador de Washington.
Del dicho al hecho
Para Abrams, permitir que Irán consolide allí una posición dominante tendría consecuencias que exceden ampliamente la cuestión energética. Teherán podría fortalecer financieramente al régimen, aumentar su influencia sobre los productores petroleros del Golfo y poner en duda la capacidad de Estados Unidos para garantizar la seguridad de aliados como Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Baréin.
El resultado podría acelerar un realineamiento de las alianzas regionales y la búsqueda de nuevos socios estratégicos por parte de las monarquías del Golfo. El ex funcionario de la Casa Blanca, dirige su crítica más dura contra la ambigüedad de la administración Trump, que alterna amenazas militares con períodos de inacción y señales favorables a una negociación. Para Abrams, esa falta de una línea clara está erosionando una posición de fortaleza construida mediante la presión económica y militar sobre Irán, al tiempo que incentiva a Teherán a endurecer sus condiciones.
Una eventual aceptación estadounidense del predominio iraní sobre Ormuz sería interpretada no sólo como una victoria de Irán, sino como un retroceso estratégico de Washington con repercusiones sobre la credibilidad de sus compromisos también en Europa y Asia.
Más allá de la dimensión geopolítica, el desenlace de esta disputa tiene una consecuencia económica inmediata: Ormuz es uno de los principales puntos de tránsito de petróleo y gas del mundo, por lo que cualquier cambio en las expectativas sobre su seguridad puede trasladarse rápidamente al precio internacional de la energía, la inflación, las tasas de interés y el apetito global por riesgo.
Esa cadena de transmisión abre un interrogante especialmente relevante para la Argentina: cómo un escenario de mayor tensión, un acuerdo entre Washington y Teherán o una eventual normalización de los flujos petroleros podría impactar sobre el petróleo, el dólar, los bonos soberanos, las acciones argentinas, Vaca Muerta y las perspectivas macroeconómicas locales.
¿Y por casa?
En relación con el escenario que plantea Abrams —en particular, la posibilidad de precios internacionales del petróleo más bajos si se normaliza la situación con Irán y el estrecho de Ormuz—, el mensaje de Horacio Marín es bastante directo: Vaca Muerta debe ser competitiva incluso con petróleo barato.
No obstante, una suba internacional del precio de los hidrocarburos mejora, en principio, las condiciones para los productores argentinos, en particular para las compañías con creciente exposición a las exportaciones de Vaca Muerta con mayores ingresos y mejores márgenes, proyecta nuevos desarrollos y puede acelerar decisiones de inversión.
Además, el efecto se extiende al ingreso de divisas, la balanza comercial energética y las regalías de las provincias productoras.
Sin embargo, el impacto sobre el conjunto de la economía sería negativo: el encarecimiento del crudo presiona sobre los precios internos de los combustibles y, a través de los costos de transporte, logística y producción, puede trasladarse a la inflación y afectar la competitividad de actividades que utilizan intensivamente energía.
El resultado combina así una mejora de los ingresos del sector exportador y de las cuentas externas con mayores costos para empresas y consumidores, un factor que puede recortar parte del beneficio macroeconómico generado por el aumento de las exportaciones energéticas.
Siempre los costos
Marín sostiene que el crecimiento de la producción por sí solo no alcanza. Para que Vaca Muerta pueda mantener su expansión y competir internacionalmente, YPF y toda su cadena de proveedores tienen que reducir costos mediante productividad, reorganizando contratos e incentivos, incorporando tecnología y tomando como referencia a los productores de shale de Estados Unidos. “Hay que trabajar en productividad para no sufrir los precios bajos del petróleo”, dijo.
Esto resulta particularmente relevante frente al escenario descrito por Abrams. Si Estados Unidos alcanzara un acuerdo con Irán que permitiera normalizar el tránsito por Ormuz y aumentar la oferta iraní de crudo, una consecuencia probable sería una presión bajista sobre el precio internacional del petróleo. Para la Argentina, y especialmente para Vaca Muerta, un barril más barato reduce los márgenes de exportación y vuelve mucho más decisivo el costo de producción.
Marín plantea, justamente, que la respuesta debe ser estructural: Vaca Muerta tiene que poder competir por productividad y no depender de altos precios internacionales.
Para eso propone trasladar a perforación y servicios el modelo de eficiencia que YPF ya aplicó en otras áreas, compartir con los proveedores los ahorros obtenidos mediante mejoras de productividad y modificar contratos que actualmente pueden terminar premiando la ineficiencia.
Hay además una dimensión de escala. Marín proyecta un fuerte aumento de producción e infraestructura —VMOS, más equipos de perforación y los proyectos de LNG— y menciona una perspectiva de US$ 55.000 millones de exportaciones para 2031, bajo el supuesto de un petróleo de US$ 70 por barril y gas a US$ 6,50 FOB. Por lo tanto, la evolución del precio internacional deja de ser una variable exclusivamente sectorial: pasa a tener incidencia potencial sobre inversiones, exportaciones y generación de divisas.
Aguas abajo
El conflicto en el Estrecho, incidió en los resultados de Tenaris durante el segundo trimestre. La compañía postergó envíos por 130 millones de dólares con destino a Irak, Kuwait y Catar como consecuencia del cierre del estrecho de Ormuz, que impidió el tránsito de los buques hacia el norte del Golfo. En contraste, los despachos hacia Arabia Saudí y Emiratos Árabes Unidos se sostuvieron, pues Aramco y ADNOC mantuvieron sus operaciones de perforación. Las ventas totales alcanzaron 3.000 millones, un 4% por debajo de la cifra registrada en el mismo período de 2025.
El escenario obligó a la empresa a modificar sus previsiones. La reapertura de Ormuz, que hasta entonces formaba parte del escenario base, pasó a considerarse un elemento de mejora, ya que existen pedidos producidos que aguardan su salida. La cartera de materiales para esa región aumentó de US$100 a US$130 millones. Tenaris prevé que el tercer trimestre será el período más afectado, aunque estima que los ingresos y el EBITDA del segundo semestre se mantendrán en línea con la primera mitad, con una recuperación hacia el último tramo del año.
La interrupción del tránsito elevó el precio del petróleo y generó incentivos para aumentar la perforación en otras regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina muestran una demanda mayor de tubos. En Vaca Muerta operan 42 equipos, nueve más que en enero. La empresa amplía turnos en sus plantas de Koppel y Ambridge, y ejecuta un programa de US$ 230 millones en Sault Ste. Marie. El sector offshore también experimenta una reactivación; Tenaris sumó trabajos para Cronos, GranMorgu y Sakarya, y proyecta que el impacto en ventas se refleje desde el cuarto trimestre de 2026 y continúe durante 2027.
¿Y el Rigi?
La agenda local incorporó otra variable vinculada con la capacidad de la Argentina para atraer inversiones hacia sus recursos energéticos y mineros. El Senado buscará esta semana avanzar con el dictamen del denominado Súper RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias, con la expectativa oficial de alcanzar su sanción antes de finalizar agosto.
El proyecto apunta a crear un marco de adhesión para inversiones superiores a los US$ 1.000 millones en actividades que actualmente no cuentan con un vehículo específico dentro del régimen vigente. La discusión cobra dimensión por la cartera de proyectos bajo evaluación, estimada en US$ 101.241 millones, y por su posible aplicación a desarrollos industriales asociados con la energía y la minería, entre ellos el procesamiento de minerales y otras actividades destinadas a ampliar la capacidad exportadora.
Mientras la evolución del conflicto entre Estados Unidos e Irán modifica las condiciones del mercado mundial de energía, el debate del Súper RIGI en el Senado introduce una variable interna: qué condiciones ofrece la Argentina para que los proyectos de largo plazo puedan ejecutarse aun cuando cambien el precio del petróleo, el costo del financiamiento y el contexto internacional.
Si el Senado emite dictamen y el proyecto llega al recinto durante la segunda mitad de agosto, su posterior reglamentación podría abrir una nueva etapa para proyectos que requieren compromisos de capital de largo plazo.
El debate adquiere además otra dimensión frente al comportamiento reciente de la inversión extranjera directa. Pese a la puesta en marcha del RIGI, la Argentina quedó en 2025 fuera del grupo de principales receptores de capital extranjero de América Latina y registró una caída respecto de 2024.
Según el informe más reciente de la CEPAL, América Latina y el Caribe recibieron US$ 194.233 millones de inversión extranjera directa en 2025, un 1,7% más que en 2024. Brasil recibió US$ 77.676 millones y México, US$ 43.221 millones. Siguieron Chile, Perú, Colombia, Guyana, Costa Rica y República Dominicana. La Argentina quedó fuera de ese grupo de principales receptores.
La comparación con 2024 permite dimensionar el retroceso. Ese año, la Argentina había recibido US$ 11.644 millones, equivalentes aproximadamente al 6% de toda la inversión extranjera directa de la región, por lo que se encontraba lejos de ocupar los últimos lugares entre los receptores de capital.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha revisado a la baja sus proyecciones sobre la oferta mundial de petróleo para el resto de 2026, debido a la reanudación de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán en julio, que ha provocado el bloqueo del estrecho de Ormuz, una vía clave para el transporte de crudo.
En su informe mensual publicado el miércoles, la AIE también disminuyó sus expectativas de demanda de petróleo y productos derivados para este año, señalando que los nuevos cierres del estrecho y el aumento en los precios del barril están impactando negativamente en los consumidores.
La crisis en Oriente Medio ha provocado una caída de 69 millones de barriles en las reservas mundiales durante julio, que quedaron en menos de 7.900 millones, cifra no vista desde abril de 2025. Por ello, la agencia enfatiza la necesidad urgente de reabrir esta ruta estratégica lo antes posible.
Durante julio, la producción de petróleo en los países del Golfo Pérsico creció en 2,5 millones de barriles diarios, alcanzando 23,9 millones, tras un acuerdo de alto el fuego entre Washington y Teherán. Sin embargo, esta cifra sigue siendo 8,3 millones inferior a los niveles previos al conflicto.
Los ataques recientes han paralizado nuevamente el tránsito por el estrecho de Ormuz, reduciendo las exportaciones regionales en 2,1 millones de barriles diarios en julio, de un promedio inicial de 20 millones a cerca de 12 millones al cierre del mes.
Los analistas de la AIE han recortado en 1,7 millones de barriles diarios su estimación de oferta mundial para el tercer trimestre respecto al mes anterior, proyectando un promedio de 102 millones diarios en 2026, lo que representa 4,3 millones menos que en 2025. Este déficit se explica porque el aumento de bombeo en América, estimado en 1,4 millones diarios, no compensa las pérdidas en Oriente Medio y Rusia.
El balance entre oferta y demanda apunta a un déficit de 1,8 millones de barriles diarios en el tercer trimestre, más del doble de lo previsto en julio, en un contexto donde las reservas globales disminuyen a un ritmo de 2,2 millones diarios en julio.
La AIE confía en que la situación comenzará a normalizarse hacia finales de 2026, anticipando un aumento de la oferta de 8,3 millones de barriles diarios en 2027, para alcanzar 110,3 millones diarios. Sin embargo, advierte que los riesgos permanecen “sustanciales” y recalca la urgencia de reabrir el estrecho de Ormuz.
Respecto a la demanda, la agencia ha reducido sus previsiones en 550.000 barriles diarios debido a la presión que ejercen los precios elevados sobre el consumo. El uso de petróleo cayó 4,9 millones de barriles diarios en el segundo trimestre y se estima una contracción de 2,8 millones en el tercero, con una leve recuperación proyectada para los últimos tres meses del año y un crecimiento esperado de 2,4 millones diarios para 2027.
TGN (Transportadora de Gas del Norte SA) designó a Mariana Jourdan como jefa de Relaciones Comunitarias y Sostenibilidad. Jourdan es licenciada en Ciencia Política por la Universidad de Buenos Aires y cuenta con más de 15 años de trayectoria en sustentabilidad corporativa, gestión de programas de impacto social y relacionamiento con grupos de interés de los sectores público, privado y social.
A lo largo de su trayectoria profesional, se desempeñó en Toyota Argentina en distintas posiciones vinculadas a Sustentabilidad y Comunicación ESG, desde las cuales lideró iniciativas de inversión social, relacionamiento institucional, comunicación de sostenibilidad y elaboración de reportes conforme a estándares internacionales.
También se desempeñó como consultora y líder de proyectos vinculados con empleabilidad, impacto social y articulación con organizaciones y empresas. Complementa su formación con estudios de posgrado en gestión de organizaciones sin fines de lucro y políticas públicas.
Con esta incorporación, TGN fortalece su capacidad de relacionamiento con las comunidades y su agenda de sostenibilidad, en línea con el compromiso de la compañía de generar vínculos de largo plazo con sus grupos de interés.
El Gobierno formalizó el llamado a licitación pública nacional e internacional para la concesión de la obra de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica, denominada AMBA I.
El proceso licitatorio, que había sido anunciado el martes en conferencia de prensa por el vocero presidencial, Adrián Ravier, se confirmó mediante la Resolución 202/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
La medida se enmarca en la emergencia energética, con el objetivo de “cubrir las necesidades de inversión y para garantizar la prestación continúa de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica, en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.
La ejecución de “AMBA I” es considerada un proyecto de “carácter prioritario” que permitirá mejorar de manera significativa las condiciones de abastecimiento de la demanda del Gran Buenos Aires (GBA) y se llevará a cabo bajo el régimen de Concesión de Obra Pública regulado por la Ley 17.520.
La normativa dispone que el adjudicatario estará habilitado para solicitar la incorporación del proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), accediendo a los incentivos, estabilidad y seguridad jurídica previstos para los Vehículos de Proyecto Único (VPU).
Por otro lado, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) analiza una operación de garantía para respaldar el contrato de concesión resultante. Dicha cobertura, sujeta a aprobaciones internas, podría extenderse por hasta 25 años y cubriría hasta seis meses de la remuneración del concesionario.
Asimismo, se autorizó el uso de fondos acumulados en la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para realizar aportes financieros al concesionario, luego de que CAMMESA confirmara la disponibilidad de recursos en marzo de este año.
El proceso licitatorio se centralizará a través de la plataforma oficial CONTRAT.AR. Las consultas de pliegos podrán realizarse a través de la plataforma electrónica hasta 30 días antes de la apertura de ofertas.
El plazo límite para presentación de ofertas es de 120 días corridos contados a partir de la publicación de la resolución en el Boletín Oficial, fijándose el límite a las 11:00 horas. Mientras que la apertura de sobres se llevará a cabo el mismo día de la entrega de ofertas a las 12:00 horas.
La evaluación de las propuestas estará a cargo de una Comisión Evaluadora creada para el procedimiento, integrada por Pedro Cattaneo, Favio Ramírez y Claudia Contarino como miembros titulares.
El Gobierno de Javier Milei anunció el lanzamiento de un plan de obras en el sistema eléctrico, financiado por empresas privadas, cuyo objetivo central es resolver uno de los problemas que más aquejan a los usuarios: los cortes de luz. Y si bien el proyecto contempla 16 obras de infraestructura, el primero será en el Área Metropolitana.
Según anunció el vocero Adrián Ravier, el llamado a licitación inicial será el de Gran Buenos Aires, una obra de infraestructura energética estimada en US$800 millones que será financiada por el sector privado y que apunta a reforzar el sistema de transporte eléctrico en momento de crisis. Se estima que se concretará en el primer semestre de 2027.
En concreto, el proyecto contempla la construcción de una nueva línea de 500 kV, con una extensión aproximada de 270 kilómetros, y la edificación de una nueva estación transformadora en Plomer, provincia de Buenos Aires.
La obra busca atender uno de los puntos más sensibles del sistema eléctrico argentino, ya que el AMBA concentra cerca del 40% de la demanda nacional de energía. “Resolver primero la situación del AMBA es la condición necesaria para expandir la red”, dijo Ravier en conferencia de prensa.
AMBA I: la primera obra de un plan nacional
AMBA I será la primera obra licitada dentro de un programa más amplio de ampliación del transporte eléctrico. El plan completo contempla 16 proyectos, de los cuales 12 corresponden a provincias del interior.
“Por primera vez en 20 años, el sector privado va a realizar una gran obra de infraestructura energética en el AMBA para ampliar las redes de transporte eléctrico y abastecimiento de energía y de esta manera dar el primer paso para dar con el comienzo que va a solucionar de fondo el problema de los cortes de luz”, informó el vocero.
Una vez que todas las obras estén terminadas, el sistema incorporará más de 5.600 kilómetros de nuevas líneas de transporte eléctrico. Esa expansión representaría un aumento del 38% respecto de la extensión actual de la red.
El objetivo es mejorar la capacidad de transporte, reducir restricciones, ampliar la seguridad del abastecimiento y permitir que la infraestructura eléctrica acompañe el crecimiento de la demanda y de la generación.
El foco inicial en el AMBA responde al peso de esa región dentro del consumo nacional. Al concentrar cuatro de cada diez puntos de demanda eléctrica del país, cualquier restricción en el transporte hacia esa zona tiene impacto sobre la confiabilidad del sistema.
Luego seguirán más obras en provincia de Buenos Aires, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Tierra del Fuego, Tucumán, San Juan, La Rioja, Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Salta, Jujuy, y Formosa.
Finalmente, el Gobierno remarcó que la obra será financiada completamente con capital privado. Sin embargo, CAMMESA realizará un aporte inicial de unos u$s100 millones para que la empresa que resulte ganadora de la licitación pueda comenzar los trabajos desde el primer año.
Neuquén estimó una deuda de infraestructura de 4.000 millones de dólares.
El gobierno de Neuquén continuará frenando el ingreso de las regalías hidrocarburíferas a su fondo anticíclico, en un contexto de creciente demanda de infraestructura asociada a la expansión de Vaca Muerta. La Provincia creó esta herramienta fiscal de ahorro en 2020, pero con el inicio de la gestión de Rolando Figueroa se optó por priorizar el pago de amortizaciones de deuda y volcar una porción a la obra pública, en lugar de seguir acumulando reservas con déficit social.
¿Cómo funciona esta herramienta fiscal inédita en el país? El Fondo Anticíclico de Estabilización y Desarrollo del Neuquén (Feden) fue una propuesta del entonces oficialista Movimiento Popular Neuquino, pero contó con apoyo de buena parte de los bloques opositores para su aprobación, tras varios meses de debate y exposición de expertos que analizaron experiencias como las de Chile y Noruega.
La ley 3269 que se sancionó por mayoría en noviembre del 2020 estableció para este fondo un goteo mensual proveniente del 50% de las regalías de exportación de petróleo y gas.
Además, fijó la conformación de dos subfondos: uno Anticíclico, destinado a ahorrar para amortiguar caídas en los ingresos corrientes y asistir a la Provincia en situaciones de desastres y emergencias sanitarias; y otro de Desarrollo, orientado a financiar obras y proyectos para diversificar la matriz productiva de Neuquén.
La ingeniería de la ley previó que, primero, debía topearse el subfondo anticíclico para, recién después, comenzar a ingresar dinero en la segunda cuenta.
En junio de 2023, con Rolando Figueroa electo gobernador, la Legislatura aprobó una modificación con vigencia hasta diciembre de 2027 que habilitó al Poder Ejecutivo a interrumpir el goteo y utilizar el dinero de las regalías de exportación en el pago de amortización de deuda pública y en asistir el déficit de la caja jubilatoria de los estatales provinciales.
Alcanzado el equilibrio del sistema previsional, Figueroa introdujo más tarde una segunda modificación: habilitó, a través del Presupuesto, a destinar un 70% del dinero en el plan de infraestructura.
Ahorrar o hacer
El último informe trimestral publicado por Fiduciaria Neuquina SA, a cargo la administración del fondo anticíclico, informó que los recursos que se dejaron de recibir entre abril y junio de este año alcanzaron los 116.452 millones de pesos.
El monto corresponde a la mitad de las regalías que recibió la Provincia por la exportación de petróleo y gas en el período.
Si se suma a las cifras informadas desde que se sancionó la modificación de la ley, el total de recursos que dejó de recaudar el fondo entre el último trimestre del 2023 y el segundo del 2026 alcanza los 684.000 millones de pesos.
Eso significaría que, en lugar de tener ahorros por 48 millones de dólares, Neuquén podría contar con el equivalente a casi 500 millones, diez veces más que el acumulado actual. Pero bajo un interrogante: ¿con qué sentido?
«¿Cómo vas a ahorrar a menor tasa de lo que genera tu deuda?», se planteó en el gobierno de Figueroa cuando a nivel nacional se comenzó a alentar el debate para la creación de «fondos soberanos» de parte de las provincias que están recibiendo inversiones en hidrocarburos y minería.
La pregunta intentó ilustrar una contradicción de la administración de Omar Gutiérrez que recurrió a la emisión de deuda a tasas altas para financiar gastos corrientes, con escasa inversión en obra pública, mientras alentó la creación de un fondo de ahorro que, según establece la ley, debe invertir solamente en instrumentos de «bajo o moderado riesgo».
Según el informe de Fiduciaria Neuquina, el portafolio del fondo anticíclico está integrado por inversiones locales que representaron un 0,1% (LECER con vencimiento al 31 de julio); y el resto son externas con un 59% que corresponden a bonos del Tesoro de Estados Unidos, un 32,7% a Fondos Corporativos Investment Grade, un 4% a una nota estructurada con capital protegido sobre oro y un 4,3% a fondos de renta fija Investment Grade Multimoneda.
«Un legado para nuestros hijos»
La Legislatura de Neuquén sancionó el fondo anticíclico a fines de 2020.
«Hoy estamos votando el resguardo de nuestros recursos con la mirada puesta en un legado para nuestros hijos e hijas», fue uno de los argumentos que llevó el MPN a la sesión en la que se aprobó el fondo anticíclico, en 2020.
El contexto era de una abrupta caída de recursos en Neuquén por efecto de la pandemia del covid-19 y se celebró en el recinto que la sanción mostraba a «un sector de la política que está aprendiendo de lo que nos ha ocurrido, de esta pandemia».
«Si algo tan tremendo como lo que nos ha ocurrido a todo el mundo y a Neuquén en particular no nos permite reflexionar con que hay que ahorrar, con que hay que tener respaldo de no dilapidarse las joyas que nos han dejado quienes fundaron esta provincia, no habremos aprendido nada», se alentó.
La ley solo contó con los votos negativos de kirchnerismo y la izquierda, quienes plantearon, entre otras críticas, que no se podía priorizar un ahorro de dinero frente a las necesidades actuales de la población de Neuquén.
«¿Cómo le explicamos a los neuquinos y a las neuquinas que no tienen vivienda, que han perdido su trabajo, muchos de ellos que trabajaban en la industria petrolera, que va a haber un ahorro de parte de la provincia en base a un deterioro social muy importante?», se cuestionó desde el FIT.
Deuda de infraestructura y deuda «moral»
La gestión de Rolando Figueroa cuantificó la deuda de infraestructura atrasada de la provincia, principalmente en rutas, en unos 4.000 millones de dólares cuando asumió en diciembre de 2023.
La calificó también una «deuda moral» porque, mientras Neuquén se consolidaba como exportadora de hidrocarburos, en varios sectores del territorio persistían familias sin acceso al gas.
Durante la apertura de sesiones de marzo, el mandatario dijo en la Legislatura que el año que viene ese número ya se habrá reducido a 1.450 millones de dólares. «Para el año 2028, la provincia va a tener 500 millones de deuda de infraestructura y, ya en el 2029, va a quedar cancelada», prometió.
Afirmó que, para entonces, «sin deuda de infraestructura y ya generando todo el desarrollo que visualizamos sin considerar aún el GNL, vamos a tener superávit». Y que, para el 2030, con todos los proyectos exportadores en marcha, Neuquén «va a tener tal superávit que podremos optar entre alimentar el fondo anticíclico, si conviene, o bien decir ‘con este fondo cancelamos las deudas de la provincia y partimos de cero’».
El Presupuesto destina este año alrededor de 1,1 billón de pesos para inversión en obra pública de un total de 7,4 billones que prevé gastar la provincia. A eso se suman esquemas de financiamiento compartido con el sector privado como los acuerdos para asfaltar rutas en Vaca Muerta que promovió el gobierno con las principales operadoras del sector.
Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, anunció una inversión superior a los USD 6 millones destinada a la finalización de las obras pendientes sobre la Planta Compresora Las Armas, infraestructura clave para el sistema de distribución de gas natural que abastece a 40 localidades bonaerenses de la zona atlántica.
La Planta Compresora Las Armas está compuesta por dos equipos motocompresores, con una potencia de 2.400 HP. La puesta en funcionamiento de esta planta permitirá incrementar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, optimizando la capacidad de transporte del sistema y generando las condiciones necesarias para acompañar el crecimiento residencial, comercial e industrial de una amplia región bonaerense.
“Es oportuno recordar que la repotenciación de este sistema de transporte y distribución de gas natural contempló, además del desarrollo de esta Planta Compresora, la ejecución de un refuerzo en el “Gasoducto de la Costa”; un refuerzo sobre el ramal de alimentación a la localidad de Balcarce y la interconexión de las Estaciones Reguladoras de Presión “La Invernada” y “El Tejado”, que alimentan a Mar del Plata; obras que fueron concluidas oportunamente y que para su funcionamiento pleno requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas”, explicaron desde la compañía.
Las obras se iniciarán en el corto plazo y estarán culminadas antes del invierno de 2027. Según indicó, a partir de la decisión de finalizar la obra, Camuzzi comenzó a avanzar en las instancias técnicas y económicas necesarias para concretar los trabajos pendientes. En ese marco, se realizaron inspecciones en la planta con el objetivo de evaluar su estado actual.
A comienzos de julio del año pasado, la situación del gas llegó al límite en Mar del Plata cuando las restricciones no solo alcanzaron a las estaciones de GNC o al sector industrial, sino además a los hogares de miles de usuarios residenciales, lo que obligó a suspender las clases y a cerrar shoppings y restaurantes para priorizar el abastecimiento en geriátricos y hospitales.
La petrolera estatal YPF le vendió a Edenor su participación accionaria en la distribuidora Metrogas por US$780 millones. La operación también incluye a Metroenergía.
YPF confirmó el resultado del proceso de venta del 70% del capital accionario de la compañía. Edenor, la firma controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, ya tenía una participación del 9,23% en la principal distribuidora de gas de la Argentina, a través de su vehículo de inversión Integra Gas Distribution.
La operación se enmarcó en la estrategia de la petrolera de optimizar su portafolio y concentrar las inversiones en Vaca Muerta.
El proceso de venta fue aprobado este lunes por el directorio de YPF, que evaluó las propuestas de cinco oferentes. Citigroup actuó como asesor financiero de la petrolera durante la etapa de auditoría sobre los estados contables y los activos de la compañía.
Los otros cuatro interesados habían sido Central Puerto -principal generadora eléctrica del país- en sociedad con Ecogas; MSU, del empresario Manuel Santos Uribelarrea, con actividad en generación eléctrica y en agronegocios; Grupo Pierri, del empresario y exdiputado peronista Alberto Pierri, dueño de Telecentro; y Litoral Gas, distribuidora del centro y norte de la provincia de Buenos Aires, cuyo capital comparten Grupo Sofía y Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.
“YPF informa que, en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos, aceptó la oferta presentada por Edenor para la compra de su participación accionaria en Metrogaspor un monto de US$780 millones”, señaló la petrolera en un comunicado.
“El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en dicha oferta, entre las que se incluyen la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y de las garantías de cumplimiento previstas”, agregó.
Actualmente, Metrogas abastece a 2,5 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano. Concentra casi el 30% del mercado de distribución de gas del país.
“La pregunta no es si una pyme va a incorporar o no esta tecnología, sino por dónde empieza”, señaló Abrigo.
La incorporación de inteligencia artificial (IA) dejó de ser una discusión reservada para las grandes compañías y empieza a convertirse en un factor de competitividad para las pequeñas y medianas empresas que integran la cadena de valor de Vaca Muerta. Para Walter Abrigo, director general de Santex -compañía dedicada al desarrollo de software y al change management para la implementación de inteligencia artificial en procesos productivos-, el desafío para las pymes ya no pasa por decidir si adoptar estas herramientas, sino por identificar en qué procesos comenzar a utilizarlas.
Abrigo explicó que la expansión de Vaca Muerta hoy incrementa la presión a los proveedores para reducir precios y mejorar la productividad. “Con inteligencia artificial las productividades en nuestra industria crecen entre tres y siete veces”, sostuvo Abrigo durante el panel “Aplicación de soluciones IA en Oil & Gas”, que formó parte del Supplier Day de EconoJournal.
Para el especialista, “la pregunta no es si una pyme va a incorporar o no esta tecnología, sino por dónde empieza”. Y advirtió sobre el riesgo de postergar su incorporación: “Todos tenemos muchos procesos manuales, poca trazabilidad y demasiadas decisiones que dependen de una sola persona. Si yo no uso IA en los procesos de desarrollo, mi cliente me saca por otro proveedor. Otra pyme competidora me habrá superado”.
«Si yo no uso IA en los procesos de desarrollo, mi cliente me saca por otro proveedor», señaló Abrigo. Foto: Dan Damelio.
Automatizar procesos con IA: facturación y logística
Uno de los principales campos de aplicación señalados por Abrigo está en los procesos administrativos. Como ejemplo mencionó la gestión de pedidos y facturación de uno de sus clientes, la cual solía gestionarse mediante distintos canales desconectados entre sí.
La implementación de agentes de inteligencia artificial permitió integrar estos sistemas, automatizar una parte significativa del proceso y tomar decisiones con información. “Ocho de cada diez problemas [un agente] lo pudo resolver solo, con ciertas lógicas y aprendizajes. Esto una pyme lo puede hacer sin comprar determinados sistemas y los periodos de recupero son menores a un año. Antes el despliegue de CRM era para las grandes corporaciones; hoy inversiones pequeñas con periodos de recupero corto permiten desplegar esto en las pymes”, explicó.
Abrigo aseguró que la automatización con agentes puede reducir hasta un 80% el costo asociado al proceso de facturación. También señaló posibilidades de aplicación en logística y transporte, donde afirmó que el uso de estas herramientas puede generar reducciones de hasta un 50% en costos de mantenimiento.
En este último segmento, la IA puede utilizarse para analizar la ubicación y el funcionamiento de los camiones, buscar choferes, anticipar necesidades de mantenimiento, mejorar la trazabilidad de los productos transportados e incluso evaluar variables como la huella de carbono de diferentes recorridos.
El desafío de dar el primer paso
Abrigo destacó que “hoy por hoy [la IA] es la herramienta que va a permitir escalar sin que los costos fijos crezcan en la misma proporción”. También esta tecnología, según el especialista, permite integrar la información y mejorar su disponibilidad para detectar costos que podrían pasar inadvertidos (por ejemplo, una factura por una diferencia de 15.000 pesos), pero que en mercados con mucha competencia como el de Oil & Gas, se les debe prestar atención.
La incorporación de estas herramientas, sin embargo, demanda una transformación interna. Para el ejecutivo, este es un proceso que requiere de “un cambio de mindset” y un departamento especializado de “change management”.
El punto de partida, según el especialista, debe ser aquel proceso que más dificultades le genera a la empresa: “Hay que arrancar por donde vemos más problemas, lo que más nos hace renegar. Por ejemplo, si una orden de compra se sale del proceso y hasta encontrarla tenés un costo financiero porque se atrasan los pagos, es importante primero tener conciencia de que ahí está el problema”, sostuvo Abrigo.
Tenaris incorporó su tercer set de fractura que cuenta con 28 bombas que aportan un total de 70.000 HHP y marca el debut en la Argentina de la tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV.
La multinacional argentina Tenaris, que fabrica tubos de acero y ofrece servicios para la industria petrolera, inició las operaciones de su tercer set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, en el yacimiento Los Toldos II Este de Tecpetrol, donde brindará servicios durante los próximos 18 meses. La incorporación implicó una inversión de US$ 110 millones y formó parte de la estrategia iniciada en 2020 para fortalecer la unidad de servicios petroleros de la compañía.
El nuevo set cuenta con 28 bombas que aportan un total de 70.000 HHP y marca el debut en la Argentina de la tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV. Este sistema permite sustituir más del 80% del consumo de diésel por el propio gas producido en el área, lo que reduce las emisiones directas de dióxido de carbono y optimiza los costos operativos en el yacimiento.
En el desarrollo del equipo intervinieron proveedores de la cadena de valor local: la fabricación de las bombas estuvo a cargo de QM Equipment, PyME marplatense integrante del programa ProPymes del Grupo Techintque trabajó en ingeniería conjunta y en tiempo récord para la concreción del proyecto, informó este martes la compañía.
A la par de este despliegue técnico, la empresa inauguró recientemente una base operativa en la localidad de Vista Alegre, tras una inversión de US$ 20 millones. La infraestructura, ubicada estratégicamente cerca de los principales corredores viales hacia las áreas más activas de la cuenca, centraliza la logística y las áreas administrativas involucradas en los servicios de campo.
“Desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020, invertimos más de US$ 240 millones en el desarrollo de nuestra unidad de negocios de servicios petroleros. Hoy Tenaris se posicionó como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 8.700 etapas de fractura realizadas” destacó Andrea Previtali, Presidente de Tenaris para Cono Sur.
Con un concepto de integración vertical, Tenaris anticipa para 2027 un nuevo servicio va a permitir perforar la primer sección del pozo y poner en valor su producto clave que es el tubo para oil and gas.
El anuncio coincidió con la participación de la compañía en el encuentro Supplier Day organizado por EconoJournal, donde Francisco Liberatore, director Senior de Tenaris Oil & Gas Services, analizó el salto de escala de la cuenca. Durante su exposición, el directivo sostuvo que, tras una primera etapa centrada en comprobar la geología y elevar la eficiencia operacional hasta niveles comparables con los yacimientos de Norteamérica, el desafío actual exige un salto cualitativo.
Un nuevo servicio de Tenaris para perforación en Vaca Muerta
En ese sentido, Liberatore enfatizó la importancia de volcar los más de 70 años de trayectoria metalúrgica de la empresa al segmento de servicios en pozo, combinando cercanía con los clientes, inversión de largo plazo e integración vertical. «Somos la única compañía del mundo que tiene integrado el servicio de coiled tubing, lo que nos da una enorme capacidad evolutiva y nos permite desarrollar subproductos asociados, como químicos para mitigar problemas de corrosión junto con socios locales», remarcó el ejecutivo.
De cara al futuro de las operaciones no convencionales, la compañía anticipó el lanzamiento de una nueva línea de servicios orientada al segmento de perforación para el primer trimestre de 2027. «Vamos a ir a explorar la parte de perforación con un concepto de integración vertical, replicando algunos conceptos de ColdTuning. Diseñamos un equipo ad hoc de alta tecnología, eléctrico y sobrehidráulico, que nos va a permitir perforar la primer sección del pozo, integrado y llave en mano. De alguna manera, acá lo que buscamos es poner en valor el producto clave de Tenaris, que es el tubo para oil and gas«, adelantó.
«El equipo tiene capacidades de trasladarse, un nivel de tecnología hoy desconocido para la Argentina que nos va a permitir una calidad y una eficiencia en el servicio y poder liberar a las operadoras para que los grandes equipos, los high-spec, sean utilizados en la rama de la cañería intermedia, la cañería de producción y, de esa manera, darle más eficiencia al desarrollo de Vaca Muerta en la cuenca», reseñó Liberatore.
YPF presentó un escenario de expansión sin precedentes para la industria energética argentina. Según su presidente y CEO, Horacio Marín, el proyecto Argentina LNG podría generar hasta u$s55.000 millones en exportaciones hacia 2031, bajo determinados supuestos de precios internacionales. El anuncio se realizó el 11 de agosto de 2026 durante el Supplier Day organizado por Econojournal y Trosero, en Buenos Aires.
El ejecutivo destacó que la compañía ya dejó atrás la fase de reordenamiento y entró en una etapa de ejecución a gran escala. “Ahora viene la ejecución”, sintetizó Marín, en un contexto donde YPF acaba de presentar el mejor balance trimestral de su historia, con una ganancia neta de u$s1.205 millones y un EBITDA ajustado récord de u$s2.804 millones.
En Vaca Muerta se concentra el eje de esta estrategia. La producción de shale oil alcanzó en el segundo trimestre los 212.700 barriles diarios, un 47% más interanual, y ya representa el 80% del petróleo producido por YPF. El costo de extracción se ubica en torno a u$s4 por barril equivalente, muy por debajo de los u$s23,6 de los campos convencionales.
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El proyecto Argentina LNG se apoya en infraestructura inédita. YPF ya licitó una planta de separación de gas húmedo y líquidos no estabilizados, cuatro veces más grande que cualquier instalación existente en el país. A esto se suman poliductos, gasoductos y dos barcos de licuefacción, con una inversión estimada de entre u$s20.000 y u$s25.000 millones.
Marín explicó que las primeras estimaciones de exportaciones, cercanas a u$s30.000 millones, quedaron superadas por un diseño más eficiente basado en el procesamiento de wet gas. “Hoy nos da 55”, afirmó, en referencia a la nueva proyección de u$s55.000 millones hacia 2031.
Con precios superiores a los supuestos de cálculo (barril a u$s70 y GNL a u$s6,50 por millón de BTU), el potencial podría ser aún mayor.
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Según Marín, la decisión final de inversión (FID) ya tiene fecha definida, aunque no fue anunciada públicamente. Todo indica que se formalizará en la cumbre Gastech 2026 en Bangkok, entre el 14 y el 17 de septiembre. Allí, YPF buscará consolidar su perfil como actor global en el mercado del gas natural licuado.
El crecimiento proyectado exige también un cambio profundo en la relación con proveedores. Marín planteó que YPF pasará de un esquema de supervisión contractual a otro basado en productividad compartida.
En algunos equipos de perforación, la compañía ya transfiere hasta 40% de los ahorros obtenidos directamente a los contratistas. “Si vos lo hacés más eficiente, ganás más plata”, resumió.
Según el CEO, la escala de inversión prevista para Vaca Muerta supera la de cualquier super major en el mundo. El ejecutivo pidió a la cadena de valor que no vea la expansión como una amenaza, sino como una oportunidad para multiplicar la participación de empresas de servicios y pymes.
Un proyecto de GNL, estimó, podría involucrar a más de 12.000 compañías, muy por encima de experiencias previas en hidrocarburos.
El otro gran componente de la estrategia es el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), clave para evacuar la producción de petróleo. Con un avance cercano al 80% y una participación de YPF del 30%, la primera exportación está prevista para comienzos de 2027.
La capacidad inicial será de 180.000 barriles diarios, con posibilidad de ampliarse hasta 550.000 barriles diarios en la segunda mitad del año.
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YPF complementa su apuesta con una fuerte transformación tecnológica. La compañía redujo los “quiebres” de abastecimiento en estaciones de servicio de 235 diarios a menos de cinco, gracias a cambios en procesos y digitalización. Además, procesa 3.000 millones de datos por día y avanza en proyectos de inteligencia artificial para optimizar compras y logística.
Marín cerró su exposición con un mensaje que excedió a YPF: “Si no tenemos la ayuda de ustedes, no logramos el objetivo país”. En su visión, la oportunidad que atraviesa la industria es histórica y requiere alineación entre operadores, proveedores y el Estado. “Si no nos alineamos entre todos, es un error generacional no poder lograr el objetivo de país”, advirtió.
Con resultados récord y una plataforma financiera sólida, YPF busca convertir la mejora productiva en una expansión de escala inédita. El desafío es transformar a la Argentina en una plataforma energética global, capaz de multiplicar exportaciones de petróleo y GNL, generar divisas y consolidar a Vaca Muerta como motor de desarrollo económico y tecnológico.
Compañía Mega anunció una inversión de US$360 millones destinada a ampliar la capacidad de procesamiento de líquidos asociados al gas natural en Vaca Muerta, en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El proyecto busca transformar mayores volúmenes de gas en productos con valor comercial y acompañar el crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina.
La iniciativa permitirá incrementar en un 27% la capacidad de producción de líquidos del gas natural, con la incorporación de unas 1.500 toneladas diarias, equivalentes a más de 500.000 toneladas anuales. Se estima que el 80% de la producción adicional se destinará a exportaciones de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante quedará en el mercado interno, principalmente en forma de etano para la industria petroquímica argentina.
El plan de expansión se desarrollará hasta fines de 2028 y abarcará un amplio corredor geográfico. En Loma La Lata (Neuquén) se instalará un nuevo turbocompresor y se optimizará el sistema de separación. Además, se construirán dos estaciones de bombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), mientras que la planta fraccionadora de Bahía Blanca (Buenos Aires) incorporará nuevas instalaciones de almacenamiento y mejoras en su infraestructura.
El procesamiento de líquidos es clave para separar componentes valiosos como etano, propano, butano y gasolina natural del gas extraído. Con esta ampliación, una mayor proporción del gas proveniente de Vaca Muerta podrá ser valorizada, fortaleciendo tanto la cadena de exportación como el abastecimiento interno.
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Hoy Mega procesa cerca del 40% del gas natural de la Cuenca Neuquina, por lo que el aumento de su capacidad tendrá un impacto directo sobre una parte significativa de la producción. La empresa busca consolidar su rol estratégico en el midstream argentino y potenciar la competitividad internacional de los derivados del gas.
El proyecto también generará un fuerte impulso en la creación de empleo durante su etapa de construcción. Se prevén picos de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos, dinamizando la demanda de empresas de obras civiles y montaje industrial en las provincias involucradas.
Enmarcado en el RIGI, el proyecto refuerza su carácter estratégico al otorgar beneficios fiscales y regulatorios que apuntan a captar capitales de gran escala. La apuesta de Mega se alinea con los objetivos del programa: expandir infraestructura energética, aumentar exportaciones y garantizar el suministro de insumos clave para la industria nacional.
Con este plan, Vaca Muerta no solo incrementa su capacidad de producción, sino que también afianza su perfil exportador y su aporte al desarrollo industrial argentino. La combinación de inversión privada, respaldo regulatorio y generación de empleo marca un nuevo capítulo en la consolidación de la cuenca neuquina como motor energético del país.
La próxima ola de crecimiento de Vaca Muerta tensiona la logística de la arena de fractura, un insumo crítico para el shale neuquino. Proveedores y transportistas advirtieron que el sistema requerirá incorporar entre 700 y 800 camiones por año para abastecer la demanda, en un mercado que ya opera con 1.500 unidades diarias.
En el tramo Añelo–Rincón de los Sauces se concentra el cuello de botella, donde se desarrollan los principales proyectos petroleros. Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas, explicó que trasladar arena desde Buenos Aires y la cuenca del Paraná implica recorridos adicionales de más de 200 kilómetros, lo que incrementa costos y tiempos de entrega.
Desde Cristamine se señaló que el abastecimiento de arena está garantizado, pero la infraestructura logística no acompaña el ritmo de la producción. La empresa desarrolló centros de stock en distintos puntos de Vaca Muerta y anunció la incorporación de equipos para manejar arena húmeda, una tecnología que busca reducir costos operativos.
Por su parte, el transporte enfrenta un desafío estructural. Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, destacó que la digitalización y el monitoreo en tiempo real son indispensables para administrar operaciones con cientos de camiones y miles de trabajadores. También reclamó contratos de mayor plazo que permitan repagar inversiones en flota y tecnología.
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Andreani planteó que el problema es sistémico y excede la geología. Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería, advirtió que el deterioro de las rutas incrementa costos directos y que la futura demanda de transporte vinculada a proyectos de cobre sumará presión sobre la capacidad instalada.
Mover arena ilustra la magnitud del desafío: trasladar 100.000 toneladas desde la cuenca del Paraná requiere unos 500 camiones, mientras que hacerlo desde fuentes cercanas demanda alrededor de 100. Esa diferencia explica por qué las operadoras comenzaron a evaluar mezclas de arenas de distinta procedencia para optimizar la logística.
La lectura técnica muestra que el crecimiento del shale está condicionado por la capacidad de transporte y la infraestructura vial. La incorporación de 700 camiones por año, la necesidad de hubs logísticos y la baja digitalización configuran un riesgo operativo que puede limitar la competitividad de Vaca Muerta. La coordinación sectorial y la previsibilidad contractual aparecen como variables críticas para sostener el ritmo de desarrollo.
El fuerte impulso que están tomando los desarrollos de Vaca Muerta, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y los proyectos de gas natural licuado (GNL) comienza a plantear desafíos propios de una industria que cambia de escala. En ese escenario, ejecutivos de YPF y Pan American Energy (PAE) coincidieron en que el principal reto de los próximos años será acompañar la expansión con proveedores especializados, personal capacitado y mejoras permanentes de eficiencia.
El debate se dio en el panel “Qué necesita la industria, qué desafíos y exigencias emergen en esta nueva etapa”, realizado en el Supplier Day organizado por Econojournal, donde participaron Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain and Services de YPF, y Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE.
Para Actis, el sector ya demostró que puede incrementar la producción. El desafío ahora es sostener ese crecimiento sin perder competitividad.
Actis remarcó que “ya en 2026 levantamos mucho la actividad”, y subrayó que la preocupación central pasa por maximizar la eficiencia operativa y mantener estándares de calidad a medida que aumenta la demanda de servicios.
En esa línea, destacó la aplicación de metodologías de mejora continua basadas en el Sistema de Producción Toyota (TPS) y consideró que la reducción estructural de costos será una de las claves para consolidar la próxima etapa de desarrollo de la cuenca neuquina.
YPF proyecta mantener su ritmo de expansión durante los próximos meses. Según precisó Actis, la compañía prevé cerrar el año con entre 19 y 20 equipos de perforación activos, por encima de los 16 que operan actualmente.
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Sin embargo, advirtió que el aumento de la actividad pondrá bajo presión a toda la cadena de suministro. A su juicio, el mercado cuenta con una oferta suficiente para trabajos generales y obras auxiliares, pero necesita avanzar hacia un esquema con proveedores más especializados y capacidades técnicas diferenciadas.
Desde PAE, Gioffré enfocó su análisis en los proyectos de GNL y, particularmente, en la futura operación de los buques licuefactores Hilli Episeyo y MK II. El ejecutivo reconoció que el desarrollo de esta nueva industria exigirá competencias que hoy son escasas en el país. “Desde el comienzo nos dimos cuenta de que no va a ser fácil. Por eso estamos trabajando con el Gobierno de Río Negro y las instituciones educativas”, explicó.
Gioffré recordó que Argentina aún no cuenta con una cadena de proveedores consolidada para operaciones offshore. Gran parte de los servicios marítimos requeridos por estos proyectos son actualmente prestados por compañías extranjeras y, pese a la experiencia acumulada en plataformas ubicadas en el sur del país, no se logró desarrollar una industria local de escala para este segmento.
Frente a esa realidad, PAE impulsa programas de capacitación junto con el gobierno rionegrino, escuelas técnicas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), con el objetivo de formar especialistas vinculados a la actividad marítima y al negocio del GNL.
Además, Gioffré confirmó que ya se encuentra operativa la segunda ampliación de Aguada Pichana Oeste, con el objetivo de superar los 26 millones de metros cúbicos diarios de producción de gas para abastecer al buque MK II cuando entre en funcionamiento en 2028.
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La expansión demandará una mayor actividad en el upstream, con participación de operadores como Tecpetrol y YPF, y volverá a poner el foco sobre la disponibilidad de empresas contratistas. “Esta es una industria que no ajusta un tornillo sin una contratista”, resumió el ejecutivo. PAE también anticipó una aceleración de proyectos de GNL de menor escala, orientados tanto al transporte como al consumo industrial, lo que abrirá nuevas oportunidades de negocio vinculadas a la provisión de equipamiento, logística y servicios para la actividad hidrocarburífera.
En paralelo, la logística de arena apareció como otro de los puntos críticos para el desarrollo futuro de Vaca Muerta. Actis explicó que el sector analiza alternativas multimodales que combinan transporte por camión, tren y vías fluviales para responder al aumento proyectado de la demanda.
Aunque reconoció que todavía no existe una estrategia conjunta entre las compañías para implementar una solución integral, consideró que gran parte de la infraestructura necesaria ya está disponible y que el desafío será coordinar esfuerzos entre los distintos actores de la industria.
Como cierre, Gioffré destacó las oportunidades que abre la nueva etapa energética argentina, pero insistió en que el capital humano será un factor determinante para sostener el proceso. “Me preocupa la gente, los emprendedores y las empresas.
Necesitamos profesionales capacitados y comprometidos que puedan brindar los servicios que va a demandar esta industria”, afirmó. Y concluyó: “Lo que está sucediendo no ocurrió antes en la Argentina. Tenemos que evolucionar en actividades como el LNG y las operaciones marítimas, donde todavía no contamos con experiencia suficiente”.
El sector de los hidrocarburos y combustibles líquidos se consolidó como el principal motor de la actividad en los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires durante el primer trimestre de 2026. Según el Monitor Portuario elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, el rubro de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases representó el 49% del total de cargas movilizadas.
La presentación de resultados tuvo como epicentro al Consorcio de Gestión del Puerto de Coronel Rosales, que acumuló 4.565.608 toneladas de petróleo crudo en los primeros tres meses del año. Este desempeño implicó un crecimiento interanual del 44,8% respecto de 2025, con un balance de operaciones repartido en 54% exportación, 39% removido entrado y 7% removido salido.
Dock Sud también registró un volumen significativo, con 789.148 toneladas de combustibles líquidos y 540.633 toneladas de crudo. Bahía Blanca aportó 369.888 toneladas de combustibles líquidos y 351.337 toneladas de gases, mientras que La Plata movilizó 472.740 toneladas de combustibles líquidos y 169.136 toneladas de productos químicos y petroquímicos.
A nivel provincial, el crecimiento del complejo hidrocarburífero explica la centralidad del sector energético en la logística portuaria bonaerense. La combinación de exportaciones de crudo, recepción de refinados y movimiento de químicos consolidó al rubro como motor de la actividad económica.
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Dentro del análisis interanual, Coronel Rosales se posiciona como el puerto más dinámico, con un incremento superior al 40% en comparación con 2025. Este desempeño refleja tanto la capacidad de infraestructura como la creciente demanda internacional de crudo argentino.
En cuanto a las terminales complementarias, Dock Sud, Bahía Blanca y La Plata aportan diversidad de cargas y consolidan un esquema logístico integrado. Su participación en combustibles líquidos, gases y químicos refuerza la importancia del sector energético en la matriz portuaria bonaerense.
La lectura técnica muestra una cadena clara de causalidad: la expansión del complejo hidrocarburífero generó un incremento de volúmenes en Coronel Rosales y en las terminales complementarias, lo que derivó en el liderazgo del sector energético dentro de la operatoria portuaria y consolidó a la provincia de Buenos Aires como un nodo logístico clave.
De izquierda a derecha: Nicolás D´Angelo (Equipel), Eugenio Forchieri (CIAR) y Martín Leiva (EKU).
Las operadoras y las grandes empresas de servicios enfrentan nuevos desafíos para avanzar con el desarrollo de Vaca Muerta. En este escenario, las pymes que forman parte del ecosistema de la cadena de valor de los no convencionales tienen como objetivo ganar cada vez más competitividad para no quedar en el camino. Nicolás D´Angelo, director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, gerente de Operaciones de CIAR, y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU, analizaron en el Supplier Day, organizado por EconoJournal, analizaron la nueva etapa que se abre.
La tecnología como herramienta en la mejora de la competitividad
D´Angelo remarcó que “las pymes estamos atravesando una transformación muy grande con el desarrollo de Vaca Muerta. El impacto en Equipel lo podemos ver en que dejamos de vender productos para ofrecer soluciones. Antes sólo con disponer de productos en stock podíamos competir. En la actualidad, las empresas buscan que entendamos los problemas que tienen para que nosotros podamos articular una solución para ofrecerles”.
El directivo de la empresa que nació hace 30 años como un distribuidor de materiales eléctricos subrayó que “las pymes también tenemos que tener la capacidad para desarrollar soluciones de forma local. Hace algunas semanas dimos un paso importante porque firmamos un contrato con Siemens para fabricar celdas de media tensión en Neuquén”.
“En el último tiempo tuvimos un cambio muy fuerte en nuestra organización, porque tuvimos que modificar procesos, abrimos nuestro propio departamento de ingeniería y expandimos las instalaciones. Abrimos una fábrica en el Parque Industrial de Neuquén para abastecer las nuevas necesidades en la cadena de proveedores de Vaca Muerta”, contó D´Ángelo.
Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel.
Por su parte, Martín Leiva señaló que EKU es una firma alemana, pero con una fuerte base en Estados Unidos, que se dedica a ofrecer tecnología para la reducción de emisiones. EKU acaba de desembarcar en la Argentina.
“Estamos en Houston hace más de 10 años. Trabajamos con sistemas de automatización y hardware. Creemos que en la Argentina podemos ganar más eficiencia a partir de la experiencia que tenemos en Estados Unidos replicando lo que hacemos en el desarrollo dePermian”. “Para nosotros son claves nuestros socios locales en Vaca Muerta para empezar a fabricar nuestros productos en el país”, agregó.
En tanto, Eugenio Forchieri detalló que CIAR es una compañía que ofrece servicios de ingeniería y que en la actualidad cuenta con 40 ingenieros en la oficina de Neuquén y otros 40 ingenieros en la sede de Buenos Aires.
El directivo señaló que “utilizamos tecnología e inteligencia artificial para reducir los tiempos de desarrollo de modelos 3D y de ingeniería. Trabajamos con tecnología BIM (Building Information Modeling), principalmente con YPF. Pero es el conjunto de la industria que cada vez más está entendiendo que la tecnología BIM es la forma de optimizar gran parte de los proyectos y aportar valor a los epecistas en la operación y mantenimiento”.
Forchieri describió que hace dos semanas CIAR firmó un acuerdo con la empresa Arent Inc para desarrollar PlantStream en la Argentina, que “es un software CAD 3D impulsado por inteligencia artificial que nos posiciona en un lugar importante porque nos permite ofrecer acortamiento de plazos para desarrollar modelos que antes no se hacían en etapas tempranas. Creemos que esto es una herramienta importante para el capex de empresas owners o epecistas que les permite, por ejemplo, tomar decisiones con información en tiempo real”.
“Estamos convencidos de que el aporte de valor que implica esta ingeniería y tecnología que sumamos a CIAR nos permitirá escalar nuestro desarrollo o posición en la cadena de valor de Vaca Muerta”, afirmó el directivo.
Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR.
Proyecciones de las pymes
D´Angelo destacó que“la tecnología dejó de ser un diferencial y pasó a ser un requisito para que las pymes deVaca Muerta puedan competir. Nos tenemos que valer de lo último en tecnología para lograr la consistencia que nuestros clientes están pidiendo”.
“Estamos enfocados en lograr eficiencia en la operación de nuestros clientes apoyándonos, por ejemplo, en los gemelos digitales. Internamente en nuestra empresa tenemos el foco puesto en continuar con la digitalización de todos nuestros procesos que nos permite reducir errores y alcanzar la competitividad que el mercado está demandando”, enfatizó.
Por último, Leiva contó que “para el futuro en EKU estamos trabajando en el desarrollo de equipos con tecnología y plataformas de control automáticas. Vemos que hay una oportunidad muy grande en la Argentina para implementar procesos de automatización porque mejora mucho la eficiencia”.
«Si no nos alineamos en toda la cadena de valor, será un error generacional no poder concretar este objetivo de país», afirmó el titular de la petrolera.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo este martes que el verdadero salto cualitativo de Vaca Muerta y del sector energético nacional no provendrá solo del incremento de la actividad, sino de una transformación cultural en la productividad de las operaciones. En el cierre del Supplier Day organizado por EconoJournal, el ejecutivo afirmó que la viabilidad del plan de desarrollo del shale exige alinear los incentivos con las empresas de servicios, aplicar métricas de eficiencia comparables con los estándares internacionales y entender que la productividad es la única garantía para competir.
El encuentro, que reunió a los principales actores de la cadena de valor de los hidrocarburos, culminó con un diálogo mano a mano de Marín con Nicolás Gandini, director de EconoJournal. Durante la charla, el ejecutivo repasó las metas financieras y de infraestructura de la compañía, abordó los cuellos de botella de la industria y detalló cómo el modelo de gestión aplicado en áreas clave como la refinación y el downstream debe trasladarse a los equipos de perforación y a las pymes contratistas.
Durante el intercambio, el titular de la petrolera centró su análisis en la urgencia de abandonar la supervisión tradicional para pasar a un esquema de integración real con la cadena de proveedores. «Tenemos que lograr que la cultura de la productividad esté arraigada en la industria petrolera«, afirmó Marín, al tiempo que remarcó la necesidad de adoptar esquemas similares a la industria automotriz.
«El Toyota Well es la integración con los proveedores y es difícil porque es un cambio cultural extremadamente grande que en la industria petrolera no hemos logrado. YPF no quiere supervisar a los proveedores; pero no los supervisás y siguen haciendo cagadas. Si las cosas te están yendo mal, ¿por qué esperar a que te llamen para que te puteemos?», afirmó el directivo de la principal petrolera del no convencional neuquino.
El gran cambio será que la productividad sea una cultura
Para profundizar el concepto, el ejecutivo enfatizó que el cambio cultural debe permear en todas las estructuras de las compañías hasta convertirse en un estándar. «Estamos cambiando YPF no solo en la gente que trabaja en la empresa; está permeando el tema, pero necesitamos que se haga cultura. Estamos como hace 15 años en seguridad: hoy es una cultura que está arraigada en la industria, pero la cultura de productividad no lo está porque no están alineados los incentivos», agregó Marín.
Al analizar el modelo contractual vigente con las empresas de servicios, el ejecutivo cuestionó que la ineficiencia siga siendo un negocio para las contratistas y planteó reestructurar el sistema de incentivos. «Los contratos están desalineados y las empresas no tienen la culpa, hace 30 años que es así. Hoy la ineficiencia de YPF es mejor para la compañía de servicios porque gana más: si hace un servicio y pone 5 personas gana menos que si pone 10. La idea de la productividad en los equipos de perforación la estamos transfiriendo; si me dan productividad, compartimos el ahorro y todos ganamos más«, explicó.
«No se trata de supervisar, sino de alinearnos con las empresas de servicios para que la productividad beneficie a todas las partes», planteó el CEO de YPF.
Asimismo, el directivo descartó que la búsqueda de eficiencia implique un costo en puestos de trabajo y ubicó la meta de competitividad como un requisito frente a la competencia internacional. «Hay que trabajar en productividad para no sufrir los precios bajos del petróleo. La referencia son los shales de Estados Unidos y siempre tenemos que estar un poquito mejor. Productividad no es echar gente, es muy distinto; de hecho, la inversión que se viene va a generar una demanda enorme de empleo en la industria y la construcción», remarcó.
Para fundamentar la viabilidad de este cambio operativo, el CEO de YPF detalló cómo la digitalización y el análisis de datos redujeron drásticamente los cuellos de botella logísticos y los tiempos de gestión interna. «Cuando llegué a YPF teníamos 235 quiebres por día en estaciones de servicio por falta de gasoil o nafta. Hicimos un cambio tecnológico y bajamos a 70 por empuje, después a 35, y cuando nos metimos de lleno en los procesos logramos estar entre 0 y 5 todos los días con los mismos camiones y la misma gente», argumentó.
El desafío de los grandes proyectos con la cadena de valor
Sobre la escala de los grandes proyectos de infraestructura, en particular las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las iniciativas de exportación de Gas Natural Licuado (LNG), Marín dimensionó el impacto financiero y la proyección de caja proyectada. «El plan de LNG va a ser entre 12 y 15 veces más grande que el mayor desarrollo de gas» concretado por Tecpetrol en Fortín de Piedra, proyecto del que participó. Ante esa magnitud de inversiones requeridas corresponde una proyección de exportaciones inicial de US$ 55.000 millones para 2031 con un barril a US$ 70 y el gas a US$ 6,50 FOB, puntualizó.
El ejecutivo detalló las metas operativas de corto plazo fijadas para el upstream y la estrategia de eficiencia que aplicarán en la red de comercialización. «El año que viene tenemos que tener el VMOS en actividad, 21 rigs de perforación constantes y empezar las obras de LNG. En downstream el objetivo es que en abril, cuando vayas a la estación de servicio, la hamburguesa te la entreguen en 90 segundos y seguir con las alianzas estratégicas. Y en refinación vamos a lograr que todo el producto tenga 10 partes por millón de azufre para vender indistintamente en el mercado interno o exportar», anticipó.
Finalmente, como balance de su primer tramo de gestión, subrayó que los resultados financieros presentados el lunes al mercado. «Duplicamos las ganancias de YPF en un semestre con el mismo precio que la gestión anterior, sin cambios de precios y solo mejorando procesos. A fin de año alcanzaremos los 250.000 barriles diarios de petróleo neto y más de 360.000 operados; cuando analizás cualquier empresa con resultados extraordinarios es por empuje, y en YPF logramos un alineamiento general para dar ese salto»,
En el cierre de la exposición, Marín instó a los empresarios del sector a asumir el salto de escala como una responsabilidad colectiva que trasciende a la propia operadora estatal. «Los resultados extraordinarios se logran cuando apoyás y desafiás. YPF logró un objetivo de país para que todos den la milla extra; si no tenemos la ayuda de ustedes no logramos el objetivo de la compañía. Si no nos alineamos de toda la cadena de valor, será un error generacional no poder concretar este objetivo de país«, concluyó.
La empresa Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, destinará una inversión superior a los US$ 6 millones para finalizar las obras pendientes en la Planta Compresora Las Armas. La infraestructura resulta fundamental para fortalecer el abastecimiento del insumo en la zona atlántica de la provincia de Buenos Aires, entre ellas la ciudad de Mar del Plata, de unos 650.000 habitantes
La instalación está integrada por dos equipos motocompresores que suman una potencia total de 2.400 HP. Su habilitación permitirá incrementar las condiciones operativas sobre dos arterias críticas del sistema regional: el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, informó la distribuidora este martes.
Con esta puesta en marcha, la compañía busca optimizar la capacidad de transporte para garantizar el suministro a más de 40 localidades bonaerenses. De este modo, la red sumará el respaldo necesario para acompañar la expansión del consumo residencial, comercial e industrial de la región.
Los trabajos en la planta compresora sufrieron una parálisis con el cambio de administración nacional a fines de diciembre de 2023, cuando la obra contaba con un avance de entre el 80% y el 90%. En ese momento, la suspensión de la obra pública nacional y la acumulación de certificados de obra impagos frenaron la ejecución.
Ahora, 30 meses después, el plan integral para repotenciar el sistema contempló previamente la ejecución de un refuerzo sobre el Gasoducto de la Costa, obras en el ramal de alimentación a Balcarce y la interconexión entre las estaciones reguladoras La Invernada y El Tejado, encargadas de abastecer a Mar del Plata.
A pesar de que esos trabajos concluyeron en su oportunidad, requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas para alcanzar su pleno funcionamiento. Las labores pendientes comenzarán en el corto plazo y la distribuidora prevé completarlas antes del invierno de 2027.
Desde la empresa destacaron el acompañamiento de las autoridades competentes para reencauzar una obra estratégica que permitirá destrabar la capacidad de transporte en la Costa Atlántica.
Actualmente, Camuzzi cubre el 45% del territorio nacional a través de un sistema de cañerías que supera los 50.000 kilómetros de extensión. Con presencia en siete provincias -Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego-, la firma presta servicio a más de 2,2 millones de usuarios.
La revista Time empezó a mostrar publicidad a agentes de inteligencia artificial, un giro que confirma que los bots ya dominan internet. Detrás de esa transformación digital hay una demanda eléctrica que crece al 15% anual y que en Argentina abrió una disputa por el gas neuquino.
La revista estadounidense Time comenzó a mostrar anuncios pensados no para personas, sino para agentes de inteligencia artificial que rastrean sus páginas. La decisión responde a un dato que reordena la lógica de la web: el tráfico de bots superó al humano por primera vez, con el 57,5% de las solicitudes generadas por sistemas automatizados frente al 42,5% de usuarios reales. Para adaptarse, el medio convirtió sus páginas a un formato de texto plano, más fácil de leer para los modelos de lenguaje, y sumó avisos en formato de preguntas frecuentes identificados como contenido patrocinado.
El movimiento parece un asunto de marketing, pero tiene un correlato físico que interesa de lleno al sector energético. Cada consulta a un modelo de IA, cada rastreo de esos bots que ahora leen a Time, consume electricidad. Y esa demanda dejó de ser marginal.
El costo eléctrico detrás de cada consulta
La Agencia Internacional de Energía (AIE) puso números al fenómeno en su informe de abril de 2026. Los data centers consumieron 485 TWh en 2025 y podrían acercarse a 950 TWh hacia 2030, con la IA como principal motor de ese salto. Para dimensionarlo, esa cifra proyectada equivale a más de tres veces el consumo eléctrico anual de España. El sector crece cerca del 15% anual, más de cuatro veces por encima del resto de la economía combinada, y el segmento vinculado específicamente a la IA avanza todavía más rápido.
El desafío no es solo el volumen, sino la forma de esa demanda. La AIE recordó un episodio de 2025 en el que el consumo eléctrico de un proceso de entrenamiento se disparó un 400% en apenas un cuarto de segundo, una variación que las centrales convencionales no alcanzan a seguir y que obliga a sumar almacenamiento en baterías. La inversión acompaña esa curva: el desembolso anual de las grandes tecnológicas podría pasar de más de US$ 400.000 millones en 2025 a US$ 700.000 millones en 2026.
Del gas al cómputo: la apuesta argentina
¿Qué tiene que ver todo esto con Vaca Muerta? Que esa sed eléctrica necesita una fuente estable, disponible las 24 horas, y el gas neuquino aparece como candidato. El paradigma que empezó a circular en el sector se resume en una fórmula: Gas to Digital, transformar el shale en potencia de cómputo exportable.
La señal más concreta la dio la propia YPF. Su presidente y CEO, Horacio Marín, señaló que la compañía estudia montar un centro de datos aprovechando el gas excedente de Vaca Muerta y la experiencia de su generadora YPF Luz. No es el único movimiento. En octubre de 2025, la argentina Sur Energy y la estadounidense OpenAI firmaron una carta de intención para instalar un data center de próxima generación en la Patagonia, con capacidad de hasta 500 MW y una inversión que podría llegar a US$ 25.000 millones, bajo el régimen RIGI. En ese esquema OpenAI no aporta el capital directo sino que actúa como offtaker, comprador garantizado de la capacidad de cómputo, mientras el riesgo financiero recae sobre el consorcio privado liderado por Sur Energy.
La escala del reto se ve al compararla con el sistema eléctrico local. CAMMESA registró un récord de potencia de verano de 30.257 MW el 10 de febrero de 2025; un data center de 500 MW equivaldría a cerca del 1,7% de ese pico. El dato ordena las expectativas: aún los proyectos más ambiciosos anunciados para el país representan una fracción de la demanda máxima nacional, pero concentrada en un solo punto de la red.
El gas barato no alcanza
La abundancia de recurso no garantiza el negocio. Especialistas del sector advierten que disponer de una de las tarifas de gas más competitivas del mundo no es condición suficiente para radicar esta infraestructura de misión crítica. Los cuellos de botella son varios: limitaciones en el transporte eléctrico, plazos globales de entrega de equipamiento crítico, la necesidad de contratos de suministro en firme sin interrupciones invernales, conectividad redundante de fibra óptica de baja latencia y marcos regulatorios estables. A eso se suma un factor de tiempo: los fabricantes de turbinas de gas atraviesan niveles récord de demanda a nivel global, lo que estira los plazos de ejecución.
Hay además una variable social. En la cuenca de Vaca Muerta las comunidades temen que estos proyectos agraven la falta de agua, ya que los data centers son grandes demandantes del recurso, y por ahora no existe normativa que regule su instalación, algo reconocido por la propia Secretaría de Ambiente de Neuquén.
Un mismo hilo
El caso Time y la apuesta de YPF parecen mundos distintos: uno es publicidad digital, el otro es infraestructura energética. Pero los une una misma cadena. Los bots que ahora leen a Time, los agentes que deciden qué marca recomendar, los modelos que responden consultas, todos corren sobre servidores que consumen electricidad a un ritmo inédito. Argentina, con el gas de Vaca Muerta y el marco del RIGI, intenta ubicarse en el eslabón que provee esa energía. Si logra resolver los cuellos de botella de red, agua y equipamiento, el shale neuquino podría dejar de exportar solo moléculas para empezar a exportar, en forma indirecta, capacidad de cómputo.
La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, convocará a licitación pública nacional e internacional para la construcción, operación y mantenimiento privado de la obra de ampliación del sistema de transporte eléctrico denominada “AMBA I”, cuya ejecución permitirá abastecer la demanda del área en condiciones de confiabilidad y seguridad, aliviar restricciones estructurales y reducir riesgos de interrupciones del suministro, se comunicó.
El Plan contempla 270 km de nuevas líneas de transmisión en 500 kV, 220 kV y 132 kV, una nueva Estación Transformadora en Plomer (500/220/132 kV), sistemas de compensación reactiva (STATCOM) y obras complementarias de conexión con las distribuidoras del área, con una inversión estimada en U$S 800 millones. La obra permitirá ampliar aproximadamente 2.000 MW la capacidad de demanda que el sistema puede abastecer en el AMBA.
Con el llamado a licitación referido se procura contrarrestar años de desinversión: las líneas de transporte eléctrico no acompañaron el crecimiento de la demanda residencial, que subió 20 % en los últimos 10 años, mientras que las líneas de transporte en Alta Tensión lo hicieron apenas un 8 por ciento. “Esto generó cuellos de botella y un sistema fuertemente saturado”, señaló Energía.
Entonces, “AMBA I” pasa a ser una obra clave para fortalecer la confiabilidad del Sistema en el Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra aproximadamente el 40 % de la demanda eléctrica nacional.
La actual saturación de la red en esa zona genera restricciones crecientes a la demanda y eleva el riesgo de colapsos por superación de los límites técnicos del sistema.
El proceso ahora anunciado “cuenta con condiciones que fortalecen su financiamiento y previsibilidad”, se aseguró. Contempla el respaldo de una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) actualmente en proceso de estructuración, y habilita al adjudicatario a solicitar su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite reducir riesgos, atraer inversión privada y asegurar reglas claras de largo plazo.
EL CRONOGRAMA
En cuanto a los plazos, el proceso licitatorio establece el siguiente cronograma: la presentación y apertura del Sobre N° 1 (calificación técnica y financiera) se realizará a los 120 días corridos desde la presente publicación (11/8/26), es decir hacia la primera quincena de diciembre de 2026.
Superada esa instancia, se prevé completar el proceso de evaluación, apertura del Sobre N° 2 (oferta económica) y adjudicación a comienzos de 2027, con la firma del contrato de concesión en los meses siguientes.
El contrato prevé una obra dividida en dos etapas con un plazo de construcción de hasta un máximo de 52 meses. Esta convocatoria pone en marcha, a su vez, un nuevo marco regulatorio para la ampliación del sistema de transporte eléctrico mediante concesión de obra, que habilita al sector privado a invertir, construir y operar infraestructura crítica bajo reglas claras y estables, sin comprometer recursos fiscales del Estado, remarcó la S.E..
La Secretaría destacó que “AMBA I es la primera de 16 iniciativas estratégicas del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico —que contempla inversiones por más de U$S 6.600 millones y la incorporación de 5.610 km de líneas de 500 kV en todo el país— y marca un avance en el proceso de normalización del sector energético argentino”.
El salto de escala que exige la segunda ola de desarrollo Vaca Muerta está trasladando la presión operativa hacia la capacidad de respuesta de la cadena de valor. Los directivos de seis de las principales compañías que integran el denominado primer anillo de servicios ratifica que la escala no se alcanzará con esquemas tradicionales ni en forma individual. La rápida incorporación de tecnología y la asociación estratégica con pymes locales son condiciones indispensables para la competitividad de la cuenca.
En ese escenario desafiante, la nueva edición del Supplier Day de EconoJournal reunió a referentes de las compañías de servicios de la industria no convencional. El primer panel de empresas de servicios contó con las exposiciones de Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager Sr. de Halliburton; y Francisco Liberatore, Director Sr. Oil & Gas Services de Tenaris.
A continuación, el segundo bloque estuvo integrado por Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leopoldo Torres, Supply Contracting Director de Techint E&C, en una mesa moderada por Ezequiel Cufré.
Vaca Muerta: salto tecnológico en el pozo, eficiencia y nuevos moldes contractuales
Fabián Mendoza, Account Manager Senior de Halliburton.
Durante el primer bloque, Diego Argañaraz (SLB) destacó la búsqueda de competitividad a través de la integración horizontal y el quiebre de dinámicas tradicionales: «Hace tres meses empezamos con una integración operativa en la cual buscamos competir en la alta gama, en el nicho donde buscamos la diferencia operativa o la eficiencia. Para eso hay que romper moldes y trabajar mancomunados con un mismo objetivo a través de contratos integrados. Al ver todas las etapas del proceso de producción de upstream a downstream te da otras posibilidades de jugar».
De cara a las proyecciones de la cuenca, Argañaraz agregó: «Se suma la digitalización porque es importante tomar datos y darles una interpretación. El siguiente paso es la integración: no solo traer la tecnología y los datos, sino que dentro de la estructura de conocimiento nos podamos pasar de un lugar a otro de forma orgánica con el cliente. Es una industria que da la posibilidad de conocernos desde la colaboración de acá a 5 o 10 años».
Por su parte, Fabián Mendoza (Halliburton) puso el foco en las metas de producción de la cuenca hacia 2031 y el salto que exige la incorporación de tecnología de punta en la fractura: «Las operadoras llegaron a niveles de producción con eficiencia y nos queda apelar a la tecnología, a diferentes mecanismos que nos permitan ser aún más eficientes y superar esa barrera técnica que aún tenemos. En octubre está llegando un fracturador eléctrico activo a principios de noviembre y un segundo fracturador muy probablemente a fines de febrero».
Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB
Mendoza advirtió también sobre los desafíos de la cadena de valor en este proceso: «Va a haber un período de transición; hoy no tenemos la cadena de suministros localizada en la Argentina y definitivamente sí vamos a tener que apelar en principio a conseguir repuestos de manera internacional. Estamos capacitando personal argentino e identificamos algunos proveedores que vamos a tratar de desarrollar para que nos puedan suplir con ese tipo de mantenimiento para estas tecnologías. No esperábamos que sea así, pero lo importante es tener una planificación».
A su turno, Francisco Liberatore (Tenaris) sostuvo que el paradigma de Vaca Muerta cambió de escala y requiere trasladar la fortaleza industrial directamente a la locación. «El desafío cambió. La geología y el potencial de Vaca Muerta tienen una primera etapa comprobada; la segunda etapa fue elevar el nivel de eficiencia de la operadora y la compañía de servicios para lograr resultados similares a la cuenca del Norte. El desafío va un poco más allá y está asociado a un conglomerado de desarrollo de infraestructura y de todas estas compañías de servicios pensando en estas nuevas tecnologías que permitan el salto de escala», dijo.
Francisco Liberatore, Director Senior Oil & Gas Services de Tenaris
Ejemplificando esta evolución, Liberatore remarcó que «el inicio de operación del tercer set de fractura en Los Toldos de Tecpetrol es bastante disruptivo: incorpora la tecnología DGB sobre plataforma Tier 4 con una sustitución de diésel superior al 80% y reducción de emisiones de CO2. Este set de 28 bombas se construyó en tiempo récord con la asociación estratégica de Tenaris con una pyme marplatense, trabajando en la ingeniería en un desafío muy interesante por los tiempos para lograrlo».
Integración de proovedores y competencia global
En el segundo tramo de las exposiciones, Gerardo Molinaro (DLS) aseguró que el sector atraviesa el escenario con el que soñó en los últimos 15 años, aunque remarcó la necesidad de esquemas de asociación. «Hacemos integración con proveedores locales porque nadie tiene la totalidad de los recursos para enfrentar este nivel de crecimiento, por lo cual no hay otra forma que buscar la complementariedad y capitalizar este momento. La red de proveedores acompaña; estamos creciendo al 40% anual, con tres equipos nuevos en seis meses y planes para cuatro más el año que viene».
Respecto a la competencia global por equipos, Molinaro advirtió que «este mercado va a exigir mucha creatividad en la integración y promover la escalabilidad para atraer estas posibilidades, porque no estamos solos en el mundo sino que competimos palmo a palmo con Venezuela en la demanda de equipos de perforación. Solos va a ser imposible«.
Desde la perspectiva de la infraestructura y los servicios, Walter Paris (Pecom) coincidió en que la magnitud de los proyectos requerirá alianzas flexibles dentro de la cadena proveedora: «Difícilmente exista una sola empresa que pueda proveer la variedad de servicios que existe y las necesidades que se vienen. Venimos explorando varios modelos distintos de integrarnos con proveedores, desde los más extremos de sentarlos a nuestras instalaciones, lo que da muy buen resultado porque nos sentimos parte del mismo proyecto. Competimos en el mundo pero la prioridad es Vaca Muerta por cercanía, infraestructura y recursos».
Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom
En cuanto a la capacidad operativa de respuesta, Paris señaló: «Respecto a la escalabilidad, tuvimos ciclos de más de 9.000 personas y ahora somos 4.000, no tenemos problema de crecer a 2x o 3x. A su vez venimos explorando con nuestra gama de proveedores para presentarnos en UTEs que hacen que nos potenciemos en áreas donde no tenemos especialidad, potenciando además nuestra área de I+D en Neuquén».
Finalmente, Leopoldo Torres (Techint E&C) analizó el posicionamiento de Vaca Muerta a nivel global y el rol de las grandes compañías para traccionar a la cadena de valor local.
«Hoy Vaca Muerta se volvió un play de interés global. El desafío no pasa por el recurso, sino por la extracción, el transporte y la exportación de gas y petróleo en el marco de una realidad desafiante de la Argentina con condiciones macro de competitividad no tan buenas, producto de asuntos fiscales distorsivos y dificultad de acceso al crédito. En ese contexto, tenemos la gimnasia de trabajar desafiados en la capacidad de orquestar proyectos de 1.000 proveedores como en VMOS o 700 como en Los Toldos».
Leopoldo Torres, Supply Contracting Director de Techint E&C.
Frente al acompañamiento a las pymes y la presión sobre los recursos, Torres concluyó que «para que un proveedor llegue al proyecto hay que ayudarlo a encontrar sus capacidades, tomar garantías y poder sostenerlas. Hoy estamos viendo proyectos de clase mundial y fuera de escala para el mercado argentino, donde otras verticales como la minería y los fertilizantes van a competir por el recurso. Hay que desriskear las capacidades de ejecución para que un proyecto se haga, se termine a tiempo y sin sorpresas».
El crecimiento acelerado de la producción petrolera en Vaca Muerta abrió un nuevo desafío para la industria: ampliar la infraestructura de transporte de crudo hacia los mercados locales y de exportación. En ese escenario avanza Duplicar Norte, el proyecto de Oldelval que busca reforzar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina y acompañar la expansión del shale oil argentino.
El proyecto contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros que conectará Auca Mahuida (Neuquén) con Allen (Río Negro). Una vez finalizado, el sistema podrá transportar hasta 500.000 barriles diarios, convirtiéndose en una pieza estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta.
Ejecutada por Techint E&C bajo modalidad EPC, la obra prevé un ducto de 24 pulgadas de diámetro. El cronograma establece que la primera etapa estará operativa hacia fines de 2026, mientras que la habilitación total está prevista para marzo de 2027.
La ampliación de capacidad será gradual: en una primera fase se podrán transportar 220.000 barriles diarios, luego 300.000, hasta alcanzar los 500.000 barriles proyectados para la etapa final. En paralelo, la capacidad del sistema pasará de 20.400 a 55.400 m³ diarios, fortaleciendo la red que conecta la producción neuquina con los principales centros de despacho.
En Allen, la terminal tendrá un rol central, integrándose al sistema troncal de Oldelval y conectándose con el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar el crudo hasta la costa atlántica de Río Negro para su exportación marítima.
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Los trabajos avanzan en varios frentes simultáneos a lo largo de más de 200 kilómetros de traza. Incluyen zanjeo, curvado de caños, soldadura, revestimiento y ejecución de cruces especiales. De los 160 cruces previstos, ya se completaron unos 114, entre ellos el cruce bajo la Ruta Nacional 151 mediante tunelera.
Entre los hitos recientes, se destacan las 17.500 juntas soldadas y el montaje de válvulas e instalaciones complementarias. La finalización de la Planta de Doble Junta fue clave para acelerar la construcción. Según Martín Casalla, project manager de Duplicar Norte, “la complejidad no radica solo en construir más de 200 kilómetros de ducto, sino en coordinar múltiples frentes de trabajo para cumplir un cronograma muy exigente”.
Durante el pico de actividad, la obra movilizará alrededor de 850 trabajadores entre empleo directo e indirecto. Duplicar Norte se complementa con otros proyectos como Duplicar+ y VMOS, que en conjunto buscan garantizar que el incremento de producción pueda transformarse en mayores exportaciones y en la consolidación del shale argentino en los mercados internacionales.
La provincia de Río Negro reforzó su estrategia de atracción de inversiones internacionales con una presentación realizada en Washington, donde el gobernador Alberto Weretilneck expuso ante organismos, empresas e inversores estadounidenses las oportunidades de desarrollo en energía, minería, inteligencia artificial, agroindustria y turismo.
El encuentro “Río Negro: oportunidades estratégicas de inversión y comercio”, organizado por la Embajada Argentina en Estados Unidos, reunió a representantes del Departamento de Estado, Comercio y Energía de EE.UU., además de organismos multilaterales como BID Invest, IFC y DFC, junto a compañías líderes como Chevron, Glencore, Bechtel, Mitsui, Santander, Integra Capital, Wabtec y NANO Nuclear Energy.
Weretilneck destacó la transformación productiva de la provincia, que combina su perfil agrícola con un nuevo rol estratégico en el desarrollo energético nacional. Subrayó que Río Negro se posiciona como salida natural de la producción de Vaca Muerta hacia el Atlántico, lo que la convierte en pieza clave para ampliar la capacidad exportadora de hidrocarburos.
Dos proyectos energéticos bajo el RIGI fueron el eje de la presentación:
Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): oleoducto y terminal de exportación en Punta Colorada.
Southern Energy–Golar LNG: planta de gas natural licuado en el Golfo San Matías.
En conjunto, representan inversiones cercanas a US$ 10.000 millones y consolidan a Río Negro como plataforma energética de alcance internacional.
La provincia también mostró su potencial en energías renovables, con proyectos eólicos y de hidrógeno, además de oportunidades en minería (oro y plata), agroindustria (Alto Valle como polo exportador de peras y manzanas) y turismo (Bariloche como destino internacional acompañado por una oferta diversificada en toda la provincia).
El ministro Carlos Banacloy acompañó la exposición, mientras que la apertura estuvo a cargo de Julia Hoppstock, responsable de la Sección Económica y Comercial de la Embajada Argentina en Washington. La jornada concluyó con una ronda de intercambio destinada a generar vínculos con potenciales inversores y fortalecer la estrategia provincial de posicionar a Río Negro como destino de grandes proyectos.
Con esta misión, Río Negro consolida su perfil como provincia energética y diversificada, capaz de atraer capital internacional en sectores estratégicos y de proyectarse como motor de exportaciones para Argentina en los próximos años.
La Universidad Austral presentó un informe que revela una recuperación económica a dos velocidades: mientras el Sur del país muestra crecimiento en producción y empleo impulsado por los hidrocarburos y la minería, el Centro y el Norte continúan en retroceso.
Durante los primeros cinco meses de 2026, la actividad en el Sur creció 3% y el empleo privado registrado subió 2,8%, con Neuquén y Río Negro alcanzando máximos históricos. En contraste, la producción cayó 1,7% en la región Centro y 0,9% en la Andina, mientras que el empleo retrocedió 1,2% y 2,9%, respectivamente. En ese período, el EMAE nacional aumentó 1,8% interanual.
El estudio advierte sobre riesgos de consolidar una economía de enclave, primarizada y dependiente de los hidrocarburos, beneficiosa solo para las empresas que aprovechen el régimen de inversiones (RIGI). La anomalía histórica es que la economía crece mientras el empleo formal cae y se precariza, con cierres de empresas y pérdida de puestos de trabajo: 24 mil firmas menos desde noviembre de 2023, junto a 130 mil empleos industriales y 260 mil privados registrados destruidos.
En la comparación internacional se evidencia la brecha: Argentina exporta en torno a US$ 1.000 per cápita, mientras que Noruega alcanza US$ 35.000, Australia US$ 12.000, Canadá US$ 7.000 y Chile US$ 4.000. Incluso en un escenario optimista, el país difícilmente logre equiparar a las potencias energéticas.
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Ana Inés Navarro, directora del Departamento de Economía de la Universidad Austral y autora del informe junto con Marina Álvarez, explicó: “La evolución de la economía argentina sigue siendo heterogénea. Los indicadores nacionales no siempre muestran las distintas velocidades de las economías regionales. Por eso, es necesario monitorear los principales motores productivos de cada territorio”.
En la mayoría de las provincias, el empleo registrado cayó, salvo en Neuquén, Río Negro y San Juan, donde el impulso de Vaca Muerta y la minería generó trabajo formal sostenido. La creación de empleo minero es tan fuerte que compensa —e incluso revierte— la caída registrada en el resto del país.
Según las proyecciones para 2026, si el nivel de actividad observado en mayo se mantiene, el promedio anual superará al de 2025 en las regiones Sur y Centro, mientras que la región Andina cerrará levemente por debajo.
El Gobierno de Javier Milei enfrenta un nuevo obstáculo en el Senado con el proyecto que busca modificar el régimen de Zona Fría y reducir los subsidios al gas. La iniciativa, que ya obtuvo media sanción en Diputados en mayo con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones, se encuentra ahora en riesgo de no prosperar por falta de apoyo en la Cámara alta.
Mendoza ocupa un lugar central en la discusión: sus tres senadores —Mariana Juri, Rodolfo Suarez y Anabel Fernández Sagasti— se pronunciaron en contra de la reforma, pese a pertenecer a espacios políticos diferentes.
La postura contrasta con lo ocurrido en Diputados, donde los oficialistas Pamela Verasay y Lisandro Nieri, alineados con el gobernador Alfredo Cornejo, acompañaron el proyecto.
Actualmente, el régimen de Zona Fría contempla descuentos de entre 30% y 50% en las facturas de gas, según el tipo de usuario y la ubicación geográfica.
La reforma aprobada en Diputados propone reemplazar este esquema por subsidios focalizados, lo que implicaría que numerosas localidades —entre ellas sectores del Valle de Uco— pierdan el beneficio, mientras que Malargüe mantendría un tratamiento diferencial.
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En Mendoza, la discusión genera especial preocupación: distintos sectores políticos y representantes municipales reclamaron mantener el descuento en las tarifas. La senadora Mariana Juri anticipó que trabaja en una alternativa al proyecto oficial y subrayó que, hasta el momento, la discusión parlamentaria no impactó en las boletas de gas del invierno.
Más allá de Mendoza, el rechazo se extiende a senadores de otras provincias que actualmente cuentan con el régimen de Zona Fría. Ellos también plantearon reparos, buscando evitar que millones de usuarios pierdan el beneficio. A esto se suman presentaciones de concejos deliberantes y legisladores provinciales en defensa del esquema vigente.
En el Senado, la situación mantiene al proyecto en incertidumbre. Si el oficialismo no consigue destrabar negociaciones y alcanzar una mayoría, la reforma podría quedar fuera de la agenda parlamentaria. El caso recuerda al traspié reciente del Gobierno con la Ley de Tierras, cuyo capítulo sobre adquisición de tierras rurales por extranjeros debió ser retirado por falta de votos.
Para Mendoza, la definición es crítica: la eliminación del subsidio impactaría directamente en el costo de las facturas de gas de miles de hogares. En este escenario, los tres senadores mendocinos se convierten en piezas decisivas para determinar el futuro del proyecto y en un nuevo test de la capacidad de negociación del Gobierno nacional en la Cámara alta.
De izquierda a derecha: Walter Actis (YPF) junto a Marcelo Gioffré (PAE). Foto: Dan Damelio.
El desafío de la industria petrolera y gasífera ya no es solo perforar más pozos, sino sostener el crecimiento con una cadena de proveedores que acompañe ese ritmo. Así lo plantearon este martes los responsables de supply chain de YPF, PAE, Tecpetrol y Pluspetrol durante la apertura de la jornada de proveedores organizada por EconoJournal. Coincidieron en que la especialización de las empresas proveedoras, la eficiencia por sobre el volumen y la disponibilidad de personal calificado son los principales condicionantes que enfrenta el sector en esta etapa.
«La preocupación no son los equipos, sino que los proveedores terminan abarcando todo. Buscamos que se especialicen: que cada empresa encuentre cuál es su mejor desempeño y desarrolle ahí la mayor capacidad», planteó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain de YPF, en el panel de apertura del Supplier Day, que este año llevó el nombre “Salto de escala: cómo la cadena de valor de la industria energética se anticipa al crecimiento que trae la nueva infraestructura de exportación”.
Actis explicó que la compañía incorporó un área de performance de proveedores, que releva datos objetivos sobre el desempeño de cada empresa en su rubro específico. Esa información, dijo, ya funciona como una herramienta para seleccionar proveedores en licitaciones futuras, ya que identifica en qué rubro cada compañía tiene mejor rendimiento y prioriza esa especialización a la hora de adjudicar contratos. «No nos sirve a nosotros ni a ellos que el proveedor la choque», planteó.
YPF incrementó de 12 a 16 el número de equipos de perforación activos en lo que va de 2026, y la compañía prevé alcanzar entre 19 y 20 hacia fin de año. «El desafío más grande es mantener la eficiencia porque, al ritmo que está creciendo la industria y la demanda, no podemos solamente sumar más, sino hacerlo de una forma muchísimo más eficiente», advirtió Actis. Para lograrlo, la compañía introdujo el modelo TPS (Toyota Production System), ya aplicado en el trabajo con sus proveedores, e implica revisar a diario los procesos operativos.
Además de Actis, participó del panel «¿Estamos listos para el próximo salto?»Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, con la moderación de Nicolás Gandini. En la segunda parte intervinieron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, y Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, moderados por Sabina Trossero, con la co-moderación de Pablo Fiscaletti, presidente de QM.
La gente como cuello de botella
Marcelo Gioffré planteó otro problema estructural del sector, la fuerte dependencia de sus proveedores. «Esta es una industria que, a diferencia de muchas otras, no ajusta un tornillo sin un contratista», señaló, y contrastó esa realidad con su experiencia en otras industrias, donde el mantenimiento quedaba a cargo de personal propio de la compañía. Como respuesta, PAE trabaja en integrar distintos servicios en Neuquén, en las áreas de operaciones y OPEX, para reducir la cantidad de proveedores con los que administra una misma actividad y concentrarse en lo que considera su función central: perforar, planificar y desarrollar áreas.
El proyecto de exportación de GNL implicará una demanda de personal de 350 personas en forma permanente solo en el barco de licuefacción, a las que se sumarán 150 más en tierra para asistir la operación. «Es un sueño hecho realidad, que no solo va a traer nuevas especialidades y nuevas necesidades de proveedores y servicios, sino capacitaciones de gente que hoy no tiene este tipo de capacidades», dijo.
Para el directivo de PAE, ese proyecto es también un ejemplo de la falta de proveedores locales especializados: la empresa a cargo del tendido submarino es colombiana, y la otra que se presentó a la licitación, mexicana. Esa compañía acumula, según contó, cuatro meses de demora en el tendido de un caño de 15 kilómetros para el primer barco, por las características del suelo que encontró. «Junto con el programa pyme de PAE y de desarrollo de proveedores, estamos trabajando con la provincia, las escuelas técnicas y el IAPG para que la gente se especialice. No va a ser algo fácil», señaló.
Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, informó que este año lanzaron un área específica de desarrollo de proveedores y avanzan en un portal digital para agilizar la relación comercial. Según planteó, el crecimiento de la compañía —que multiplicó por diez su producción desde que adquirió los activos de Exxon— obliga a construir vínculos de largo plazo con los proveedores en lugar de operar contrato a contrato. «La vieja oficina de compras, donde hablábamos solo de tarifa, ya no alcanza», señaló, y remarcó que el foco pasa ahora por la innovación y la eficiencia.
De izquierda a derecha: Guillermo Murphy (Tecpetrol) y Pablo Zelerteins (Pluspetrol). Foto: Dan Damelio.
Logística: el punto más débil
El transporte de arena para fractura en Vaca Muerta es uno de los ejemplos más claros del cuello de botella logístico que enfrenta la industria. La demanda puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027.
«Lamentablemente, como industria, no pudimos alinearnos y ponernos de acuerdo para lograr una solución que necesitaba de todos, como era el sistema ferroviario», reconoció Actis. Ante ese fracaso, dijo, YPF explora ahora un esquema con tres vías: la vial con camiones, una ferroviaria combinada con camiones hasta Palmira, en Mendoza, y una fluvial que todavía se encuentra en etapa de análisis. Según explicó, montar la vía fluvial sería más rápido que un sistema ferroviario, aunque el desafío pasa por integrar actores que ya existen por separado —navieros, gestión portuaria, transporte terrestre— en un esquema conjunto.
Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, graficó por qué la compañía llegó a ese nivel de exigencia: la arena viaja más de 1200 kilómetros desde su origen hasta el pozo, mientras que el set de fractura —la maquinaria que no puede detenerse— solo cuenta con dos o tres días de stock. En ese contexto, contó que la empresa llegó a facturarle a un proveedor nueve minutos de tiempo improductivo (NPT, por sus siglas en inglés) por una demora en la entrega. «Un poco paranoicos estamos, pero a ese nivel de control tenemos», dijo. Por eso, agregó, Tecpetrol decidió integrarse en la producción de arena y en su traslado hasta el pozo, pero no en el transporte de larga distancia.
El 10 de agosto de 2026, TanGo Energy anunció un acuerdo estratégico para iniciar una nueva etapa de exploración en Payún Oeste, área ubicada en Malargüe, Mendoza, dentro del sector norte de Vaca Muerta. La compañía aprobó la cesión de derechos sobre recursos no convencionales a Unconventional Resources S.A. (URSA), que financiará las actividades exploratorias mientras TanGo continuará como operadora del área.
El proyecto contempla exploración no convencional en una superficie de 179 km², donde ya existen 13 pozos perforados previamente por otras compañías. El área cuenta con una concesión vigente hasta 2044 y presenta potencial tanto para recursos convencionales como no convencionales.
URSA asumirá íntegramente el financiamiento de las actividades no convencionales, lo que permitirá a TanGo avanzar sin realizar desembolsos directos ni asumir riesgos financieros.
Al mismo tiempo, la compañía conservará la operación del área y mantendrá derechos sobre el desarrollo convencional, además de participación económica en el proyecto vinculado con los recursos no convencionales.
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La compañía definió una estrategia que combina la continuidad de su rol como operadora con la incorporación de un socio que aporta capital, lo que habilita una fase de mayor actividad en el área y mantiene abierta la posibilidad de desarrollar tanto los recursos convencionales como los no convencionales.
En Payún Oeste, el avance se suma a otros proyectos que buscan determinar con mayor precisión el potencial hidrocarburífero de la Vaca Muerta mendocina. La exploración resulta clave porque permite obtener información sobre las características de las formaciones y evaluar las condiciones necesarias para una eventual etapa de desarrollo.
Concesión vigente hasta 2044: un horizonte de largo plazo que asegura continuidad, mientras los antecedentes de perforaciones previas constituyen insumos relevantes para la estrategia de evaluación. El acuerdo marca un paso concreto en el proceso de expansión de Vaca Muerta más allá de Neuquén, consolidando a Mendoza como nueva frontera energética.
Con este esquema, Payún Oeste se prepara para ingresar en una nueva fase exploratoria, con una estructura que combina la experiencia operativa de TanGo Energy y el financiamiento de URSA para las actividades no convencionales.
YPF aceptó la oferta de Edenor para adquirir su participación en MetroGAS y MetroENERGÍA por US$ 780 millones, en una operación que aún espera el visto bueno del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad. La desinversión, enmarcada en la estrategia de concentrar recursos en Vaca Muerta, cierra una larga controversia administrativa desatada por la Ley 24.076, aunque se produce en un escenario adicional de interrogantes: la distribuidora aprobó su primer reparto de dividendos en 25 años por $65.000 millones mientras negocia el pago de una deuda de similar magnitud con Energía Argentina.
En el marco de la revisión de su portafolio y de la estrategia de concentrar inversiones en Vaca Muerta, YPF decidió desprenderse de sus activos en el segmento de distribución. Su Directorio aceptó la oferta vinculante de Edenor para adquirir la totalidad de sus participaciones en MetroGAS y MetroENERGÍA por un monto de US$ 780 millones.
El proceso de venta, conducido por el asesor financiero Citigroup (Citi), incluyó la recepción y evaluación de diversas propuestas; finalmente, el 10 de agosto de 2026, el Directorio seleccionó la presentada por la eléctrica. La operación, comunicada a la Comisión Nacional de Valores por la responsable de Relaciones con el Mercado de YPF, Margarita Chun, quedó sujeta al cumplimiento de las condiciones previstas en la oferta —entre ellas, las autorizaciones regulatorias y las garantías correspondientes— y requiere, expresamente, la aprobación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE).
La transacción abarca el 70% del capital y los derechos de voto que YPF posee en MetroGAS —representado por 290.277.316 acciones Clase A y 108.142.529 Clase B—, así como el 5% que mantiene en MetroENERGÍA, equivalente a 11.500 acciones Clase A. Una vez concretada, la petrolera estatal dejará de tener participación accionaria en ambas sociedades. MetroGAS, que presta servicio a unos dos millones de usuarios de la Ciudad y el Gran Buenos Aires mediante una red de más de 11.000 kilómetros de cañerías, tiene además entre sus accionistas a Integra Gas Distribution (9,23%), la ANSES (8%) y tenedores bursátiles (13% restante). Integra, holding fundado por José Luis Manzano, se encuentra vinculado desde 2021 al control de Edenor junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti, lo que añade un eslabón societario de interés en la operación.
Integración vertical
El recorrido previo hacia esta desinversión encuentra sus raíces en la normativa vigente y en una larga controversia administrativa. La Ley 24.076, sancionada en 1992, reorganizó el mercado gasífero bajo el principio de desintegración vertical, separando producción, transporte y distribución; su artículo 34 limitó expresamente las participaciones cruzadas entre empresas de distintos eslabones, impidiendo que un productor de gas tuviera control sobre una distribuidora. YPF ya poseía el 45,33% de Gas Argentino S.A. (GASA), sociedad que a su vez controlaba el 70% de MetroGAS, hasta que en noviembre de 2012 ejerció un derecho de preferencia para adquirir el 54,67% restante en manos de British Gas, asumiendo así el control indirecto de la distribuidora.
Si bien ENARGAS convalidó esa operación en abril de 2013 mediante la Resolución I/2566 —inscripta en el régimen de emergencia de la Ley 25.561 y en el proceso de renegociación de contratos—, el dictamen no derogó el artículo 34 ni otorgó una eximición permanente, sino que autorizó una estructura que mantenía latente la tensión regulatoria.
Esa tensión reapareció a fines de 2016, cuando el ente regulador requirió a MetroGAS un cronograma de adecuación a la ley, provocando la impugnación de YPF y la presentación de un esquema alternativo que, sin embargo, no zanjó el conflicto, el cual permaneció abierto en la documentación societaria durante los años posteriores. La cronología puede sintetizarse en cuatro hitos: la sanción de la ley en 1992; la toma de control por YPF entre 2012 y 2013; la intimación de ENARGAS en 2016; y la controversia administrativa iniciada en 2017, que se prolongó hasta la desinversión ahora anunciada.
En ese contexto, la venta de 2026 puede leerse como el cierre de una estructura que había quedado bajo permanente revisión, aunque con un matiz fundamental: Edenor, al ser una empresa de distribución eléctrica y no una productora de gas natural, no incurre en la prohibición de integración vertical del artículo 34, lo que allana el eventual escrutinio regulatorio desde ese ángulo.
La sombra de la deuda
Más allá del traspaso accionario, el proceso se ve atravesado por otra arista financiera y regulatoria. MetroGAS aprobó la distribución de $65.000 millones en dividendos —el primer reparto desde 2001—, sustentado en las ganancias acumuladas tras la recomposición tarifaria y los cambios en el sector. Dicho monto roza el saldo consolidado de $67.557 millones que la compañía reconoció ante Energía Argentina (Enarsa) en septiembre de 2025, originado en compras de gas entre agosto de 2019 y ese mes.
El acuerdo de pago estipula la cancelación de la mitad de esa deuda mediante fondos de un préstamo sindicado y la refinanciación del resto en nueve cuotas trimestrales con vencimiento hasta noviembre de 2027, durante las cuales el saldo devengará intereses a una tasa TAMAR más 8,15% anual. La simultaneidad entre el pago de dividendos y la vigencia de ese plan de pagos ha suscitado cuestionamientos sobre su compatibilidad con los criterios exigibles a una concesionaria de servicio público —en términos de cumplimiento financiero, inversiones y continuidad del servicio—, aunque no existe una prohibición expresa que lo impida.
Si bien suele atribuirse la desinversión de YPF a las restricciones verticales de la Ley del Gas, la nota subraya que no media una orden judicial ni administrativa firme que la obligue a vender, toda vez que la Resolución ENARGAS I-2566/2013 no fue anulada. De este modo, la operación aparece impulsada tanto por los antecedentes regulatorios derivados del artículo 34 como por una decisión empresaria de reasignación de recursos, en un escenario donde el polémico reparto de dividendos añade una capa extra de complejidad al proceso de transición accionaria.
En medio del reciente corte en la venta de gas natural comprimido (GNC) en varias estaciones de servicio, el Gobierno confirmó que no se esperan inconvenientes en el suministro de gas para los hogares durante el invierno ni para la mayoría de la industria.
Desde la Secretaría de Energía destacaron que la interrupción del servicio en expendios de GNC es una práctica habitual y se aplica únicamente en jornadas de bajas temperaturas para preservar la presión en los gasoductos, priorizando el consumo residencial. Según las fuentes oficiales, esta medida forma parte de los acuerdos que las distribuidoras mantienen con sus clientes y se considera “algo normal y sano para el sistema”.
El recorte afecta tanto a estaciones de servicio como a sectores industriales con suministro interrumpible, y permanecerá vigente “hasta nuevo aviso” mientras persista el frío que cubre gran parte del país. No obstante, desde el Ejecutivo subrayaron que la industria está funcionando adecuadamente, ya que un porcentaje significativo ha logrado abastecerse a través de gas natural licuado (GNL) importado.
Sobre este punto, aclararon que algunas empresas intentaron asegurar su suministro especulando con la situación, pero el Gobierno enfatizó que las industrias deben anticipar y contratar los volúmenes de gas que requerirán para los periodos de mayor demanda. Parte de ese abastecimiento puede provenir del GNL, que se regasifica e ingresa al sistema como gas natural.
La adquisición de gas se realiza mediante mecanismos del mercado, como las rondas de subastas organizadas por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), donde se ofrecen volúmenes para períodos específicos y los compradores presentan sus ofertas. “Muchas lo hicieron y otras no”, señalaron desde la Secretaría de Energía.
Ante la falta de contratos anticipados, las industrias enfrentan dos opciones: adquirir gas a precios internacionales más elevados o reducir el consumo, explicaron las fuentes oficiales.
El Gobierno reafirmó que el suministro doméstico está siempre garantizado y descartó preocupaciones relacionadas con la provisión residencial. Argentina continúa importando gas durante el invierno para cubrir los picos de demanda generados por el frío, ya que, aunque la producción local aumentó considerablemente gracias a desarrollos como Vaca Muerta, no es suficiente para abastecer el consumo total en las jornadas más frías.
Por esta razón, llegan regularmente barcos con gas natural licuado, aunque esta dinámica puede ocasionar “cuellos de botella” que afectan a algunos sectores productivos y generan cortes puntuales en la venta de combustible a usuarios comunes.
El gobierno de Javier Milei aceleró las negociaciones con los gobernadores del Norte Grande para avanzar con la modificación del régimen de Zona Fría, una iniciativa que ya fue aprobada por la Cámara de Diputados y que ahora necesita el respaldo del Senado, en una discusión que puede tener impacto directo sobre los usuarios bonaerenses que actualmente cuentan con una tarifa diferencial de gas.
La estrategia de la Casa Rosada consiste en alcanzar un acuerdo político con gobernadores del Norte para garantizar que el proyecto pueda avanzar en la Cámara alta sin incorporar modificaciones que obliguen a devolverlo a Diputados, mientras se abre por separado una discusión para atender el reclamo de las provincias del norte por los elevados costos energéticos durante los meses de altas temperaturas.
Según reveló este lunes Infobae, el jefe de Gabinete, Diego Santilli, mantuvo contactos con los gobernadores durante el fin de semana en la previa de una reunión que tendrá lugar este miércoles en Posadas. La Casa Rosada busca que los mandatarios norteños acompañen el proyecto de modificación de Zona Fría que ya cuenta con media sanción y eviten introducir cambios durante su tratamiento en el Senado.
A cambio, el gobierno está dispuesto a habilitar una discusión legislativa específica sobre las denominadas “zonas cálidas”, con el objetivo de establecer condiciones diferenciales para las provincias donde las temperaturas extremas generan un fuerte incremento del consumo energético durante el verano.
La negociación, de esta manera, se divide en dos etapas: primero, garantizar la aprobación del proyecto de Zona Fría; después, avanzar con una iniciativa independiente para atender el reclamo energético del Norte Grande.
¿Qué puede pasar con el beneficio?
El punto que genera especial atención en las provincias actualmente alcanzadas por el régimen es qué modificaciones tendrá finalmente el esquema de subsidios al gas. El proyecto que impulsa el gobierno nacional busca avanzar sobre el régimen vigente y que fue ampliado en 2021, incorporando distintos distritos país al régimen que otorga descuentos del 30% y 50% en la factura de gas, entre ellos General Pueyrredon.
Para los usuarios bonaerenses, la discusión resulta particularmente sensible porque la Zona Fría alcanza a una amplia parte del territorio provincial, con descuentos sobre las facturas de gas que buscan compensar las mayores necesidades de calefacción durante los meses de bajas temperaturas.
La posibilidad de que el régimen sea modificado ya había generado preocupación en distintos sectores de la Provincia, que cuestionaron el impacto que una reducción del beneficio podría tener sobre los hogares.
Una negociación clave en el Senado
El acuerdo con los gobernadores resulta estratégico para Milei porque el oficialismo no cuenta con mayoría propia en el Senado y necesita construir consensos con los bloques vinculados a los gobiernos provinciales, en un contexto complejo luego del traspié sufrido la semana en esa cámara, donde no logró avanzar el cambio a la ley de tierras y del manejo del fuego.
Por eso, la reunión de los diez gobernadores del Norte Grande en Posadas será una instancia clave para determinar si la Casa Rosada logra cerrar el entendimiento que permita avanzar con Zona Fría.
Según el esquema que se encuentra en negociación, los gobernadores obtendrían una vía institucional para discutir una tarifa diferencial para las zonas de altas temperaturas, mientras el Gobierno conseguiría despejar uno de los principales obstáculos para convertir en ley su reforma del régimen de Zona Fría.
La discusión todavía no está cerrada y resta conocer cuál será el alcance final de las modificaciones al régimen. Para Buenos Aires, el punto central será determinar qué sucederá con los descuentos que reciben actualmente los usuarios alcanzados por la Zona Fría y cuánto podría cambiar el monto que finalmente deberán pagar en sus facturas de gas.
Una grave explosión ocurrió el lunes en la batería 1 de Chevron, ubicada en la zona de El Trapial, dentro del yacimiento de Vaca Muerta. El incidente fue provocado por una reacción química, y como consecuencia, tres trabajadores resultaron heridos y fueron trasladados para recibir atención médica.
Entre los afectados, una trabajadora del área de seguridad e higiene sufrió un traumatismo leve en cadera y cráneo, por lo que fue trasladada de urgencia a una clínica en Rincón de los Sauces para realizarle estudios complementarios, incluyendo una tomografía. Además, dos empleados, afiliados al Sindicato de Petroleros Privados y pertenecientes a la firma contratista QSB, presentaron heridas leves y también fueron hospitalizados, aunque permanecen fuera de peligro.
De acuerdo con las autoridades, la explosión generó el vuelo de esquirlas a más de 1.000 metros, lo que provocó las lesiones en los operarios. El yacimiento se encuentra a unos 50 kilómetros de Rincón de los Sauces, motivo por el cual se desplegó un operativo sanitario importante y se activaron los protocolos de emergencia, que incluyen la intervención de personal policial y bomberos voluntarios debido al manejo de materiales peligrosos en el lugar.
Desde el sindicato petrolero indicaron que “explotó la batería, aparentemente una reacción química. Hay que establecer peritajes, obviamente, todavía no está claro”. También señalaron que “afortunadamente no hubo víctimas. Hubo tres personas alcanzadas por la onda expansiva, dos trabajadores de base que le habían hecho un estudio de control, pero estaba todo bien”.
La empresa Chevron confirmó que el accidente ocurrió mientras los trabajadores realizaban tareas de limpieza de una cañería en la instalación de El Trapial. Según la información disponible, los tres empleados se encontraban estables y el área afectada fue asegurada para iniciar una evaluación exhaustiva que permita determinar las causas exactas del incidente.
En horas de la tarde, los tres trabajadores recibieron el alta médica, dejando atrás el riesgo inmediato que presentaron tras la explosión.
La Municipalidad de Comodoro Rivadavia inició una demanda inédita contra YPF S.A. para exigir la reparación completa de los pasivos ambientales que afectan el ejido municipal. La acción fue impulsada por el intendente Othar Macharashvili como una defensa contundente del patrimonio ambiental, territorial y urbano de la ciudad.
La presentación judicial reclama que YPF se haga responsable de la identificación, evaluación de riesgos, saneamiento, remediación y monitoreo de estos pasivos, que incluyen pozos, ductos e instalaciones abandonadas, así como suelos degradados incorporados al tejido urbano que limitan el desarrollo y la planificación segura del territorio.
El Municipio sostiene que “mientras el daño ambiental subsista, también subsiste la obligación de recomponer” y que dicha responsabilidad no puede extinguirse por el tiempo transcurrido, cambios en concesiones o acuerdos administrativos entre terceros. Por ello, solicita que se declare inoponible cualquier convenio que intente limitar la obligación constitucional de reparar el ambiente, amparada en el artículo 41 de la Constitución Nacional.
Hoy avanzamos en una decisión histórica en defensa de nuestra ciudad y nuestro suelo.
Después de más de 100 años de explotación petrolera, iniciamos una demanda contra #YPF para exigir la recomposición integral de los pasivos ambientales que permanecen en nuestra ciudad.
Simultáneamente, la Municipalidad elevó el caso a la Comisión Nacional de Valores (CNV), para informar sobre la controversia constitucional y ambiental que podría impactar en aspectos jurídicos, económicos y reputacionales de YPF, una de las principales emisoras del país. Se advierte que esta situación puede representar una contingencia relevante para accionistas, inversores y organismos de supervisión, quienes deben contar con información clara sobre los riesgos ambientales de la compañía.
Además, se cuestiona la coherencia en los compromisos ambientales y de sustentabilidad que YPF comunica al mercado, especialmente en relación con el financiamiento verde de YPF Luz. El Municipio remarca que “los principios ESG no pueden ser invocados selectivamente”, y que la transparencia sobre los pasivos ambientales históricos pendientes es indispensable.
El intendente Macharashvili enfatizó que “Comodoro le dio petróleo y energía a la Argentina durante más de cien años. Sobre esta tierra nació YPF y desde acá se aportaron recursos extraordinarios al desarrollo de nuestro país. Lo que no vamos a aceptar es que, después de un siglo de explotación, los pasivos queden en nuestra ciudad y el costo de repararlos termine recayendo sobre los comodorenses”.
En sus palabras, agregó: “Fuimos a la Justicia porque queremos que YPF recomponga lo que corresponda recomponer. Y fuimos a la Comisión Nacional de Valores porque una empresa que cotiza en los mercados nacionales e internacionales también tiene obligaciones de transparencia frente a sus inversores. No estamos pidiendo privilegios. Estamos defendiendo un derecho constitucional”.
Desde la Municipalidad subrayaron que esta medida representa un hito en la defensa del futuro de Comodoro Rivadavia. “Esta ciudad hizo un aporte enorme al crecimiento energético de la Argentina. Ahora corresponde que quienes generaron impactos sobre nuestro territorio asuman sus responsabilidades. Comodoro no va a renunciar a su ambiente, a sus tierras ni al derecho de las próximas generaciones a recibir una ciudad ambientalmente reparada”.
La privatización de las represasas hidroeléctricas del Complejo Comahue, ubicadas en los ríos Limay y Neuquén, entre las provincias de Neuquén y Río Negro, quedó nuevamente bajo cuestionamiento judicial.
La Fundación Soberanía amplió una denuncia ante el Juzgado Federal de General Roca y pidió investigar una presunta maniobra para subvaluar activos del Estado y favorecer a un grupo reducido de empresas, además de solicitar que, de corresponder, se anulen las adjudicaciones.
La presentación sostiene que el proceso responde a un “mecanismo sistemático y planificado para subvaluar los activos del Estado y transferirlos a un grupo reducido de empresas vinculadas al entorno del poder político”, lo que, según la organización, implicaría una violación del marco de legalidad administrativa.
Entre las empresas cuya citación fue solicitada aparecen Edison, del Grupo Neuss; Central Puerto, de Guillermo Reca, la familia Miguens Bemberg y Eduardo Escassany; y BML Inversora S.A.U., controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, según consignó el diario Ámbito.
La causa se tramita en el juzgado federal de General Roca, a cargo del juez Hugo Greca. Según la ampliación de la denuncia, el proceso habría terminado de conformar “un circuito de beneficiarios de las privatizaciones del gobierno nacional”.
cuatro eslabones y apunta directamente al Ministerio de Economía nacional, conducido por Luis Caputo:
– La elusión del Tribunal de Tasaciones de la Nación.
– La subvaluación de los activos mediante la participación del BICE y la finalidad recaudatoria.
– La identificación de los beneficiarios y la repetición del mismo patrón.
– La consumación del proceso mediante un concurso “sin base” y el apuro fiscal.
El documento también pone el foco en las firmas que resultaron beneficiadas con las adjudicaciones y sostiene que existe una repetición que configuraría un patrón.
En el caso de Alicurá y Cerros Colorados, señala como adjudicataria a Edison Inversiones S.A.U., del grupo liderado por los hermanos Patricio y Juan Neuss.
El Chocón-Arroyito quedó adjudicado a BML Inversora S.A.U., controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea.
Piedra del Águila, en tanto, fue adjudicada a Central Puerto S.A., cuyos principales accionistas, según el documento, son Guillermo Reca, la familia Miguens Bemberg y Eduardo Escassany.
La Fundación Soberanía sostiene que la reiteración de empresas y grupos empresarios en las adjudicaciones permite identificar un “circuito de beneficiarios” dentro del proceso de privatizaciones.
Por ese motivo, solicitó que los empresarios mencionados sean citados en la causa y reclamó que se investigue el procedimiento utilizado para determinar el valor de los activos y las condiciones de las adjudicaciones.
La organización también pidió que, si se comprueban las irregularidades denunciadas, se anulen las privatizaciones de las represas hidroeléctricas del Complejo Comahue.
La compañía cerró el período con ingresos netos por US$ 6.574 millones, un incremento del 33% respecto del trimestre anterior y un avance del 42% en la comparación interanual
YPF alcanzó un EBITDA ajustado de US$ 2.804 millones en el segundo trimestre de 2026, lo que representó un incremento del 76% respecto del trimestre anterior y un marcado crecimiento del 149% en la comparación interanual. Esa cifra es ña más alta de toda su historia. Además, el indicador reflejó un margen del 43% sobre los ingresos netos consolidados de la compañía, que sumaron US$ 6.574 millones impulsados por la dinámica de precios en el mercado local e internacional.
El desempeño financiero estuvo apalancado por la expansión en la producción no convencional de Vaca Muerta y el volumen procesado en refinerías, marcando uno de los puntos más altos en la generación de los últimos períodos, de acuerdo a lo comunicado a la Comisión Nacional de Valores por la compañía sobre los resultados del segundo trimestre.
La utilidad neta totalizó US$ 1.205 millones en el período, en comparación con los US$ 409 millones registrados en el primer trimestre del año y los US$ 58 millones de igual lapso de 2025. Los ingresos netos consolidados registraron un incremento trimestral del 33% y un avance interanual del 42%, sostenidos por la sólida demanda interna y las exportaciones.
En el segmento Upstream, la producción total promedió 544,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d), con una ligera baja del 0,2% interanual. Sin embargo, la extracción de crudo no convencional (shale oil) alcanzó los 212,7 mil barriles diarios (kbbl/d), lo que implicó una expansión del 47% en relación con el segundo trimestre del año anterior. La compañía proyecta alcanzar una producción de 250 mil barriles diarios de petróleo shale hacia el cierre del ejercicio.
Con menos exposición a los campos maduros baja el lifting cost
Los costos de extracción (lifting cost) del total consolidado se ubicaron en US$ 8,4 por barril equivalente, reflejando una disminución del 31% interanual. En tanto, en el core hub no convencional, el costo de extracción se mantuvo en US$ 4,0 por barril equivalente. En mayo, la firma presentó ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto Loma La Lata Oil, orientado al desarrollo y exportación de crudo con una inversión estimada de US$ 25.000 millones.
Las inversiones totales (Capex) del trimestre ascendieron a US$ 1.340 millones, lo que significó un alza del 37% frente al trimestre previo y un 16% más en la comparación interanual. El 77% de los desembolsos se dirigió a la actividad no convencional en la Cuenca Neuquina. Asimismo, la cifra del trimestre incluyó el devengamiento del bono de firma de cinco bloques no convencionales correspondientes al proyecto Argentina LNG.
En el negocio Downstream, el procesamiento de crudo en las refinerías de la empresa promedió 351 mil barriles diarios, registrando un nivel de utilización de las instalaciones del 104%. Los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron los 3.869 mil metros cúbicos, lo que representó un incremento interanual del 10%. Las ventas de gasoil crecieron un 15% trimestral, al tiempo que las naftas mostraron una contracción estacional del 5%.
Respecto de la infraestructura de transporte, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un avance cercano del 77% al cierre de julio. La infraestructura prevé iniciar operaciones de exportación hacia comienzos del próximo año, con una capacidad inicial estimada de 180 mil barriles diarios que proyecta expandirse paulatinamente hasta los 550 mil barriles diarios hacia el segundo semestre de 2027.
El programa de desinversión y el hito de la venta de Metrogas
En el marco del Plan 4×4, YPF continuó con el programa de desinversión en campos maduros convencionales con el Proyecto Andes II. En julio, acordó la cesión de dos clústeres en la provincia de Mendoza (Chachahuén y Mendoza No Operado) por un monto de US$ 405 millones. Con la salida del bloque Manantiales Behr completada en mayo y la concreción de las ventas vigentes, cerca del 95% de la producción de crudo de la compañía ya proviene de recursos no convencionales.
La presentación de resultados del segundo semestre coincidió con uno de los objetivos trazados por la petrolera desde comienzos de 2024. YPF comunicó también este lunes que cerró la venta de la distribuidora Metrogas a la empresa Edenor, de los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, por US$ 780 millones.
El flujo de caja libre finalizó el trimestre en US$ 824 millones, frente a los US$ 871 millones del trimestre anterior y recuperándose del terreno negativo de US$ 365 millones registrado en el segundo trimestre de 2025. El resultado incluyó un impacto extraordinario de US$ 188 millones por la adquisición de los activos no convencionales de Equinor en la cuenca. Excluyendo dicho desembolso, la generación libre de caja se ubicó cerca de los US$ 1.000 millones.
La caja y equivalentes de efectivo cerraron el período en US$ 2.474 millones. La deuda neta consolidada descendió a US$ 7.654 millones, lo que redujo el ratio de apalancamiento neto (deuda neta sobre EBITDA ajustado últimos doce meses) a 1,09 veces, frente al 1,57x registrado en el primer trimestre del año y el 2,10x alcanzado en el tercer trimestre de 2025.
“Eventualmente, el Enrege (Ente Regulador de Gas y Electricidad) tendrá que analizar si es compatible que Edenor controle Metrogas, pero no veo una inconsistencia manifiesta”, explicó un experto legal que pasó por la Secretaría de Energía al analizar si la mayor distribuidora de energía eléctrica del país está habilitada, según la normativa vigente, a quedarse con el control de la principal distribuidora de gas natural de la Argentina.
“En 2024 el Estado avaló una modificación en el estatuto de Edenor que es clave para entender esta operación. Eso cambió todo”, añadió.
Hacía referencia a la resolución 271/2024 del ENRE, del 9 de mayo de 2024, que autorizó una modificación del estatuto de Edenor aprobada dos semanas antes, el 25 de abril, por la asamblea de accionistas de la distribuidora, entre los que figuran José Luis Manzano, Daniel Vila, Edgardo Filiberti y Claudio Belocopitt, titular de Swiss Medical.
La medida lleva la firma de Darío Arrué, quien estaba al frente de la intervención del ENRE bajo el ala del entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.
Al convalidar el cambio en el objeto social de la mayor distribuidora eléctrica del país, el ente regulador habilitó a Edenor a participar de negocios y adquirir activos por fuera de su actividad principal, que es la distribución y comercialización de energía eléctrica. Hasta entonces, el propósito societario de Edenor estaba circunscripto a esa actividad.
A partir de la modificación estatutaria, la compañía quedó formalmente habilitada por el Estado para ampliar su radio de acción y participar de otros negocios, incluso por fuera del sector eléctrico. La adquisición de Metrogas constituye ahora el ejemplo más concreto y de mayor escala de las posibilidades que abrió aquella decisión.
Una decisión que pasó inadvertida
La modificación del estatuto de Edenor, que terminó de ser validada en mayo de 2024, prácticamente no tuvo visibilidad en la agenda pública. Sin embargo, con el paso del tiempo fue generando diferentes posicionamientos dentro del sector y también en áreas técnicas y legales del Estado.
Por un lado, existen voces que cuestionan que una compañía regulada pueda utilizar el flujo de fondos generado por tarifas que define el propio Estado para apalancar inversiones o adquirir activos que no estén directamente vinculados con su negocio principal. Bajo esa mirada, una distribuidora eléctrica debería priorizar la reinversión de sus recursos en ampliar las redes, mejorar la calidad del servicio y fortalecer la infraestructura necesaria para cumplir con su concesión, antes que funcionar como una suerte de private equity que invierte en otros activos.
José Luis Manzano, principal accionista de Edenor, ya controlaba un 9% de Metrogas a través de Integra Capital.
En otra vereda fuentes consultadas por EconoJournal sostienen que esa interpretación responde a una concepción cada vez más desactualizada del negocio de las utilities —(empresas reguladas). A nivel internacional, argumentan quienes defienden esta visión, las compañías del sector tienden cada vez más a comercializar energía en un sentido amplio: electrones a través de la electricidad y moléculas mediante el gas natural, además de incorporar soluciones de almacenamiento, generación térmica y renovable y otros servicios energéticos.
La convergencia entre gas natural y electricidad es, además, particularmente relevante en un sistema como el argentino, donde buena parte de la generación eléctrica depende del abastecimiento del hidrocarburo.
Qué cambió en 2024
En términos jurídicos, la modificación del objeto social introdujo un cambio sustancial. Si el proceso de venta de Metrogas se hubiese realizado hasta 2023, Edenor habría estado imposibilitada de participar como tal en la adquisición de la participación accionaria de YPF en la distribuidora de gas. Desde mayo de 2024, en cambio, la compañía quedó habilitada legalmente para participar con su propio vehículo societario en procesos de adquisición como el que llevó adelante la petrolera bajo control estatal.
Una fuente cercana al Gobierno indicó que la decisión impulsada durante la gestión de Rodríguez Chirillo fue objetada en su momento por algunos funcionarios de segundas líneas en el gobierno. Finalmente, la posición del ex secretario de Energía, que dejó el cargo en octubre de 2024 reemplazado por María Tettamanti, terminó prevaleciendo.
Dos años después, algunas fuentes cercanas al Gobierno admiten que no está claro si la ampliación del objeto social de Edenor sería aprobada actualmente en los mismos términos.
“Es verdad que en su momento fue una decisión polémica, pero en lo personal que Edenor controle dos negocios regulados no me parece un problema grave en sí mismo. Al final del día, el Enrege y la Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) tendrán que analizarlo oportunamente”, indicó una fuente del Ejecutivo.
Un ex titular del área de Energía lo puso en estos términos: “No veo un argumento legal o vinculado con la defensa de la competencia que permita objetar por sí mismo que Edenor controle Metrogas. El mundo avanza hacia la venta de energía y hacia una mayor integración entre los negocios de distribución de gas y electricidad. No veo un obstáculo insalvable para habilitar la operación”.
El debate por la calidad del servicio
Uno de los argumentos de quienes cuestionan la diversificación es que una empresa regulada debería concentrar sus recursos en mejorar la prestación del servicio concesionado. Fuentes cercanas a Edenor responden que la ampliación de su objeto social no estuvo acompañada por un deterioro de la calidad del servicio y destacan que, por el contrario, los principales indicadores técnicos continuaron mejorando.
El SAIDI, el indicador que mide la duración promedio de las interrupciones, pasó de 27,6 horas por cliente en 2017 a 6,1 horas a marzo de 2026, una reducción del 78%. A su vez, el SAIFI, que mide la frecuencia de los cortes, cayó de 9 a 2,9 interrupciones promedio por cliente en el mismo período, una mejora del 67%. En ambos casos, los registros actuales se encuentran por debajo de los niveles de calidad exigidos a la distribuidora.
Un leading case regulatorio
En cualquier caso, el organismo regulador deberá tomar posición sobre la operación. El Enrege es conducido actualmente por su vicepresidente, Vicente Serra Marchese, dado que el cargo de presidente continúa vacante desde la salida de Marcelo Lamboglia. La Secretaría de Energía convocó a un nuevo concurso para seleccionar al titular del organismo, aunque ese proceso demandará varios meses.
La adquisición de Metrogas abre una discusión para la que no existen antecedentes de esta magnitud en el mercado argentino: una misma estructura accionaria pasará a controlar las dos mayores distribuidoras del país, una del sector eléctrico y otra del segmento de gas natural.
Por eso, la operación puede convertirse en un verdadero leading case regulatorio. La interpretación que adopte el organismo podría sentar las bases para definir cómo deberán analizarse hacia adelante operaciones que involucren la integración, bajo un mismo grupo empresario, de compañías reguladas pertenecientes a distintos segmentos del sector energético.
La propia resolución 271/2024 dejó planteadas algunas de las pautas con las que el ENRE entendía que debía evaluarse la ampliación del objeto social de Edenor. En uno de sus considerandos, el organismo señaló que, dentro del esquema previsto por los artículos 31 y 32 de la Ley 24.065, “no existiría posibilidad de que, a través de los cambios en el objeto social, se sufran perjuicios en el funcionamiento del sector”.
El ente regulador introdujo además una condición relevante: estableció que la normativa no prohíbe a Edenor emprender actividades no reguladas siempre que “no se afecte adversamente al servicio de la actividad regulada” y se proteja adecuadamente a los usuarios.
Y agregó otro elemento que cobra especial relevancia frente a la compra de Metrogas: la ampliación de actividades debería permitir aprovechar “economías de alcance” a través de activos y gastos comunes que tendrían que redundar en una disminución de costos para la actividad regulada.
Las sinergias entre Edenor y Metrogas
Ese último punto adquiere una dimensión concreta a partir de la adquisición de Metrogas. Existen potenciales sinergias entre las operaciones de Edenor y Metrogas dado que ambas compañías comparten buena parte de su área geográfica de prestación en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esa superposición abre la posibilidad de compartir estructuras, servicios, tecnología y determinados costos operativos.
Lo concreto es que una modificación estatutaria que entonces pasó prácticamente inadvertida terminó convirtiéndose, casi dos años después, en una de las claves jurídicas y regulatorias para explicar cómo la mayor distribuidora eléctrica de la Argentina quedó habilitada para avanzar sobre el control de la principal distribuidora de gas natural del país.
YPF informó que, “en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos”, el Directorio de la compañía energética aceptó la oferta presentada por EDENOR S.A. para la compra de su participación accionaria en MetroGAS S.A. (“MetroGAS”) y MetroENERGÍA S.A. (MetroENERGÍA) por un monto de U$S 780 millones.
“Este proceso competitivo y transparente fue llevado adelante Citigroup (“Citi”) en carácter de asesor financiero de YPF. Las distintas ofertas recibidas fueron evaluadas por la compañía y la propuesta seleccionada fue aprobada por el Directorio en su reunión de hoy “(lunes 10/8), se comunicó.
El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en dicha oferta, entre las que se incluyen la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y de las garantías de cumplimiento previstas”, se precisó.
Desde la empresa de mayoría accionaria estatal desde 2012, ahora presidida por Horacio Marín, se argumentó que “esta operación forma parte de la estrategia de YPF de continuar optimizando su portafolio de activos y concentrando sus esfuerzos e inversiones en el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de consolidarse como una compañía shale de clase mundial y avanzar en su transformación en un actor energético de escala global”.
El accionista mayoritario de MetroGAS es YPF, que controla el 70 % de la compañía (a través de acciones Clase A y Clase B). El resto del capital se divide entre la firma Integra Gas Distribution (9,23 %), la Anses (8 %) y acciones flotantes en la bolsa (13 %).
Integra es holding energético y de inversión fundado por José Luis Manzano, que desde 2021 controla la distribuidora de electricidad por redes domiciliarias Edenor (asociado con Daniel Vila y Mauricio Filiberti).
La mayor distribuidora de gas natural por redes domiciliarias del país MetroGAS cuenta con una extensión de más de 11.000 kilómetros lineales de cañerías de alta, media y baja presión, abasteciendo a unos 2 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires.
La operación fue comunicada a la Comisión Nacional de Valores por Margarita Chun, Responsable de Relaciones con el Mercado de YPF S.A.
“YPF S.A. llevó adelante un proceso competitivo para la venta de su participación accionaria en MetroGAS S.A. y MetroENERGÍA S.A. . Como resultado de dicho proceso, y habiendo evaluado las ofertas recibidas, se hace saber que con fecha 10 de agosto de 2026, YPF, aceptó la oferta presentada en esa misma fecha por Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (EDENOR), para la compra del:
(i) 70 % del capital social y los derechos de voto de YPF en MetroGAS consistente en 290.277.316 acciones nominativas, no endosables, Clase A de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción y 108.142.529 acciones nominativas, no endosables, Clase B de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción;
Y (ii) 5 % del capital social y los derechos de voto de YPF en MetroENERGÍA consistente en 11.500 acciones nominativas, no endosables, Clase A de valor nominal $ 1 (un peso) cada una y con derecho a un voto por acción.
El precio de la Transacción asciende a dólares estadounidenses setecientos ochenta millones (U$S 780 millones) y como resultado de la misma, YPF se desprenderá de la totalidad de su participación accionaria en MetroGAS y MetroENERGÍA.
El cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en la Oferta, incluyendo, entre otras, la obtención de las autorizaciones regulatorias aplicables, entre ellas la aprobación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)”, se notificó a la CNV.
Luedo de meses de compulsa YPF desinvierte en la mayor distribuidora de gas de la Argentina por US$780 millones.
YPF informó este lunes que aceptó la oferta presentada por la distribuidora eléctrica Edenor para adquirir la totalidad de su participación accionaria en Metrogas y su comercializadora MetroEnergía, por un monto de US$ 780 millones.
Edenor es controlada mayoritariamente por el grupo Edelcos (Empresa de Energía Cono Sur S.A.), liderado por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. A su vez, Manzano ya cuenta con una participación de 9,23% en la principal distribuidora de gas del país a través de su vehículo de inversión Integra Capital.
La propuesta ganadora de la distribuidora eléctrica se impuso en el proceso competitivo frente a las ofertas presentadas por los otros cuatro grupos económicos que llegaron a la instancia final de la compulsa: Central Puerto (asociado a Ecogas y con accionistas como Guillermo Reca y Eduardo Escasany), el Grupo Pierri (encabezado por Alberto Pierri), el holding MSU (de Manuel Santos Uribelarrea) y el fondo Sophia Capital (accionista de Litoral Gas).
La decisión fue aprobada este lunes por el Directorio de YPF tras concluir un proceso de compulsa competitiva impulsado en los últimos meses, informó mediante un Hecho Relevante a la CNV. No obstante, antes de concretarse deberá ser aprobada por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) y la Autoridad Nacional de la Competencia. Además, que la Secretaría de Energía finalmente apruebe la extensión de la concesión de Metrogas que vence en diciembre de 2027.
Con esta decisión, la conducción de la petrolera avanza con el mandato de focalizar de manera exclusiva sus flujos de caja y esfuerzos técnicos en la producción no convencional. La venta de la mayor distribuidora de gas del país busca liberar recursos para acelerar el desarrollo masivo de Vaca Muerta, con la meta fijada de consolidar a la compañía como un actor shale de escala internacional y potencia exportadora de hidrocarburos.
Una intimación y una venta que se demoró 10 años
En enero de 2017, una vez realizada la Revisión Tarifaria Integral que impulsó el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el entonces Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intimó a YPF para que se desprenda de Metrogas cumpliendo de ese modo con la ley 24.076 que regula al sector. La norma no solo prohíbe que un productor controle a una distribuidora sino también que una distribuidora le compre más del 20% del gas a un mismo productor.
El regulador puso como fecha límite para que se concrete la venta el 31 de diciembre de 2017, pero YPF recurrió esa determinación mediante un recurso administrativo en el área de Legales del Enargas porque aseguró que una fecha tope de venta afectaba el valor de la acción de la distribuidora.
Más allá de la discusión sobre el deadline, la petrolera argentina contrató al Citibank para que lidere la desinversión. En 2017 se inició un concurso público internacional donde varias multinacionales mostraron su interés por la firma. Sin embargo, fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que hacia fines de ese año la petrolera dejó trascender que quería mantener un co-control sobre Metrogas, lo cual desalentó a los jugadores extranjeros que se retiraron de la compulsa. Finalmente, el listado de empresas interesadas se redujo a tres grupos locales: Integra de Manzano, CGC de Corporación América y Disvol de Alejandro Macfarlane. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, inicialmente también había mostrado interés, pero no participó del concurso.
En abril de 2018, luego de que no se prorrogara la Ley de Emergencia Pública que frenaba la aplicación de la ley 24.076, Aranguren insistió para que YPF concretara la venta, pero la compañía siguió demorando el proceso y la crisis económica que se desató ese año hizo que fuera virtualmente imposible concretar la operación.
Ya durante el gobierno de Javier Milei, Horario Marín planteó en varias ocasiones su interés por avanzar con la venta de Metrogas con el argumento de que la distribuidora no está dentro de las actividades que deben formar parte del foco de la compañía.
Finalmente, este año YPF inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas. A mediados de enero autorizó al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo.
Un activo estratégico
Metrogas abastece a más de 2,4 millones de clientes en un área de concesión que abarca la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 municipios del sur del Gran Buenos Aires, lo que representa casi el 27% del total de los usuarios conectados a la red gasífera del país.
Con un tendido de cañerías que supera los 18.000 kilómetros de extensión, la firma entrega aproximadamente el 18% del gas suministrado a nivel nacional, posicionándose como una pieza de infraestructura central para la demanda residencial, comercial e industrial del área metropolitana.
Tras años de congelamiento tarifario, entre 2023 y 2025 la compañía duplicó su ganancia bruta, cuadruplicó su resultado operativo y redujo su nivel de endeudamiento financiero y comercial a un tercio.
La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 198/2026, que la actual Concesionaria HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO S.A. continuará operando el Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga (Santiago del Estero) , que le fueran otorgados en concesión en 1994, ahora hasta el 15 de diciembre de 2026, en tanto remita dentro de los próximos 10 días hábiles la Carta de Adhesión que corresponde, según un Anexo de la R-198.
Dicha norma establece que, en caso de no efectuarse la adhesión referida, la Concesionaria estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 90 días corridos, con el fin de que el Estado Nacional “adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del Contrato de Concesión que se inició en 1994”. Dicho contrato contemplaba una prórroga de 12 meses, vencida en diciembre de 2025, y luego prorrogado hasta fines de agosto 2026.
En los considerando de la R-198 Energía refiere que “es intención del Estado Nacional volver a licitar la concesión del Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y a la Central Hidroeléctrica Los Quiroga bajo un proceso competitivo nacional e internacional”.
Al respecto, se argumenta además que “los procesos de licitación emprendidos por el Estado Nacional contemplan un grado de complejidad que se evidencia en la necesidad de conducir diversas tareas que garanticen la transparencia, la igualdad de oportunidades entre los oferentes y la correcta utilización de los recursos públicos”.
Esto último, en relación a “la elaboración de los pliegos de bases y condiciones correspondientes, la definición de las normas de manejo de aguas aplicables, la identificación de las inversiones obligatorias que deberán realizar los nuevos concesionarios con el objetivo de extender la vida útil de los activos de los complejos hidroeléctricos, el replanteo del perímetro de concesión de cada uno de los complejos hidroeléctricos y la elaboración de los manuales de protección del ambiente y seguridad de presas”.
En la R-198 se determina que “si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujeta a las siguientes condiciones:
a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que se modifican, amplían y/o aclaran. b. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a pesos 5.000.000 (cinco millones). La garantía, a instancias de la S.E., podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución. Deberá ser presentada en un plazo máximo de diez (10) días hábiles desde la oficialización de la R-198. c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la Concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Esta Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria. d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de Santiago del Estero que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos. e. Con una frecuencia trimestral la Concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato. f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Contrato de Concesión del Complejo Hidroeléctrico Rio Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga, hasta tanto se produzca el vencimiento del (nuevo) plazo previsto en la nueva Resolución. g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego.
Asimismo la R-198 establece la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (de la S.E.) en su calidad de veedor para el Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga por el (nuevo) plazo establecido.
El informe sobre los resultados del segundo trimestre del año de la energética YPF reveló una utilidad neta que ascendió a U$S 1.205 millones, la segunda más alta de la compañía, reflejando de forma clara los resultados del Plan 4×4 (de reestructuración de negocios de la compañía). El trimestre de mayor utilidad neta corresponde al Q3 del año 2025.
El EBITDA ajustado del período fue de U$S 2.804 millones, con un margen de 43 % sobre los ingresos, el mejor registro en los últimos 20 años.
El EBITDA del trimestre creció 150 % respecto al año anterior, impulsado por el continuo crecimiento de la producción de shale, la reducción en los costos de extracción, los niveles récord de procesamiento, la continua optimización y eficiencia operativas y la dinámica alcista de precios.
Durante el segundo trimestre YPF implementó un esquema de buffer temporal de precios de naftas y gas oil por el cual no trasladó al surtidor el impacto completo de la suba de precios internacionales, se puntualizó.
La producción de petróleo shale promedió 213.000 barriles diarios, con un crecimiento de 47 % interanual. Para finales de este año, la compañía espera continuar creciendo hasta alcanzar 250.000 barriles diarios de petróleo shale.
En este sentido, en el mes de mayo YPF presentó al RIGI el proyecto Loma La Lata Oil, con una inversión de 25.000 millones de dólares, la más importante hasta ahora presentada para acceder a dicho régimen.
Durante el segundo trimestre 2026, las inversiones alcanzaron U$S 1.340 millones de dólares, un 16 % por encima del año pasado, de los cuales el 77 % se destinaron a la actividad no convencional, principalmente en Vaca Muerta.
Se espera una aceleración importante durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale al cierre del año, se indicó.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías de la compañía alcanzaron un nuevo récord histórico de 351.000 barriles diarios, con una utilización del 104 %, lo que también permitió registrar récords de producción de naftas y gas oil, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar excedentes a países de la región.
Las ventas de naftas y gas oil crecieron 10 % en volumen respecto al año anterior, consolidando una participación de mercado del 59 % en el trimestre analizado.
El proyecto del Oleoducto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 77 % de la obra ejecutada al cierre de junio de 2026. Se espera que el nuevo oleoducto y terminal inicien sus operaciones de exportación de petróleo para principios del año próximo.
Como parte del Plan 4×4, la compañía continuó avanzando en la venta de activos no estratégicos. El jueves 6 de agosto YPF acordó la venta de 2 grupos de áreas convencionales en la provincia de Mendoza por un monto de alrededor de 400 millones de dólares.
Cuando se logre el cierre de dichas transacciones YPF tendrá 95 % de su producción en Vaca Muerta acercándose al objetivo de convertirse en una empresa netamente de No Convencionales Integrada.
El flujo de caja libre fue de 824 millones de dólares siendo el tercero más alto de la historia, que incluye un efecto extraordinario por la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta.
Excluyendo este efecto, la generación de caja hubiese ascendido a 1.000 millones de dólares, demostrando el sólido desempeño operativo y financiero alcanzado durante el trimestre, se describió.
Esto le permitió a YPF cerrar el trimestre con una liquidez récord histórica de casi 2.500 millones de dólares y reducir el ratio de endeudamiento neto a 1.09 veces, el más bajo de los últimos 11 años, remarcó la empresa de mayoría accionaria estatal.
Dos proyectos en la Legislatura buscan repudiar los dichos de Estados Unidos por el contrato de CALF con Huawei.
El oficialismo de Rolando Figueroa buscará bajarle el tono en la Legislatura de Neuquén al escándalo diplomático por lapresión de Estados Unidospara que la cooperativa CALF cancele un contrato con la firma china Huawei para la provisión de fibra óptica en la provincia. Este miércoles tomarán estado parlamentario dos proyectos que buscan repudiar los dichos de funcionarios de la Embajada norteamericana pero no cuentan, por ahora, con apoyo de La Neuquinidad para prosperar en el recinto.
«Hay que tener cuidado», advirtió un legislador cercano al gobernador, quien planteó que un eventual repudio podría dejar en una posición incómoda a la Provincia frente a futuras búsquedas de inversiones en Estados Unidos.
Los dos proyectos ingresaron este lunes en la Legislatura e iniciarán su trámite parlamentario formal el miércoles en sesión.
El primero fue presentado por 12 diputados entre los que hay integrantes del MPN, de Unión por la Patria, la UCR y Fuerza Libertaria. Fue iniciado por la diputada Cielubi Obreque (MPN), asesora legal de la cooperativa CALF actualmente en uso de licencia por su cargo político.
El texto comunica «su más enérgico repudio, rechazo y preocupación por las comunicaciones remitidas a través de un servicio de mensajería instantánea por el señor Andrew Dilts, agregado de Asuntos Económicos de la Embajada de los Estados Unidos de América en Argentina, a un gerente de la Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada -CALF-, con motivo de las relaciones comerciales de dicha entidad con la empresa de origen chino Huawei para la compra de equipamiento tecnológico».
También manifiesta su solidaridad con la cooperativa y solicita a la Embajada de Estados Unidos que informe si las comunicaciones de Dilts «reflejan una posición oficial» de esa representación diplomática o del gobierno estadounidense respecto de las iniciativas tecnológicas de CALF.
Entre las firmas del MPN no figuran las más cercanas a Figueroa y al intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, como son las de los diputados Gabriel Álamo, Claudio Domínguez o Ludmila Gaitán.
El segundo proyecto lo presentó el diputado del FIT, César Parra, y declara «su enérgico rechazo a las acciones y declaraciones de la Embajada de Estados Unidos en nuestro país en relación con el contrato suscripto entre CALF y la empresa Huawei por considerarlas como una intromisión colonial».
Ninguna de las iniciativas sumó aval del interbloque de La Neuquinidad, desde donde advirtieron a EN/CLAVE que es necesario «bajar la espuma» del escándalo.
«Bajarles el tono»
El hecho se da justamente en momentos donde el gobierno de Neuquén busca atraer a nuevos jugadores norteamericanos a Vaca Muerta.
Como contó EconoJournal, hay interés de al menos dos firmas de Estados Unidos en la licitación de 15 bloques que realizará este mes la estatal GyP: Continental Resources, que ingresó formalmente a la provincia el año pasado, y también la texana Brigham Exploration LLC.
«¿Los legisladores de Neuquén van a repudiar a una Embajada de un país porque les va a quitar las visas a unos funcionarios? ¿Y cuándo el gobernador viaje a Houston a buscar inversiones qué va a pasar? Hay que tener cuidado», analizó un diputado sobre los proyectos.
La estrategia en el recinto podría pasar por forzar un tratamiento de los textos en comisión para poder «bajarles el tono». En otras ocasiones, frente a disyuntivas similares, se optó por reemplazar la palabra repudio por «preocupación», por ejemplo, aunque no está claro si ese sería el camino esta vez.
El proyecto que reunió la mayor cantidad de firmas plantea en sus considerandos que la Legislatura «reconoce plenamente la potestad soberana de los Estados Unidos de América para definir y aplicar su propia política migratoria» y el derecho de su representación diplomática a expresar, por los canales oficiales, las preocupaciones de su gobierno.
Pero define que «una cosa es el ejercicio soberano de esa potestad; otra es la eventual invocación de sus consecuencias personales sobre un trabajador, a través de un canal no institucional y sin facultades para decidir sobre la continuidad de una iniciativa que corresponde a los órganos de gobierno de una cooperativa argentina».
«Esa combinación, con independencia de la intención de quien la formule, resulta susceptible de condicionar el proceso de toma de decisiones de una entidad radicada en territorio neuquino y de involucrar, sin resguardos institucionales, a un trabajador que no debe cargar individualmente con las consecuencias de decisiones que pertenecen a la institución», añade el escrito presentado por la diputada Cielubi Obreque.
Los planes de CALF con Huawei
En la carta que el embajador estadounidense Peter Lamelas envió a CALF confirmó que las intenciones de culminar e contrato entre la cooperativa y Huawei tienen como objetivo garantizar la seguridad nacional y la de Estados Unidos «dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF».
Y argumentó que Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino y que las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas «están obligadas» a entregarle los datos que recopilan.
Según había publicado la propia cooperativa en abril de este año, tras una visita de funcionarios a la casa matriz de la firma en la ciudad china de Shenzhen, el acuerdo tenía entre sus ejes la adquisición de «soluciones de fibra óptica para WiFi en espacios públicos y grandes superficies» y la integración «hacia un Datacenter propio a realizar en conjunto con la municipalidad de Neuquén en el tercer edificio del Polo Tecnológico próximo a licitarse».
CALF es proveedora de fibra óptica en el plan de conectividad que está desplegando el gobierno provincial y también tenía intenciones de avanzar en nodos de seguridad y el sistema de cámaras de videovigilancia, según pudo saber este medio.
Si la cooperativa decide mantener su contrato con la empresa china, el Ejecutivo de Figueroa deberá definir si hace lo mismo con las eventuales contrataciones de CALF, evaluaron en la Legislatura.
El intendente Mariano Gaido también había visitado la empresa a principios de este año como parte de una gira oficial por China y Japón y avanzado en negociaciones para evaluar la posibilidad de incorporar tecnología de Inteligencia Artificial de Huawei al Parque Solar que proyecta el municipio en la meseta junto con CALF.
La industria proyecta que la demanda de arenas de fractura en Vaca Muerta crecerá de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 a un rango de entre 7 y 8 millones de toneladas hacia 2027.
La provincia de Río Negro avanza en la consolidación de la infraestructura logística y técnica necesaria para dar soporte al proyecto Argentina LNG. La secretaria de Energía y Ambiente provincial, Andrea Confini, confirmó que el Ejecutivo local planifica la ejecución de la «Ruta de las Arenas», un corredor vial clave para agilizar el traslado de este insumo clave ante el deterioro de las rutas nacionales.
Además, informó que trabajan en la creación del nuevo Instituto Vaca Muerta junto al Southern Alberta Institute of Technology (SAIT)de Canadá, entidad de referencia global en instrucción para el sector energético, el cual estará listo a fines del año próximo.
En una entrevista en El Fondo del Pozo, la funcionaria anunció que trabaja en una reingeniería del transporte terrestre para absorber el creciente flujo de insumos que demanda la actividad no convencional, especialmente en el traslado de arenas a través de una nueva traza paralela a la Ruta Nacional 22.
Cómo es la nueva «Ruta de las Arenas»
La industria proyecta que la demanda de arenas de fractura en Vaca Muerta crecerá de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 a un rango de entre 7 y 8 millones de toneladas hacia 2027, lo que representa un incremento cercano al 45%. Sin embargo, la logística actual para trasladar ese volumen enfrenta un severo cuello de botella debido al mal estado de las rutas y las congestiones de tránsito.
“El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta exige ordenar de manera integral la conectividad y el transporte de insumos. Estamos evaluando y planificando esquemas que contemplan distintas alternativas para no saturar la red vial existente”, señaló la secretaria de Energía.
En este contexto se encuadra el proyecto de la “Ruta de las Arenas”, una traza vial estratégica proyectada sobre la zona productiva del Alto Valle que conectará el tramo comprendido entre General Roca y el norte de Cinco Saltos. Este trazado permitirá ingresar a Añelo y a los yacimientos de Vaca Muerta sin necesidad de atravesar los actuales puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.
El corredor estará destinado exclusivamente al tránsito masivo de insumos clave para la industria petrolera. De acuerdo con Confini, el proyecto aportará un doble beneficio: desviará el tránsito pesado de gran tonelaje fuera de las rutas urbanas utilizadas habitualmente por la población y otorgará mayor certeza operativa en tiempos y costos logísticos a las empresas operadoras y de servicios.
“Todo lo que ingresa a Neuquén para el desarrollo del oil & gas pasa por Río Negro y la logística hace competitivo o no a un proyecto. Es interés de la provincia y del sector privado que esa ruta exista, por lo que oportunamente nos sentaremos a conversar con los privados para definir las herramientas de financiamiento de esta obra”, señaló Confini respecto al esquema de inversión.
En paralelo, la funcionaria afirmó que la provincia continúa las negociaciones con el Gobierno Nacional para concretar el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151, aunque aclaró que las tratativas se encuentran trabadas debido a contratos de ampliación pendientes de resolución.
Planifican la creación de un nuevo instituto de formación
Confini reveló además que trababan junto al Southern Alberta Institute of Technology en la creación del Instituto Vaca Muerta, que estará operativo para fines de 2027. La fecha coincide con la llegada proyectada de las primeras unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y el inicio formal de los despachos de gas natural licuado al mercado internacional entre finales de ese año y comienzos de 2028.
«Cuando analizamos los requerimientos técnicos que va a demandar un proyecto de la magnitud de Argentina LNG en la costa rionegrina, identificamos que existe una brecha estructural entre la oferta educativa que hoy tiene la provincia y las necesidades reales de la industria», sostuvo la funcionaria.
En este sentido, afirmó que el desafío no implica únicamente la contratación de mano de obra para la fase de construcción de los proyectos de GNL que lideran Southern Energy (SESA) e YPF, sino también “garantizar que los profesionales rionegrinos estén capacitados para operar y mantener la infraestructura a lo largo de las décadas de vida útil del proyecto», explicó Confini.
El nuevo instituto apunta a formar al personal técnico para los buques metaneros.
Para alinear los programas a la demanda real de la cuenca, la provincia articula el proyecto con las principales empresas del sector, además de contar con el respaldo científico-técnico del Instituto Balseiro.
Según precisó la secretaria de Energía, el centro educativo contará con una oferta académica orientada a tres áreas operativas críticas: Operación y mantenimiento de plantas de licuefacción, Gestión de logística portuaria pesada y servicios marítimos complejos y Sistemas de separación, fraccionamiento y manejo de criogenia.
Para esto, la provincia también implementará un curso básico de nivelación para alumnos que culminen las escuelas secundarias técnicas, el cual incluirá contenidos de física, química, matemática e inglés. El objetivo es que los aspirantes cuenten con los saberes necesarios al momento de rendir el examen de ingreso. “Todas las operaciones a bordo de los buques metaneros, las plantas flotantes y la normativa internacional de navegación se manejan en inglés. Si queremos que nuestra gente ocupe mandos medios y puestos de alta calificación operativa en esas instalaciones, el dominio técnico del idioma es un requisito excluyente”, remarcó la funcionaria.
Por otro lado, indicó que se encuentran trabajando con la Prefectura Naval Argentina para que los egresados del instituto cuenten con las habilitaciones y permisos requeridos por la normativa nacional para desempeñarse en entornos marítimos.
Marcelo Rucci, líder del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, criticó la medida unilateral de Halliburton Argentina que exige una reducción del 23% en los contratos vigentes con sus proveedores, advirtiendo que esta decisión podría afectar gravemente a las pymes regionales y al empleo vinculado a la actividad en Vaca Muerta.
La empresa comunicó a sus contratistas que aplicará la baja en los valores contratados para el período de agosto a diciembre de 2026, otorgando un plazo de solo siete días para aceptar las nuevas condiciones. Rucci calificó esta acción como “una calamidad” y destacó que “las empresas locales son grandes generadoras de trabajo y estas decisiones unilaterales golpean directamente sobre el entramado empresario de la cuenca”.
El dirigente sindical manifestó que el sindicato está en estado de alerta y buscará impedir que el ajuste impacte sobre los trabajadores del sector. En sus palabras, “Acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo. Una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo”.
Rucci subrayó que “esto no puede afectar a un solo compañero” y recordó que la industria ha recibido numerosos beneficios para invertir y producir, por lo que “no puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos”.
El sindicato también destacó la situación financiera de Halliburton, que reportó una ganancia neta de 534 millones de dólares en el segundo trimestre de 2026 y destinó cerca de 200 millones de dólares a la recompra de acciones. Para Rucci, “una compañía global que gana más de 500 millones de dólares en un trimestre no puede pretender que una pyme neuquina de treinta empleados sea la que resuelva su problema de competitividad”.
Sumándose al reclamo, la Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) expresó su “profunda preocupación y absoluto rechazo” ante la medida adoptada por Halliburton, advirtiendo que otras empresas de la cuenca podrían adoptar criterios similares, lo que ampliaría el conflicto en toda la cadena de valor de Vaca Muerta.
CEISA resaltó que las empresas neuquinas han realizado importantes inversiones en infraestructura, capacitación, tecnología y generación de empleo local para acompañar el desarrollo del shale. Enfatizaron que una reducción del 23% “no constituye una simple adecuación comercial”, sino una transferencia de costos hacia los proveedores, muchos de los cuales no cuentan con la capacidad financiera para absorber esta disminución sin afectar su estructura operativa.
Por ello, la cámara solicitó la apertura de una mesa de diálogo entre operadoras, empresas de servicios, proveedores, sindicatos y el Estado provincial. Su presidente, Raúl Pablo Martin, afirmó: “Vaca Muerta necesita competitividad, pero también necesita Responsabilidad Empresaria. No existe desarrollo sostenible cuando el ajuste recae exclusivamente sobre quienes generan empleo local”.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) también manifestó su “más enérgico rechazo” a la reducción impuesta por Halliburton, criticando que la medida se comunicó con plazos muy cortos y sin diálogo previo.
FECENE destacó que las pymes proveedoras han invertido en tecnología y ampliado su capacidad operativa, generando miles de puestos de trabajo para sostener el crecimiento de la actividad. Modificar de manera intempestiva las condiciones contractuales pone en riesgo la sustentabilidad de este entramado productivo y la continuidad de numerosas empresas locales.
Además, la federación sostuvo que “la competitividad de la industria no puede construirse a costa del debilitamiento de los proveedores locales” y recordó que el desarrollo de Vaca Muerta requiere relaciones comerciales equilibradas, previsibilidad y respeto por los compromisos asumidos.
Por último, FECENE instó a Halliburton a dejar sin efecto la reducción y a convocar a una instancia de diálogo para buscar alternativas que permitan sostener la actividad. También llamó a operadoras, cámaras empresarias y autoridades provinciales a defender un modelo de desarrollo que combine competitividad con la protección del empleo y el tejido productivo local.
PCR ha inaugurado la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, situado en el partido bonaerense de Tornquist, consolidando su posición como líder en energías renovables en Argentina. La nueva fase del proyecto requirió una inversión de 55 millones de dólares y elevó la capacidad total del complejo a 276,6 megavatios (MW), convirtiéndolo en el parque eólico más grande de la provincia de Buenos Aires.
Esta expansión incorporó seis aerogeneradores Vestas, cada uno con una potencia de 6,2 MW, sumando 37,2 MW adicionales. Los nuevos equipos cuentan con la habilitación comercial otorgada por CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo que les permite inyectar energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La ampliación del parque eólico permitirá abastecer el consumo eléctrico equivalente a más de 340.000 hogares y evitará la emisión anual de aproximadamente 522.000 toneladas de dióxido de carbono (CO₂). De este modo, el proyecto contribuye significativamente a la transición energética y a la reducción de gases de efecto invernadero en el país.
En palabras de Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR: “La incorporación de esta nueva capacidad refleja el compromiso sostenido de PCR con el desarrollo de las energías renovables y con las inversiones de largo plazo que acompañan la transición energética del país”. Además, destacó que el éxito del proyecto se debe al esfuerzo de un equipo que ejecutó la obra siguiendo altos estándares técnicos y operativos.
La ampliación de Mataco–San Jorge es un componente clave en el plan de crecimiento de PCR dentro del sector de energías renovables, que complementa su tradicional actividad en la industria petrolera y gasífera. La empresa, con una fuerte presencia histórica en la Cuenca Neuquina y otras regiones productoras, ha diversificado su matriz energética con inversiones importantes en generación eólica.
Actualmente, PCR opera cuatro complejos eólicos que suman 582 MW de potencia instalada, incluyendo el primer parque híbrido eólico-solar del país. Asimismo, avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría, en colaboración con ArcelorMittal Acindar, que aportará otros 185,6 MW a la capacidad renovable nacional.
Con esta inversión, PCR reafirma su estrategia de combinar el desarrollo de recursos convencionales con el crecimiento sostenido en energías limpias, un eje fundamental para el futuro del sector energético argentino.
En el marco de la celebración de sus 75 años, Grupo Arcor inauguró su primer Parque Solar en el Complejo Industrial Recreo, Catamarca. El proyecto, que se enmarca en la Estrategia de Sustentabilidad 2030 “Vivir Mejor” y en la estrategia de cambio climático de la compañía, constituye un nuevo paso en la incorporación de energías renovables para fortalecer la eficiencia de sus operaciones
Con una potencia instalada de 6,6 MW sobre un predio de 12 hectáreas, el Parque Solar tendrá una generación anual estimada superior a los 11.000 MWh. Esto permitirá que la planta alcance un nivel de uso de energía renovable de hasta el 90% y reducir aproximadamente 4.000 toneladas de CO₂ equivalente por año.
Actualmente, más del 60% de la energía utilizada por el Grupo, tanto eléctrica como térmica, proviene de fuentes renovables. En ese recorrido, en 2025 logró reducir un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero por tonelada producida respecto de 2017.
Como parte de las actividades desarrolladas en el marco del aniversario, la compañía anunció además la ampliación y equipamiento de la Escuela Técnica N°1 de Recreo, que incluye la construcción de un Laboratorio de Ciencias Naturales y un Taller de Electromecánica para más de 600 estudiantes. Asimismo, presentó la Reserva Natural Urbana “Vivir Mejor”, un espacio de 6 hectáreas destinado a la conservación y regeneración del bosque nativo, la educación ambiental y el fortalecimiento del vínculo de la comunidad con su patrimonio natural.
La inauguración contó con la participación del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil; el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; el intendente de Recreo, Luis Polti; el ministro de Gobierno, Seguridad y Justicia, Alberto Natella, junto a otras autoridades provinciales, municipales y directivos de Grupo Arcor.
“El Parque Solar, la Escuela Técnica y la Reserva Natural Urbana reflejan una convicción que acompaña a Arcor desde sus orígenes: crecer junto a las comunidades donde estamos presentes. Comparten una visión de largo plazo y muestran el valor de la articulación público-privada para impulsar iniciativas que generan desarrollo y dejan una huella positiva. Hace casi 40 años elegimos estar en Recreo y hoy renovamos esa decisión”, afirmó Alfredo Pagani, presidente de Grupo Arcor.
Por su parte, el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, destacó: “Es una alegría estar acompañando la puesta en marcha de este parque solar de Arcor, un paso importante en el uso de energía renovable. También quiero agradecer a la empresa por el aporte realizado para la inauguración del laboratorio de la Escuela Provincial de Educación Técnica N°1. La articulación entre los sectores público y privado es fundamental porque genera empleo y contribuye al desarrollo de la provincia. En ese sentido, Arcor es, desde hace casi cuatro décadas, una de las tres empresas que más empleo genera en nuestra provincia”.
Recreo: casi cuatro décadas de desarrollo compartido
Grupo Arcor está presente en Recreo desde 1987. En estos casi 40 años consolidó una de las principales operaciones alimenticias de Catamarca y un actor productivo destacado para la provincia.
El complejo industrial está integrado por tres plantas industriales, 14 líneas de producción, más de 700 colaboradores y una capacidad instalada de 58.000 toneladas anuales. Desde allí se elaboran caramelos de goma, premezclas, gelatinas, jugos en polvo y panificados navideños para el mercado local y diversos destinos de exportación en América Latina, Asia, Europa del Este y Medio Oriente.
La trayectoria de la operación también incluye avances concretos en materia ambiental. El Complejo Industrial Recreo fue la primera planta del Grupo en alcanzar la meta de Basura Cero, evitando el envío de residuos a enterramiento, y cuenta con una planta de tratamiento de efluentes que permite reutilizar agua para riego y valorizar los lodos generados como enmienda orgánica.
La presentación de Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de GNL y Gas Integrado de YPF, fue el momento de mayor voltaje del bloque Oil & Gas del II Congreso en Energía. No porque mostrara cifras —que las mostró— sino porque puso en palabras la verdadera escala del proyecto Argentina LNG. Lo dijo sin rodeos: “Esto no es un megaproyecto.
Es un tera proyecto.” Y el auditorio entendió inmediatamente que estaba hablando de algo que excede cualquier referencia conocida en la industria argentina.
El proyecto YPF–Petronas–ADNOC contempla dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) de 6 MTPA cada una, ancladas en el Golfo San Matías. La capacidad inicial de 12 MTPA, ampliable a 18 MTPA y con un horizonte de 28–30 MTPA, coloca a Argentina en la liga mayor del GNL. Para dimensionarlo: ningún FLNG existente supera los 4 MTPA. El Prelude (Australia) procesa 3.6 MTPA; Coral Sul (Mozambique), 3.4; Hilli Episeyo (Camerún), 2.4. Argentina LNG, directamente, duplica la capacidad del mayor FLNG del mundo.
Por eso Tanoira afirmó: “No existe en el mundo una planta con la capacidad de la nuestra.”
No hablaba de plantas terrestres como Ras Laffan (Qatar) o Sabine Pass (EE.UU.), sino de plataformas flotantes. En ese universo, Argentina LNG será la más grande del planeta.
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El tera proyecto Argentina LNG —dos FLNG de 6 MTPA cada una, ampliables a 18 MTPA— será la plataforma flotante de licuefacción más grande del mundo y multiplicará el ecosistema industrial argentino.
La magnitud del proyecto es inédita: USD 25.000–30.000 millones de inversión, más de 150 permisos, un gasoducto exclusivo de 600 km, y una arquitectura logística diseñada para operar metaneros en aguas profundas del Atlántico Sur. Tanoira sintetizó la escala con una frase que quedó resonando en el auditorio: “Esto equivale a crear una nueva YPF.” No era una metáfora: era una descripción técnica de la cantidad de infraestructura, proveedores, empleo y servicios que se pondrán en marcha.
El impacto sobre la cadena de valor fue otro de los ejes centrales. Tanoira recordó que Compañía Mega, concebida inicialmente para trabajar con un solo proveedor, hoy sostiene a 900 empresas. YPF, en cambio, ya integra a más de 5.000 proveedores en todo el país. Los nuevos proyectos de GNL multiplicarán ese ecosistema industrial y generarán hubs de desarrollo similares a los que crecieron alrededor de las refinerías de La Plata o Luján de Cuyo.
La Patagonia, históricamente dependiente de la pesca y el turismo, está a punto de incorporar una industria que nunca tuvo: la industria del gas exportador a escala global.
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La escala del tera proyecto implica un ritmo logístico sin precedentes: casi un barco por día saldrá del Golfo San Matías cuando se sumen GNL, etano, propano, butano y condensados. Ese movimiento transformará la Patagonia en un nuevo distrito industrial, con infraestructura, empleo y servicios que no existían hace dos años.
La provincia de Río Negro ya trabaja en programas de formación técnica en San Antonio Oeste/Este para soldadura especializada, operación industrial y logística portuaria, preparando mano de obra para tareas embarcadas y operación de plantas de licuefacción.
Tanoira también aportó contexto regional: Vaca Muerta tiene 270–300 TCF de gas, mientras Argentina consume 1.8 TCF por año. El excedente exportable es gigantesco. La integración energética con Chile, Brasil, Uruguay y Bolivia —a través de 11 gasoductos internacionales— abre oportunidades adicionales, especialmente cuando venzan los contratos de GNL del país vecino.
Además, el gas se convierte en insumo para data centers, petroquímica y nuevas industrias de alto consumo energético, sectores que buscan países con energía abundante y competitiva.
El cierre de Tanoira fue una definición estratégica que sintetiza el momento histórico: la competitividad es una responsabilidad compartida. El RIGI iguala condiciones fiscales con proyectos globales, pero el “costo argentino” depende de la eficiencia de empresas, provincias y Nación. Y remató con una frase que ya circula en el sector: “Si somos competitivos, Argentina LNG nos coloca en las grandes ligas.”
La exposición de Daniel Montamat en el II Congreso y Rueda de Negocios en Energía: El Mapa de la Demanda 2026–2027, organizado por Grupo Runrún Energético, trazó una lectura estratégica que interpela directamente al presente productivo argentino: la energía y la minería ya no son sectores periféricos, sino el ancla del nuevo ciclo de crecimiento que puede ordenar la economía después de décadas de estancamiento.
Montamat partió de un diagnóstico que el país conoce demasiado bien: productividad casi nula, inversión insuficiente y una trayectoria que consolidó el síndrome de las economías de ingreso medio.
Para romper esa inercia, sostuvo, la Argentina necesita estabilizar una tasa de inversión del 25% del PBI, apoyada en sectores con ventajas comparativas y fuerte orientación exportadora. Y allí, afirmó, la energía y la minería ya muestran una calidad de inversión superior, capaz de impulsar un salto de productividad.
En su análisis energético, Montamat fue preciso: si el país sostiene costos de producción de gas por debajo de US$3/MMBTU y energía eléctrica por debajo de US$50/MWh, la energía deja de ser un lastre y se convierte en una ventaja competitiva sistémica para toda la economía. Esa ecuación, dijo, desmonta la narrativa extractivista y posiciona al sector como un habilitador transversal de desarrollo industrial.
El eje central de su intervención fue el mapa de la demanda 2026–2027, elaborado por Runrún Energético. Allí se detalla la magnitud de la inversión comprometida en proyectos bajo el régimen RIGI: US$100.000 millones en energía y US$41.000 millones en minería, que totalizan US$140.000 millones.
Pero el impacto productivo es aún mayor: esa inversión genera un valor bruto de producción estimado en US$280.000 millones, abriendo una ventana inédita para pymes y proveedores industriales. Montamat lo sintetizó en una frase dirigida a los empresarios presentes: “Hay que preguntarse cómo insertarse en esta cuenta compradora”.
EPÍGRAFE 1 — Principales proyectos tractores 2026–2027
Los cinco proyectos tractores del período —GNL YPF/ENI/ADNOC, Upstream masivo de YPF, Distrito Vicuña, expansión de Chevron y Southern Energy GNL— explican más del 60% de la demanda total relevada.
También cuestionó las “aduanas interiores” como el compre neuquino o compre de Río Negro, porque fragmentan la oportunidad. “Este debe ser un proyecto argentino”, enfatizó. La demanda está concentrada en la Cuenca Neuquina, el Atlántico, la Cordillera Central, el Hub Litio Puna y el Litoral–Pampa Húmeda, pero la capacidad de respuesta —sostuvo— debe ser nacional, articulando manufactura, servicios y tecnología de todo el país.
La matriz económica consolidada de los proyectos RIGI suma US$138.950 millones: US$96.991 millones en Oil & Gas y US$41.959 millones en minería. Este volumen define la escala de la cadena de valor industrial para 2026–2027.
Montamat destacó además la consolidación de nuevos distritos industriales que combinan siderurgia, metalmecánica, química fina, infraestructura eléctrica, automatización y servicios avanzados. Allí, la industria argentina tiene un diferencial concreto: el servicio postventa local, que reduce tiempos críticos y compensa incluso la presión de precios internacionales.
EPÍGRAFE 3 — Rubros tecnológicos e industriales más demandados
Siderurgia, metalmecánica, equipos de proceso, instrumentación, automatización y servicios de soporte concentran la mayor demanda industrial del período. Estos rubros forman el núcleo operativo de la cadena de valor energética y minera.
Hacia el cierre, planteó que esta transformación requiere un Estado que garantice bienes públicos de calidad, infraestructura integradora, estabilidad macroeconómica y reformas que reduzcan los tiempos de transición entre destrucción y creación. Y un sector privado dispuesto a acompañarse a una Argentina que puede sorprender si logra sostener este nuevo ciclo de inversión y productividad.
Montamat dejó una síntesis que ordena su planteo: “La Argentina puede ofrecer seguridad energética, seguridad alimentaria y minería crítica. Si aumentamos la inversión y mejoramos su calidad, podemos cambiar la trayectoria del crecimiento”. Con esa premisa, su intervención apuntó a un mensaje claro: energía y minería ya son el núcleo del proceso productivo que empieza a tomar forma en el país.
La exposición de Marcos Pourteau, director de SESA (Southern Energy), fue una de esas intervenciones que no describen un proyecto: describen un punto de inflexión. Porque lo que está ocurriendo en el Golfo San Matías no es una obra más, ni un anuncio más, ni un plan más. Es el nacimiento de un nuevo distrito industrial argentino, construido alrededor del primer proyecto de GNL operativo del país.
Pourteau lo dijo sin rodeos: “Decidimos avanzar sin contrato de largo plazo y sin financiamiento previo.” En la industria del gas, eso es casi una herejía. Pero esa decisión explica por qué el proyecto avanza a una velocidad que no se había visto en la Patagonia desde la construcción de los grandes oleoductos. SESA apostó primero, y el mercado respondió después.
En 2027, el primer buque de licuefacción —el Hilli Episeyo— comenzará a operar con una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL. Pourteau aclaró un punto que generó debate en el panel: la cifra de USD 700 millones corresponde solo al primer año, cuando el proyecto funcionará con un solo buque y con volumen parcial de exportación. Es el impacto inicial, el arranque, la primera bocanada de un proyecto que recién empieza a tomar forma.
La escala real aparece en la segunda fase. En 2028, se suma el segundo buque —el MKII, de 3,5 MTPA— y el proyecto alcanza su capacidad plena de 6 millones de toneladas anuales.
Con ambos buques operativos, las exportaciones proyectadas ascienden a USD 850–1.000 millones por año, dependiendo del precio internacional del GNL. La diferencia entre ambas cifras no es un error: es la distancia entre un motor encendido y dos motores a máxima potencia.
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Marcos Pourteau explicó que los USD 700 millones corresponden al primer año operativo del Hilli Episeyo. Con dos buques en funcionamiento, el proyecto alcanzará exportaciones anuales de USD 850–1.000 millones y transformará al Golfo San Matías en un nuevo distrito industrial del país.
La International Gas Union (IGU) ya ubicó a Argentina en un lugar inesperado: con los 6 MTPA aprobados, el país concentra el 31,6% de toda la capacidad FLNG aprobada del mundo. Es un dato que no necesita adjetivos: Argentina, que nunca exportó GNL, aparece de golpe entre los jugadores relevantes del mercado flotante global.
Pero el impacto más profundo no está en las cifras: está en el territorio. Pourteau detalló que el proyecto ya integró 70 empresas locales, y que Río Negro puso en marcha programas de formación técnica en San Antonio Oeste y San Antonio Este para soldadores especializados, operadores industriales, técnicos embarcados y personal de logística portuaria.
La construcción generará 1.900 empleos directos e indirectos, y el 50% de los bienes y servicios provendrá de proveedores locales. La Patagonia, históricamente dependiente de la pesca y el turismo, empieza a incorporar una industria que nunca tuvo: la industria del gas exportador.
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Cuando ambos buques estén operativos, el Golfo San Matías tendrá un nivel de actividad que la región nunca vio. Pourteau lo explicó con una claridad que electrizó al auditorio: habrá un barco de GNL por día, y además otro barco cada tres o cuatro días, entre cargas de condensados y otros productos. En total, el proyecto moverá 80 barcos por año, una frecuencia que transforma por completo la escala logística de la Patagonia. “Esto no es un proyecto: es una transformación territorial”, dijo Pourteau, y la frase quedó suspendida en el aire porque sintetiza lo que está por ocurrir: el Golfo San Matías pasará de ser un punto turístico a convertirse en un nodo energético internacional.
Su mensaje final sintetiza la magnitud del proyecto: Argentina pasa de ser importador a convertirse en un actor relevante del mercado global de GNL, y lo hace con un modelo que combina velocidad, inversión privada y desarrollo territorial. El primer año marcará el inicio; la operación plena marcará la historia.
La exposición de Maia Anouk Goldín, gerenta de Estrategia Corporativa de YPF, fue una de esas intervenciones que no solo informan: ordenan el debate. Goldín tomó un tema que suele estar atrapado entre consignas y tecnicismos —la transición energética— y lo desplegó con una claridad que dejó al auditorio siguiendo cada cifra como si fuera una brújula.
Su diagnóstico coincide con el de los organismos internacionales: la transición avanza, pero no reemplaza la base fósil. Las renovables crecen, sí, pero crecen para acompañar el aumento de la demanda, no para sustituir lo que ya existe. Según la International Gas Union, más del 80% del consumo mundial sigue siendo fósil, y la demanda global aumenta entre 1% y 2% anual.
En ese escenario, Goldín planteó una idea que rompe con el discurso tradicional: el gas dejó de ser una energía puente y pasó a ser energía del futuro. Lo explicó con tres argumentos que hoy definen la geopolítica energética: seguridad de abastecimiento, costos competitivos y menor emisión relativa frente al carbón y el fuel oil.
Europa y Asia, sacudidas por crisis geopolíticas y por la volatilidad de sus proveedores históricos, buscan fuentes estables, confiables y alejadas de zonas de conflicto. Y ahí aparece Argentina: un país con recursos abundantes, una matriz más limpia que el promedio global y una ubicación geopolítica que hoy es un activo estratégico.
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Maia Anouk Goldín expuso la estrategia de YPF en un contexto global donde el gas se consolida como energía del futuro y Argentina aparece con una ventaja estructural en matriz, recursos y estabilidad geopolítica.
La Secretaría de Energía confirma que Argentina tiene una matriz primaria con 54% de gas natural, frente al 24% del promedio mundial. Es una matriz más limpia que la de la mayoría de los países industrializados.
La producción nacional alcanzó en 2025 139 MMm³/día de gas, el nivel más alto en dos décadas, y 352.000 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual del 19%. El shale representa 45% del gas y 41% del petróleo, y YPF lidera la producción de shale gas y shale oil en el país.
Goldín no presentó estos datos como un logro aislado, sino como parte de una estrategia que ya está en ejecución. YPF exporta más de 300.000 barriles diarios de crudo, y con el oleoducto Vaca Muerta Sur comenzará a exportar desde el Golfo San Matías en 2027, integrando la Patagonia al mapa exportador.
El Plan YPF 4×4, confirmado en documentos oficiales, busca multiplicar la producción, expandir exportaciones y atraer inversiones por más de USD 300.000 millones hacia fin de década. La estrategia incluye una plataforma de Nuevas Energías: litio, renovables (YPF Luz), hidrógeno, biocombustibles y carga eléctrica vehicular.
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La visión de Goldín se apoya en un dato estructural que pocas veces se explica con esta contundencia: Vaca Muerta tiene entre 270 y 300 TCF de gas, mientras Argentina consume 1.8 TCF por año. El país tiene excedente exportable para más de 150 años. Esto permite proyectar exportaciones sin comprometer la demanda interna y posicionar al gas argentino como un producto de seguridad energética global.
Para el lector no especializado, Goldín está diciendo algo que cambia la narrativa tradicional de la transición energética: no es un reemplazo inmediato de fósiles por renovables, sino un proceso donde el gas cumple un rol central. El mundo necesita gas para sostener su crecimiento, y Argentina tiene uno de los recursos más competitivos del planeta. La combinación de abundancia, costos bajos, estabilidad geopolítica y una matriz limpia coloca al país en una posición estratégica en la transición energética global.
Goldín cerró con una idea que sintetiza su exposición y que, en el auditorio, se sintió como una advertencia y una oportunidad: Argentina tiene una ventana histórica para convertirse en un proveedor confiable de energía en un mundo que busca estabilidad y diversificación. YPF ya está ejecutando la estrategia para ocupar ese lugar.
La intervención de Jorge De Mendonça, responsable técnico de la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS), fue uno de esos momentos que incomodan, ordenan y despiertan. No habló de potencial, no habló de promesas, no habló de futurismo.
Habló de realidad, con una crudeza técnica que dejó al auditorio en silencio. Su apellido —De Mendonça, con ce cedilla— ya es conocido en el mundo ferroviario: es el especialista que desde hace años advierte que Argentina repite los mismos errores desde 1977. En el II Congreso en Energía, lo dijo sin anestesia.
Abrió con una metáfora que marcó el tono de toda su exposición: “La privatización del Belgrano Cargas viene como un avión… pero es un Fokker F27 en una tormenta de nieve, cruzando por Pehuenche y listo para embocarse contra una montaña.” No era un chiste. Era una advertencia: Argentina insiste en modelos que ya fracasaron.
De Mendonça repasó casos concretos. El primero: Potasio Río Colorado. En 2013, Vale suspendió el proyecto porque el diseño ferroviario propio —alejado de las ciudades, sin licencia social y con costos desbordados— terminó colapsando la inversión minera. “El ferrocarril concesionado sí tenía licencia social y podía hacerlo. No lo convocaron. La logística destruyó el proyecto.”
El segundo caso: Vaca Muerta. Desde 2012, cada seis meses aparece la misma noticia: “Vaca Muerta viaja en tren”, “Licitan el tren norpatagónico”, “Analizan reactivar la vía”. Mientras tanto, recordó, el ingeniero Guillermo White construyó 500 kilómetros del Ferrocarril Sur en 30 meses en 1899, para llegar a Cipolletti antes de una posible guerra con Chile. “Nosotros llevamos 14 años acumulando titulares.”
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Jorge De Mendonça expuso el diagnóstico más crudo del sistema ferroviario argentino y explicó por qué la logística es la condición indispensable para que los grandes proyectos energéticos del país puedan funcionar.
Hoy existen cuatro proyectos ferroviarios simultáneos para Vaca Muerta: Norpatagónico, Punta Colorada, San Antonio Oeste y variantes intermedias. Todos comparten el mismo error: pretenden que el mercado productivo pague el déficit del ferrocarril. Es un modelo que ya fracasó y que, según De Mendonça, condena cualquier proyecto industrial que dependa de él.
Su diagnóstico fue más profundo: Argentina diseña el transporte como si cada mercado tuviera que cargar con toda la infraestructura. “A cada mercado le cargamos todo el transporte. Así, nada es rentable.” La solución, explicó, es la contraria: integrar servicios, sumar clientes, diversificar cargas y construir volumen.
La falta de licencia social es otro punto crítico. En Bahía Blanca y el Valle, los vecinos rechazaron el paso de 10 trenes por día. Un colega de AIMAS le dijo: “Tienen razón: si la vía estuvo 30 años sin mantenimiento y va a seguir así, lo lógico es sacarla.” La frase sintetiza un problema estructural: sin mantenimiento, no hay licencia social posible.
El deterioro tiene un costo: USD 30.000 millones en capital ferroviario perdido desde 1991. Las concesiones perdieron la mitad de las vías; la otra mitad está demolida. Si se reconstruyera, la tarifa ferroviaria debería ser cinco veces la actual.
De Mendonça también desmontó un mito académico: que el ferrocarril debe dedicarse solo a graneles. Desde 1956, esa idea llevó a que el ferrocarril abandonara el 99% de los embarcados. “El camión no le sacó el negocio. El ferrocarril decidió abandonarlo.”
La comparación internacional fue lapidaria.
Estados Unidos:
USD 25.000 millones de inversión anual
USD 25.000 millones de impuestos
USD 25.000 millones de ganancias
Europa (Open Access):
USD 100.000 millones de subsidio anual
DB Cargo pierde 300–400 millones por año
Argentina:
vías destruidas
modelo europeo copiado sin infraestructura
ley de Open Access aprobada por consenso político sin análisis técnico
El problema técnico más grave es la capacidad de las vías. Argentina opera con 15–20 toneladas por eje, cuando Brasil y EE.UU. operan con 32,5 toneladas. Con la vía actual, el tren es más caro que el camión. Los estudios del C-14 —consultoras, Banco Mundial, BID— ni siquiera consideraron este dato.
La solución que propone De Mendonça es el modelo 5F, una quinta generación ferroviaria basada en intermodalismo, micrologística, trenes mixtos, doble estiba, gobernanza con provincias y municipios, y participación privada en vagones, contenedores y patios. Cada dólar invertido en ferrocarril genera USD 400 en 30 años.
Su cierre fue una síntesis perfecta de su visión:
“No tenemos un problema técnico ni económico. Tenemos un problema de diseño y de cultura logística.”
En un Congreso dominado por anuncios de GNL, inversiones millonarias y proyectos de escala global, la intervención de Jorge De Mendonça fue el recordatorio más incómodo y más necesario: sin logística, no hay desarrollo energético posible. Argentina LNG, Vaca Muerta, los nuevos puertos y los nuevos gasoductos dependen de un sistema ferroviario que hoy está diseñado para fracasar. Su mensaje fue claro: si el país quiere entrar en las grandes ligas, primero tiene que dejar de repetir los errores de los últimos 65 años.
Lo que comenzó como una compra de equipamiento para el tendido de fibra óptica de la cooperativa neuquina CALF derivó, en apenas diez días, en un incidente diplomático entre Estados Unidos y China, con epicentro en Vaca Muerta.
La embajada estadounidense presionó a directivos de CALF con la amenaza de restringirles las visas si no discontinuaban su vínculo comercial con Huawei.
Según un informe de la consultora Epyca, el embajador Peter Lamelas terminó confirmando por escrito que esa postura “refleja fielmente la política de Estados Unidos”, despejando cualquier duda sobre su carácter institucional y no anecdótico.
El eje discursivo de Washington es la noción de infraestructura crítica: en tanto Vaca Muerta constituye un activo estratégico para la matriz energética y para la relación bilateral, la presencia de tecnología china en redes de datos y telecomunicaciones de la cuenca pasa a leerse en clave de seguridad nacional.
La respuesta de la embajada china fue igual de dura: habló de “chantaje de visados” y de una injerencia sobre la soberanía argentina, en un cruce que expone, una vez más, que la disputa comercial y tecnológica entre las dos potencias tiene ahora un capítulo con nombre propio en Neuquén.
El caso escaló rápido: de una cooperativa eléctrica a una discusión que involucra a YPF, cuyo centro de monitoreo y principal data center también operarían con tecnología Huawei, y a otros actores del sistema energético como la EPEC.
Esto traslada el problema de un perímetro acotado (CALF) a uno de alcance nacional, y pone en tensión la política energética y de infraestructura digital del Gobierno con su alineamiento geopolítico con Washington, señala Epyca, la consultora que dirige Martín Kalos.
“El desenlace de la reunión pendiente entre CALF y la Embajada, y la eventual señal que emita la Casa Rosada al respecto, funcionará como un termómetro sobre el margen de autonomía real que tiene la Argentina para gestionar sus proveedores tecnológicos en un sector que, cada vez más, es observado como un activo geopolítico y no meramente productivo”, indica el reporte.
Las restricciones en el suministro de gas volvieron a generar largas filas en las estaciones de GNC en La Plata, Mar del Plata y distintas ciudades de la provincia de Buenos Aires. Tras algunos días de relativa normalidad, automovilistas y taxistas volvieron a encontrarse este lunes con demoras y cupos limitados para cargar combustible, en un escenario que podría complicarse durante el inicio de la semana.
Desde Camuzzi confirmaron que el esquema de restricciones continúa vigente, aunque todavía no existe una fecha definida para su finalización. La empresa atribuyó la medida al fuerte incremento de la demanda residencial provocado por las bajas temperaturas.
Según explicaron, el abastecimiento de los hogares tiene prioridad durante los períodos de alta demanda y las condiciones del sistema determinarán cuándo podrá normalizarse el suministro.
El viernes, desde el sector habían señalado además dificultades vinculadas con el transporte del gas proveniente de los yacimientos ubicados en el oeste del país. La situación ya había obligado a aplicar restricciones días atrás, cuando la medida alcanzó exclusivamente al expendio de GNC.
En paralelo, las restricciones también alcanzan al sector industrial. Las empresas continúan con una reducción del 30% en el consumo de gas, mientras se mantiene la prioridad del suministro para los usuarios residenciales.
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial en relación a junio de 2026, presentó una recuperación en la producción y en las ventas locales respecto al mes anterior, impulsada por la reanudación de actividades tras paradas de mantenimiento e incrementos programados, mientras que las exportaciones en volumen físico mostraron una retracción puntual frente a mayo.
En lo relativo a la producción, durante junio el sector registró un incremento del 8% en la comparación mensual.Este avance estuvo impulsado principalmente por la recuperación de los finales agroquímicos, que retomaron la actividad tras una parada anual de mantenimiento, y por el aumento en los intermedios, en línea con la programación de ventas. Los básicos orgánicos tuvieron un comportamiento mixto con alzas y bajas según el producto, mientras que los finales termoplásticos mostraron una caída explicada por la menor demanda del período.En el análisis interanual, la producción mostró una suba del 12%, acumulando un crecimiento del 2% en los primeros seis meses de 2026.
En el informe mensual de la CIQyP®, las ventas locales experimentaron una recuperación del 4% en la variación mensual. El avance estuvo impulsado por los intermedios, que retomaron las ventas locales tras no registrar actividad el mes anterior, y por los básicos orgánicos, que mostraron mayor volumen comercializado, sumado a la contribución positiva de los finales agroquímicos por un efecto combinado de mayor precio y volumen. Los básicos inorgánicos registraron variaciones acotadas, mientras que los finales termoplásticos no reportaron justificaciones significativas en ventas locales para el período. A nivel comparativo, el sector reflejó una contracción interanual del 1% y un crecimiento acumulado del 3% en lo que va del año.
Por su parte, las exportaciones mostraron una retracción al consolidar una retracción mensual del 25% con respecto a mayo.Esta baja estuvo explicada principalmente por los básicos orgánicos, donde algunos productos no registraron ventas al exterior y otros mostraron disminuciones en sus volúmenes exportados, y por los intermedios, que también aportaron menores volúmenes exportados. En contraste, los finales termoplásticos mostraron una mejora aprovechando el sobrante del mes anterior y el aumento de producción para incrementar su colocación en el mercado externo, mientras que los finales agroquímicos exhibieron un comportamiento mixto en precio y volumen.Con relación a los indicadores comparativos, las exportaciones cayeron un 18% frente a junio de 2025; mientras que el acumulando del año presentó una suba del 8%.
Exportaciones del sector
En el segmento de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) del sector, la tendencia mensual mostró pequeñas contracciones del 3% en producción y del 2% en las ventas locales. Si se analiza el comportamiento interanual, la producción de este sector aumentó un 18% y el mercado interno se expandió un 27%. A nivel acumulado de los primeros seis meses, se consolidan alzas del 5% en producción y del 12% en ventas locales, mientras que las exportaciones arrastran una caída en el acumulado de este año del 26%, tras haberse mantenido estables (0%) en la variación mensual.
Durante junio de 2026, las exportaciones del sector registraron un incremento del 11% respecto a mayo, mientras que las importaciones subieron un 12% en el mismo período (ambas medidas en dólares). En comparación interanual, las exportaciones crecieron un destacado 84%, mientras que las importaciones presentaron un aumento del 4%. Como resultado de la evolución del comercio exterior en los primeros seis meses del año, las exportaciones acumuladas crecieron un 58% y las importaciones cayeron un 1%, permitiendo que el déficit de la balanza comercial sectorial se redujera un 44%.
La capacidad instalada de las industrias
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostró niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio de 2026, fueron de 312 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.770 millones en el primer semestre del año.
«Los resultados de junio muestran que la actividad industrial continúa transitando una recuperación gradual, con productos del sector que aumentaron demanda por los acontecimientos del golfo pérsico. Observamos una pequeña mejora en la demanda local. El desafío hacia adelante será consolidar esta tendencia, fortalecer la competitividad y generar las condiciones necesarias para impulsar las inversiones y ampliar la capacidad exportadora del sector»,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Las mayores compañías de petróleo y gas enfrentarán caídas significativas de producción hacia 2040 según Boston Consulting Group.
El informe Securing the Oil and Gas Resources of the Future, elaborado por Boston Consulting Group (BCG) y el Center for Energy Impact, advierte que hasta el 80% de las mayores compañías de petróleo y gas enfrentarán caídas significativas de producción hacia 2040 tras una década de menor reinversión en exploración y producción de petróleo y gas. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes y Vaca Muerta se presenta como una oportunidad en ese contexto.
La mayoría de las petroleras enfrentará caídas de entre el 20 y el 50%, mientras que un grupo más reducido podría ver disminuir su producción en un 60 % o más.
Si bien la exploración continuará siendo una herramienta para fortalecer los portafolios de algunas compañías, el informe señala que no será una solución para todos los actores y difícilmente constituirá la principal fuente de reservas hacia 2040. Por lo tanto, la mayor parte de la oferta futura provendrá de la producción existente y de recursos que ya están en desarrollo o han sido descubiertos.
Otro dato relevante del informe es que el 45% del valor presente neto de los recursos líquidos aún disponibles en el mundo se encuentra en mercados controlados por los Estados o con acceso restringido. En el caso del gas natural, esa proporción alcanza el 35% de la producción acumulada proyectada.
Para los gobiernos, maximizar el valor de esos recursos requerirá atraer socios con las capacidades adecuadas y ofrecer marcos estables, términos claros y una alineación genuina de intereses.
Oportunidades para Vaca Muerta
El escenario luce propicio para el desarrollo de Vaca Muerta, aunque el informe remarca la necesidad de sostener inversiones, incorporar tecnología y desarrollar reservas de manera eficiente para fortalecer la competitividad del país y aprovechar el potencial de uno de los recursos no convencionales más importantes del mundo.
“Después de una década marcada por una mayor disciplina en la asignación de capital, la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes. Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar el desarrollo de un recurso de clase mundial como Vaca Muerta”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
“Las compañías que se destaquen serán aquellas que tengan una estrategia de renovación de portafolio coherente con sus capacidades, su posición financiera y las áreas donde cuentan con ventajas diferenciales. Para Argentina, esto implica seguir fortaleciendo la competitividad y las capacidades tecnológicas alrededor de activos estratégicos como Vaca Muerta”, agregó De Lella.
Un colapso parcial del muelle de la Terminal Exolgan, ubicada en Dock Sud, obligó a desplegar un operativo de emergencia para retirar dos grúas transtainer que quedaron afectadas por el incidente y avanzar posteriormente con la recuperación de la infraestructura portuaria.
El hecho ocurrió el sábado 1° de agosto, en el marco de las condiciones climáticas que afectaron a la zona. Las grúas transtainer son equipos móviles sobre neumáticos utilizados habitualmente para la manipulación y el apilamiento de contenedores dentro de las terminales portuarias.
Tras el incidente, la terminal convocó a Servimagnus para llevar adelante las tareas de extracción. La compañía informó que en menos de 48 horas realizó las inspecciones preliminares, definió la metodología de trabajo y movilizó la grúa flotante Magnus VI, junto con un remolcador de apoyo y equipamiento auxiliar.
El operativo
El operativo también requirió realizar las gestiones correspondientes ante la Prefectura Naval Argentina para obtener las autorizaciones necesarias para ejecutar las maniobras. La extracción de las dos grúas permitió despejar el área afectada y habilitar el inicio de las acciones destinadas a recuperar la infraestructura dañada en el sector del muelle.
De acuerdo con Servimagnus, uno de los principales desafíos del operativo estuvo relacionado con la necesidad de diseñar y ejecutar las maniobras en un plazo acotado, debido a que la presencia de los equipos afectados condicionaba las tareas posteriores de recuperación.
“En este tipo de emergencias el tiempo es un factor determinante. Nuestra fortaleza radica en contar con medios propios, personal altamente especializado y procedimientos consolidados que nos permiten movilizarnos de manera inmediata para asistir a nuestros clientes cuando más lo necesitan”, señaló Marcos De Vincenzi, gerente general de Servimagnus.
La operación requirió combinar ingeniería especializada, medios de izaje y apoyo marítimo, además de protocolos de seguridad específicos para trabajar sobre una infraestructura que había sufrido daños. La grúa flotante Magnus VI fue utilizada para completar las maniobras de extracción de los equipos.
El operativo se enmarca en las tareas de salvamento y recuperación de infraestructura portuaria que se realizan ante incidentes que afectan instalaciones marítimas y equipos de operación. En este caso, la remoción de las grúas constituyó una de las primeras etapas necesarias para avanzar con la recuperación del sector afectado de la terminal, según precisaron desde la empresa.
La respuesta al por qué del desarrollo a escala de la energía eólica en Buenos Aires combina factores como calidad y regularidad de viento, disponibilidad de suelo, infraestructura eléctrica y mayor cercanía con el AMBA.
La Patagonia argentina siempre fue sinónimo de viento, ahí se montaron los primeros parques eólicos del país. Sin embargo, con el desarrollo de la industria durante la última década el mapa cambió: la provincia de Buenos Aires posee en la actualidad 1.999 MW de capacidad eólica instalada por encima de los 1.914 MW que suman Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz, según datos de Alpes Energy, firma que acompaña a grandes usuarios en contratación y gestión de energía renovable
La comercializadora eléctrica mapeó los parques eólicos de Argentina y relevó que en abril de 2026 se llegó a 1.249 aerogeneradores en total instalados en nueve provincias argentinas, distribuidos en 72 parques y con 4.558 MW de potencia habilitada. Dentro de ese total, Buenos Aires tiene 513 aerogeneradores, mientras que las cuatro provincias patagónicas con producción eólica suman, entre todas, 558 equipos. No obstante, en potencia eólica instalada el territorio bonaerense las supera levemente a las cuatro en conjunto.
Mapa de aerogeneradores instalados en Argentina (Alpes Energy).
Vientos, puerto y suelo bonaerense
La respuesta al por qué del desarrollo a escala de la energía eólica en Buenos Aires combina factores como calidad y regularidad de viento, disponibilidad de suelo, infraestructura eléctrica y mayor cercanía que la Patagonia al principal centro de consumo del país en AMBA. Hay parques eólicos en Bahía Blanca, Tornquist, Villarino, Tandil y Olavarría, entre otros partidos.
Estudios académicos describen vientos de velocidad media de entre 7 y 9 metros por segundo (cerca de 30 kilómetros por hora) a 100 metros de altura en zonas como Bahía Blanca, con factores de capacidad media que pueden llegar al 50%. Son vientos de primera clase mundial para generar electricidad.
Al viento se suma la infraestructura. El Puerto de Bahía Blanca, de aguas profundas y apropiado para la descarga de componentes importados, es un actor fundamental del ecosistema eólico bonaerense. Las operaciones llegan a 2026. Entre mayo y julio de este año arribaron a ese puerto tres buques con palas, bujes y otros componentes eólicos por más de 13 mil toneladas, según señalaron a EconoJournal desde el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.
Esa cercanía entre puerto, parques eólicos y red de transporte eléctrico reduce costos logísticos que en la Patagonia pesan más (si bien hoy, como en otros sitios del país, existe el cuello de botella de mayor necesidad de transmisión eléctrica).
Luego está la disponibilidad de suelo para montar aerogeneradores, que en la provincia de Buenos Aires tiene la particularidad además de que se da en convivencia con la producción agropecuaria.
Casi un 40% más de potencia eólica en seis años
Alpes Energy advierte sobre un cambio de escala en los últimos seis años: “a comienzos de la década, el relevamiento de la Cámara Eólica Argentina contabilizaba 961 aerogeneradores, 57 parques y 3.292 MW. Frente a aquella fotografía, el país habría incrementado aproximadamente un 30% la cantidad de máquinas y un 38% su potencia eólica”.
También explica que la capacidad crece más que el número de aerogeneradores porque los nuevos equipos son más potentes. Tienen rotores de mayor diámetro y torres capaces de aprovechar mejor el viento. El ejemplo más reciente es el del parque eólico General Levalle en Córdoba, que se inauguró en 2025 con 25 aerogeneradores de 6,2 MW de capacidad cada uno.
Como explica la empresa, la expansión de la producción de energía eólica se produjo principalmente a partir del régimen de promoción renovable, las rondas RenovAr y el Mercado a Término de Energías Renovables, que permitió a grandes usuarios contratar electricidad proveniente de fuente renovable con un comercializador o generador.
Durante 2025, las renovables comprendidas por la Ley 27.191 produjeron alrededor de 26.660 GWh y cubrieron cerca del 19% de la demanda eléctrica argentina. La legislación había fijado como objetivo alcanzar el 20% del consumo nacional al finalizar ese año, por lo que el sistema quedó muy cerca de la meta.
Cammesa realiza un seguimiento mensual de las reducciones de despacho de las centrales eólicas y solares. Estas restricciones ocurren cuando un parque está en condiciones de generar, pero debe reducir su entrega por limitaciones de transporte, seguridad o capacidad de absorción del sistema.
En marzo de 2026, la reducción de generación renovable alcanzó 91.580 MWh, el mayor registro desde 2020. Patagonia tuvo que restringir 22.914 MWh y varios parques eólicos de Chubut estuvieron entre los proyectos más afectados.
En su mapeo de generación eólica Alpes Energy señala que el crecimiento de esa industria, para continuar su ritmo creciente, debe ser acompañado por nuevas líneas de alta tensión, ampliaciones de estaciones transformadoras y herramientas que aporten flexibilidad a la operación.
Julieta Corroza votó en contra de la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada.
El voto negativo de la senadora Julieta Corroza a la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada, en la madrugada del viernes, marcó un límite al entendimiento entre el gobierno de Rolando Figueroa y el de Javier Milei. No estuvo en duda «jamás», aseguraron en el gobierno de la provincia, aunque es cierto que no se había anticipado definición sobre el tema.
«Ideológicamente no compartimos la ley», fue el argumento sobre una decisión que se cocinó a fuego lento, tras varios meses de negociaciones para adecuar el texto con las pretensiones del bloque.
El corazón de la crítica era el capítulo de la extranjerización y también el que derogaba la protección de 60 años para los bosques nativos o implantados que hubieran sufrido incendios.
Corroza mantuvo el misterio sobre su voto hasta el último minuto y, para eso, tuvo que bajar su nombre de la lista de oradores que la tenía primera entre los discursos de cierre de bloque. Tenía un discurso preparado con énfasis en el «modelo neuquino» pero, en lugar de argumentar su decisión pasadas las 22, como estaba previsto, pulsó el botón «negativo» a la 1:24 del viernes. «Me pareció que acción mataba relato», dijo a EN/CLAVE.
Un eventual apoyo a la ley amenazaba con generarle al gobierno de Figueroa un costo político alto frente a una ganancia prácticamente inexistente a menos de un año de la elección.
«Confundieron las propuestas y el trabajo de una senadora con un acompañamiento incondicional», dijo Corroza sobre las declaraciones de Patricia Bullrich que daban por hecho su voto a favor. Ratificó que su «único jefe político es Rolando» y que tampoco el gobernador recibe órdenes de nadie, en relación con las versiones que le asignaron a Sergio Massa un rol de «articulador» con los gobernadores para bajar los capítulos más polémicos.
Igualmente, no abandonó el grupo de Whatsapp de «los 44» como sí hizo uno de sus pares de Santa Cruz, ofendido por la calificación de «tibios del medio» que les propinó Bertie Benegas Lynch por haberlos forzado a retirar el capítulo de la extranjerización.
«Fue un exabrupto», se disculpó después el libertario con la neuquina en un cruce de pasillo.
«Fue raro»
El senador de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, defendió el viernes los jirones de la media sanción como un avance «positivo» sobre cuestiones que traerán previsibilidad a las inversiones como el régimen de expropiaciones o los procedimientos de desalojo.
Dijo que, como oficialista, elegía «dar la cara» tras el resultado de la votación, al que vinculó a un error en el manejo de los tiempos. «Se extendió tanto el tratamiento post Mundial que generó todo un laburo de comunicación del otro lado, reforzado con marchas, que terminó condicionando a los gobernadores», evaluó.
Pero reconoció que «fue raro» el voto negativo de Julieta Corroza, con quien apenas cruzaron un saludo cordial el jueves de la sesión.
En La Libertad Avanza no ven del todo mal la actitud de La Neuquinidad: después de todo, no implica una ruptura del vínculo y sirve para reforzar la identidad política de cada uno. «Demuestra que hay una diferencia ideológica importante», evalúan en el partido.
Por otro lado, piensan, descarta la idea de un acuerdo electoral entre el gobierno de Javier Milei y el de Rolando Figueroa para que los libertarios no compitan en Neuquén el año que viene. En este razonamiento, de haber existido tal pacto, los provincialistas deberían haberlo cumplido.
Lanzamiento en Río Negro
En Río Negro, este sábado habrá una primera avanzada del peronismo local de cara a las elecciones del 2027. María Emilia Soria, actual intendenta de General Roca, encabezó el sábado un acto que funcionó como una suerte de lanzamiento, aunque sin ese título, de su candidatura a gobernadora.
La exdiputada nacional busca recuperar la provincia para el PJ, tras el frustrado gobierno de su padre, Carlos Soria, quien murió pocos días después de asumir, en 2012. Como ya contó EN/CLAVE, llega a ese lugar desde una posición crítica de la gestión de Alberto Weretilneck, su apuesta por los hidrocarburos y la falta de derrame sobre las economías locales.
En el gobierno provincial hablan de un escenario de tercios para el 2027, con el oficialismo de Juntos Somos Río Negro ocupando el primer lugar de la carrera. Le seguiría Soria y, en un tercer lugar, el exintendente de Cipolletti y nuevo libertario, Aníbal Tortoriello. Todo supeditado a lo que eventualmente defina La Libertad Avanza respecto de su candidato: también tiene para jugar la opción del senador Enzo Fullone, quien salió bien parado de las elecciones legislativas del 2025.
En noviembre habrá un primer ensayo electoral en la provincia con la elección de convencionales para reformar la Carta Orgánica de Bariloche. Es una empresa que se propuso el intendente Walter Cortés, un outsider con más experiencia sindical que política que ganó en 2023 con un espacio vecinal, logró consolidar una buena imagen y se convirtió ahora en uno de los mimados por Weretilneck.
El sábado pasado, la Asamblea de JSRN se reunió en Choele Choel y delegó en la Mesa Ejecutiva Provincial del partido la facultad de definir la política de alianzas que llevará a esa elección. Podrá ser el anticipo de una sociedad entre ambos dirigentes que se repetiría en el 2027. Bariloche es la ciudad más poblada de Río Negro y tener un buen desempeño ahí representa una de las claves para conservar la gobernación.
Halliburton es una de las mayores empresas de servicios petroleros del mundo y un líder histórico en la perforación y fracturación hidráulica en Vaca Muerta.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), que nuclea a cámaras de empresas de servicios e insumos de Neuquén, y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que conduce Marcelo Rucci, manifestaron este viernes su rechazo a la decisión de Halliburton Argentina de exigir a sus pymes proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes.
Ambas organizaciones expresaron su repudio ante la naturaleza unilateral de la medida y advirtieron sobre los severos riesgos que esta imposición acarrea tanto para la sustentabilidad de las empresas locales como para la continuidad de las fuentes de trabajo en Vaca Muerta.
La controversia comenzó tras la notificación enviada por la firma multinacional de servicios especiales a sus contratistas regionales, imponiendo un recorte sobre los valores contractuales vigentes entre agosto y diciembre, con un plazo perentorio de siete días para su aceptación sin instancias previas de negociación.
Las entidades explicaron que la medida ocurre en un contexto donde las proveedoras locales han realizado inversiones significativas para ampliar su capacidad operativa, mientras que la casa matriz de Halliburton Company -aseguran- reportó ganancias netas globales por u$s534 millones en el segundo trimestre de 2026 y destinó cerca de u$s200 millones a la recompra de acciones.
El rechazo de las pymes neuquinas de servicios
Desde la federación empresarial manifestaron su «más enérgico rechazo a la decisión adoptada por Halliburton Argentina S.R.L. de exigir a sus empresas proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes, bajo plazos perentorios y sin una instancia previa de diálogo».
La entidad fundamentó que «este tipo de medidas unilaterales resultan inadmisibles y trasladan el costo de los procesos de ajuste a las pequeñas y medianas empresas neuquinas, que son las principales generadoras de empleo, inversión y desarrollo local», agregando que «quienes apostaron durante años al crecimiento de Vaca Muerta no pueden convertirse en la variable de ajuste de compañías de alcance global».
El pedido de Halliburton a las pymes de servicios busca reducir los costos para ganar competitividad en la prestación a las operadoras.
En esa línea, FECENE remarcó que las contratistas incorporaron tecnología y ampliaron su capacidad para responder a la demanda del sector, por lo que «pretender modificar de manera intempestiva las condiciones de contratos en ejecución compromete seriamente la sustentabilidad de ese entramado productivo y pone en riesgo la continuidad de numerosas pymes regionales«.
Asimismo, enfatizaron que «la competitividad de la industria no puede construirse sobre el debilitamiento de la cadena de valor local» y advirtieron que la medida de la empresa de servicios «contradice el espíritu de la Ley Provincial 3338, creada precisamente para fortalecer la participación de las empresas neuquinas».
Para finalizar su pronunciamiento, la entidad instó a Halliburton a «dejar sin efecto esta medida e iniciar de manera inmediata una instancia de diálogo con sus proveedores, en un marco de buena fe que permita encontrar alternativas razonables y sostenibles».
El gremio califica la medida como «una calamidad»
Por su parte, el Sindicato de Petroleros Privados denunció que las compañías de servicios están ahogando al entramado pyme local, ocasión en la que su secretario general, Marcelo Rucci, calificó la decisión como «una calamidad».
El dirigente gremial sostuvo que «las empresas locales son grandes generadoras de trabajo y estas decisiones unilaterales golpean directamente sobre el entramado empresario de la cuenca«, agregando que «acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo; una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo».
En cuanto al impacto directo sobre los trabajadores, Rucci aseguró que la organización gremial se encuentra en estado de alerta y advirtió que no permitirán que la presión financiera sobre las pymes comprometa al personal de la industria. «Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos», remarcó el líder sindical al evaluar la situación de la cuenca.
Finalmente, el referente de Petroleros Privados hizo hincapié en la desproporción de la exigencia considerando los balances de la compañía multinacional. «Cuando se pretende sacar casi una cuarta parte del valor de un contrato que ya está en ejecución, el ajuste termina cayendo sobre el empleo, y eso no lo vamos a permitir», advirtió Rucci, concluyendo en que «una compañía global que gana más de u$s500 millones en un trimestre no puede pretender que una pyme neuquina de treinta empleados resuelva su problema de competitividad».
Tecpetrol incorporó la medición de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en empresas de su cadena de valor a través de ProPymes.
Para comprender el impacto climático de una organización hay que observar más allá de sus operaciones. Es ahí donde aparece el Alcance 3, que reúne las emisiones indirectas generadas a lo largo de la cadena de valor, asociadas a bienes y servicios, materiales, transporte, viajes, residuos y uso de productos.
Su medición suele ser la más compleja porque requiere trabajar con otras empresas y establecer criterios comunes. En ese contexto, Tecpetrol incorporó la medición de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en empresas de su cadena de valor a través de ProPymes, en colaboración con Svant. La iniciativa busca fortalecer las capacidades de sus proveedores y mejorar la calidad de los datos disponibles para la gestión del Alcance 3.
Desde hace más de veinte años, el programa ProPymes acompaña el desarrollo de proveedores industriales en Argentina mediante capacitación, innovación, mejora de procesos e incorporación de tecnología. En Vaca Muerta su tarea contribuyó al crecimiento de una cadena de valor que acompañó el desarrollo de uno de los proyectos energéticos más importantes del país.
Hoy su agenda incorpora un nuevo desafío: la gestión de emisiones de GEI. “La sustentabilidad ya no es un tema accesorio en la agenda de ProPymes, forma parte de nuestro núcleo. Cuando hablamos de mejorar la competitividad de los proveedores, necesariamente hablamos también de cómo gestionan su impacto”, explica Luis Lanziani.
Luis Lanziani, Supplier Development Sr. Manager de Tecpetrol.
Las prioridades de la cadena de valor también comenzaron a cambiar. “La seguridad sigue siendo el aspecto más importante. Después aparecen el costo y la capacidad de ejecución. Sobre esos temas la industria alcanzó un alto nivel de madurez. Hoy empiezan a ganar protagonismo la trazabilidad, la gestión y la profesionalización. En ese contexto, la sustentabilidad empieza a marcar diferencias entre empresas”.
De las planillas a la gestión
Uno de los principales desafíos aparece al momento de trabajar con proveedores de distintos tamaños y niveles de desarrollo: “En nuestras operaciones los datos están mucho más estructurados. En la cadena de valor encontramos empresas con realidades muy diferentes. Algunas ya tienen procesos consolidados y otras recién comienzan. Por eso el abordaje debe ser progresivo y con mucho acompañamiento”.
Para responder a esta necesidad, ProPymes estableció una alianza con Svant, un software que permite que las empresas comiencen a construir inventarios de emisiones de manera ordenada, con información trazable y comparable.
“En Svant encontramos una herramienta que simplifica un proceso que, de otra manera, puede resultar complejo para muchas pymes. Les permite empezar sin grandes barreras y avanzar paso a paso. Además, al tratarse de un desarrollo argentino, nos pareció natural incorporarlo al trabajo que hacemos con empresas locales”, agrega Lanziani.
La experiencia comenzó a reflejarse rápidamente en las empresas participantes. En Prodeng, dedicada al control de fluidos para el upstream, la implementación permitió consolidar información que hasta ese momento permanecía dispersa: “Svant nos permitió centralizar, ordenar y agilizar la gestión de nuestra huella de carbono, mejorando la precisión de los datos y fortaleciendo nuestra toma de decisiones ambientales”, resume César Acosta, supervisor de Seguridad e Higiene.
En Hidrofrac, el principal cambio fue pasar de consumos registrados a información útil para la gestión. Mario Guzmán, líder de Mantenimiento, explica: “El software nos permitió establecer una línea de base de emisiones, identificar las principales fuentes de GEI y contar con información consolidada, trazable y disponible para la toma de decisiones”.
Un cambio cultural
Para Lanziani, el verdadero desafío no pasa únicamente por incorporar una herramienta tecnológica: “Lo más importante es el cambio cultural. Cuando las empresas empiezan a medir, descubren que la gestión ambiental está completamente vinculada con la forma en que administran el negocio. Empiezan a detectar ineficiencias, mejorar procesos y tomar decisiones con mayor información.”
Ese aprendizaje también modifica la forma en que Tecpetrol entiende el trabajo con su cadena de valor. “El objetivo no es que la medición termine siendo un requisito más. Cuando las empresas entienden el valor de la información, la medición deja de ser una exigencia y se convierte en una ventaja competitiva”.
La mirada de largo plazo también alcanza a la relación entre operadoras y proveedores: “Imagino una cadena de valor mucho más integrada, con información compartida, mayor transparencia y objetivos comunes. La sustentabilidad, la trazabilidad y la gestión ambiental terminarán completamente integradas a la gestión del negocio”.
Peter Lamelas respondió a las autoridades de CALF.
La presión del gobierno de Estados Unidos a CALF por la contratación de la firma Huawei continúa escalando. El presidente de la cooperativa neuquina, Marcelo Severini, recibió este viernes una carta del embajador norteamericano Peter Lamelas, a la que accedió EconoJournal, en la que el diplomático acusa a la empresa china de responder al Partido Comunista de China y pide proteger los “datos de Vaca Muerta”. Además solicita una reunión con integrantes de la comisión directiva de la entidad, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”.
En el escrito ratifica también su posición de retirar visas o impedir el ingreso a su país a los integrantes de CALF si no dan marcha atrás al acuerdo con Huawei. Desde la cooperativa le respondieron al embajador que brinde la información que permita comprobar el vínculo de Huawei con el Partido Comunista Chino.
La carta de Peter Lamelas
“Confirmo que la correspondencia refleja fielmente la política de Estados Unidos. Como embajador, mi obligación y prioridad en Argentina es proteger la seguridad nacional y promover la inversión estadounidense, la cual está profundamente entrelazada con el crecimiento y la seguridad económica de la propia Argentina”, dice la nota que se refiere a los mensajes de Whatsapp que recibieron directivos de CALF.
Por otro lado, Lamelas aseguró en la carta oficial que «Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino» y, en este sentido, planteó que “las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas están obligadas a entregar los datos que recopilan -en cualquier parte del mundo- al Partido Comunista Chino”.
El embajador estadounidense confirmó que las intenciones de culminar ese contrato tienen que ver con garantizar la seguridad nacional y la estadounidense “dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF”. “Consideramos que proteger estos datos es una prioridad compartida: una cuestión que afecta la seguridad y la posición competitiva a largo plazo de la provincia, no solo los intereses de Estados Unidos”, agregó.
Uno de los aspectos más llamativos de la misiva es que plantea una solicitud de reunión con integrantes de la cooperativa eléctrica, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”. Es decir, la embajada no solo insta a terminar el contrato, sino también a que la compañía detalle cuáles son sus planes comerciales futuros.
Por último, la nota afirma que el papel de la Embajada de EE.UU es “promover tecnologías seguras y fiables. Agradeceríamos la oportunidad de conversar sobre proveedores alternativos confiables que eviten estos riesgos. Espero con interés continuar este diálogo a favor de nuestro interés compartido por la seguridad y la prosperidad a largo plazo de Neuquén, Argentina, y los Estados Unidos”.
Esta tarde la cooperativa CALF emitió una respuesta a Lamelas donde acepta una reunión y donde solicita información técnica concreta que de cuenta de esos supuestos vínculos de Huawei con el Partido Comunista Chino. Junto con esa aceptación, la respuesta contiene un pedido concreto.
«Recibiremos y analizaremos toda información, criterio o estándar técnico que esa Embajada estime pertinente hacernos llegar por escrito«, afirmaron.
Pero, además, indicaron que el pedido «no responde a una curiosidad institucional» sino que serviría para justificar la respuesta de la embajada de negar visados: «Si esa información existe, la Cooperativa tiene derecho a conocerla, para evaluarla con la seriedad que siempre ofreció. Si no puede ser presentada, entonces se le habrá pedido a una cooperativa argentina que cancele una decisión de sus órganos de gobierno sin un solo fundamento verificable sobre la mesa».
Desde China, su embajada en Argentina emitió una dura respuesta esta semana acusando a EE.UU de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.
La tecnología Huawei en el sector energético
La penetración de la tecnología de Huawei en el sector energético argentino cuenta con varios casos concretos en generación renovable, almacenamiento industrial e infraestructura crítica. La firma es proveedora también de las principales compañías de telecomunicaciones de Argentina como Telecom y Claro.
El año pasado YPF implementó un Centro de Procesamiento de Datos en la refinería de Ensenadaconstruido por BGH y Huawei Latinoamérica. En el segmento renovables a gran escala, la firma china concentra una presencia de peso en el equipamiento de conversión mediante su división Digital Power.
Un caso testigo es el Parque Solar Cauchari en Jujuy. Una lógica similar aplicó YPF Luz en San Juan para el Parque Solar Zonda donde integró sus inversores de cadena y sistemas de supervisión con inteligencia artificial para la gestión y diagnóstico en tiempo real de la planta.
En el ámbito industrial, la tecnología de almacenamiento dio un paso reciente con el desembarco de su primera batería de escala industrial en el país. El sistema comenzó a operar en la planta de la química Unimers en Ezeiza, integrando autogeneración solar, gestión de picos de demanda y respaldo ante cortes de suministro.
A través de la Resolución 197/2026, la Secretaría de Energía de la Nación autorizó a la empresa minera Vicuña Argentina S.A. a construir una línea de transporte de energía eléctrica de uso particular en Doscientos veinte kilovoltios (220 kV), doble terna, de aproximadamente 93 km de longitud, destinada a vincular la futura Estación Transformadora Chaparro con la futura Estación Transformadora José María, ambas ubicadas en la Provincia de SAN JUAN, a su exclusivo costo y para su propia necesidad, en los términos de la Ley (marco) 24.065.
La autorización otorgada tendrá una duración de 25 años, contados a partir de la fecha de la R-197 ahora oficializada, debiendo la empresa autorizada construir, operar y mantener las instalaciones a su exclusivo costo y para su propia necesidad.
La autorización conferida queda supeditada al cumplimiento de las condiciones técnicas, ambientales y regulatorias aplicables al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), así como a los requerimientos que resulten del correspondiente Convenio de Conexión a suscribirse con la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A..
El tendido de la Línea de 220 Kv ahora autorizado se relaciona con el desarrollo del proyecto y distrito minero Vicuña en San Juan (cobre, oro y plata), perteneciente a la minera canadiense Lundin Mining y a la multinacional australiana BHP. El proyecto ya cuenta con la aprobación del RIGI prevé una inversión de largo plazo por hasta U$S 9.000 millones.
Esta semana la minera Vicuña acordó con el gobierno de San Juan aportar U$S 250 millones en obras de infraestructura. Este desembolso se enmarca en la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto y se realizará antes de que comience su etapa productiva, prevista para 2027.
La R-197 ordena notificar la decisión a Vicuña Argentina S.A.; a Transener S.A., la Compañía Administradora del MEM (CAMMESA) y al Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad (ENRGE).
En los considerandos de la nueva Resolución se describe como antecedente que “el 16 de octubre de 2025, la Secretaría informó al entonces Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) que se encontraba considerando el otorgamiento de la autorización solicitada por la empresa Vicuña Argentina S.A., por lo cual resultaba necesario que, en forma previa, se convocara y celebrara una Audiencia Pública, luego de lo cual debería informar sobre eventuales impedimentos técnicos que pudieran encontrarse.
En enero de 2026, el ENRE puso en conocimiento de la S.E. que se convocó la Audiencia Pública solicitada, y que luego de su realización (15/1/2026) notificó y detalló a la Secretaría los principales planteos formulados por los distintos expositores, formulando consideraciones a su respecto.
La Dirección Nacional de Transporte y Distribución Eléctrica de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, mediante un Informe Técnico analizó las consideraciones remitidas por el Ente Regulador, concluyendo que “la Audiencia Pública cumplió con las instancias previstas por la normativa vigente, que no se identificaron impedimentos técnicos, ambientales ni regulatorios para el otorgamiento de la autorización solicitada y que no se acreditó la existencia de una necesidad o conveniencia pública de uso compartido con terceros en los términos de la Ley 24.065”.
Un crudo firme y récords de producción del presal empujaron las ganancias 55,3% para arriba. Con esa caja, la petrolera brasileña financia su plan de inversión a 2030.
Petrobras cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto atribuido de US$ 16.627 millones, según el balance que presentó esta semana la mayor empresa de Brasil. Son un 55,3% más que un año atrás. Las ventas, en tanto, treparon a US$ 57.142 millones, con un alza del 35,7%, y dentro de ese total los derivados del petróleo aportaron US$ 31.029 millones. ¿De dónde salió el grueso de los ingresos? De ambos frentes: la facturación en Brasil llegó a US$ 36.401 millones y la del exterior a US$ 20.741 millones, esta última con un salto del 82,4%. Todas las cifras corresponden a los valores en dólares que la compañía informa a los mercados internacionales.
El segundo trimestre fue el motor del resultado. Ahí las ganancias sumaron US$ 10.428 millones, muy por encima de las de un año atrás, en un período que la empresa explicó por dos vías: el crudo caro a raíz del conflicto en Medio Oriente y una tanda de récords operativos. La producción total tocó los 3,34 millones de barriles equivalentes por día, mientras que la extracción propia de crudo en Brasil escaló hasta los 2,7 millones de barriles diarios. Con semejante trimestre a cuestas, la petrolera acompañó el balance con una remuneración a los accionistas de unos R$ 17.400 millones, un reparto que el mercado ya venía anticipando.
Detrás de esos números hay una definición estratégica de fondo. Petrobras sostiene un plan de inversión de US$ 91.000 millones para el período 2026-2030, y cerca de US$ 69.000 millones de esa cifra apuntan al upstream. El destino principal es el presal, esa formación que yace bajo una gruesa capa de sal en aguas profundas del Atlántico y que se convirtió en el activo estrella del país. Allí la compañía calcula que su costo de equilibrio puede perforar el piso de los US$ 28 por barril, lo que la mantiene rentable aun cuando el crudo cotiza barato.
Lo llamativo del semestre es que la empresa logró sostener a la vez tres frentes que suelen chocar entre sí: bombear en la franja alta de su guidance, premiar a los accionistas con dividendos gordos y bancar un capex de largo plazo que no da respiro. La suma de crudo firme, récords de producción y una deuda más baja que en marzo apuntala su caja para lo que viene. El único fantasma es de siempre: que el precio del petróleo pegue la vuelta y desarme la película.
En un movimiento estratégico para concentrar sus recursos en Vaca Muerta, YPF concretó la venta de dos bloques petroleros en Mendoza por un total de USD 405 millones. Esta operación se enmarca en la desinversión de áreas convencionales maduras para potenciar el desarrollo de recursos no convencionales.
La petrolera informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que la primera transacción corresponde al clúster Chachahuén, transferido por USD 200 millones a Energía Mendocina S.A. y Compañía Andina de Petróleo y Gas S.A. Este bloque produjo en el segundo trimestre de 2026 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de metros cúbicos de gas. Incluye concesiones como Chachahuén Sur, Cerro Morado Este, Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra. La fecha efectiva de la venta se fijó para el 1 de junio de 2026.
Por otro lado, el clúster Mendoza No Operado fue vendido por USD 205 millonesa San Benito Upstream S.A.U., sociedad controlada por PeCom, el brazo energético de la familia Pérez Companc. Esta área agrupa participaciones en concesiones distribuidas entre Mendoza y La Pampa y registró una producción de 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de metros cúbicos de gas durante el mismo período. La transferencia se hará efectiva desde el 1 de enero de 2026.
Ambas ventas incluyen la cesión de ductos y el stock de materiales, y están sujetas a condiciones precedentes habituales. Además, a los montos se les adicionará el IVA y los ajustes finales correspondientes.
Estas operaciones forman parte del Plan 4×4 impulsado por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, que busca optimizar el portafolio upstream convencional para focalizar inversiones en campos no convencionales y maximizar el valor de la empresa. El plan también tiene como objetivo que Argentina alcance exportaciones energéticas por USD 30.000 millones para 2030.
Además, YPF continúa con el Plan Andes, que consiste en desprenderse de bloques maduros para destinar capital al desarrollo del shale oil, sector que ya representa el 70% de la producción total de crudo del país, impulsado principalmente por Vaca Muerta.
La venta del bloque Chachahuén tiene un valor simbólico, ya que YPF lo había destacado en 2016 como “una de las áreas de reserva con mayor crecimiento y potencial dentro de YPF”, al inaugurar una nueva base operativa en la zona.
Este año, YPF ya había concretado la venta total del bloque Manantiales Behr, en Chubut, a PeCom por USD 410 millones. Esta operación reemplazó un acuerdo previo con Limay Energía que fue declarado nulo en febrero de 2026 por falta de financiamiento. Con estas tres transacciones, la compañía ha acumulado más de USD 815 millones en desinversiones de activos convencionales durante 2026.
Pampa Energía informó sus resultados del segundo trimestre de 2026. La compañía registro un fuerte crecimiento operativo, tanto en generación eléctrica como en petróleo y gas. Además, el desempeño financiero acompañó el crecimiento operativo, con un EBITDA ajustado de 415 millones de dólares, un 75% superior al del mismo trimestre del año anterior.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue un trimestre espectacular para Pampa. Aprobamos la decisión de inversión más importante de nuestra historia con la planta de urea en Bahía Blanca, aceleramos en el desarrollo de Rincón de Aranda y seguimos fortaleciendo la integración vertical entre nuestra producción de gas y el negocio de generación eléctrica, ganando eficiencia y competitividad”.
En un trimestre marcado por un fuerte crecimiento operativo, la compañía también destacó la aprobación de una inversión de 2.700 millones de dólares para construir una planta de urea en Bahía Blanca. Será la de mayor escala de Latinoamérica, tendrá capacidad para producir 2,1 millones de toneladas anuales y marca el ingreso de Pampa al negocio de los fertilizantes. La construcción demandará 41 meses y el inicio de producción está previsto para 2030. Además, generará más de 3.500 puestos de trabajo directos en el pico de obra, hasta 300 permanentes en operación y aportará divisas por aproximadamente 1.000 millones de dólares anuales entre exportaciones y sustitución de importaciones. El proyecto logró la preaprobación bajo el RIGI.
En generación eléctrica, Pampa aumentó su producción un 14% interanual y creció por encima del sistema nacional. El desempeño estuvo impulsado, entre otros factores, por una mayor integración entre la producción propia de gas y las centrales térmicas de la compañía, que mejoró la eficiencia y competitividad de sus operaciones.
En materia de producción de hidrocarburos, la compañía alcanzó un récord trimestral de 107.500 barriles equivalentes por día, un 28% más que un año atrás. La producción de gas promedió 14,3 millones de metros cúbicos por día, un 10% más que en el mismo período de 2025. Además, alcanzó un récord de 7,4 millones de metros cúbicos por día en el bloque Sierra Chata, que creció un 95% interanual impulsado por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos.
En Rincón de Aranda, el yacimiento de shale oil que la compañía desarrolla en Vaca Muerta, la producción alcanzó los 23.400 barriles diarios, tres veces más que la del mismo período de 2025. Además, durante el trimestre el proyecto obtuvo la aprobación del RIGI, un hito que otorga estabilidad y permitirá avanzar en un plan de inversión superior a los 4.500 millones de dólares. Con esta aprobación, Pampa podrá desarrollar la zona norte del bloque, incorporar nuevos pozos, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción de 45.000 barriles por día.
Los avances operativos también se reflejaron en los resultados financieros. Durante el segundo trimestre, Pampa registró un EBITDA ajustado de US$415 millones, un 75% superior al del mismo período de 2025, impulsado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos y el aporte de sus distintos negocios. A pesar de su ambicioso plan de inversiones, la compañía mantiene una elevada posición de liquidez, conservadores niveles de endeudamiento y un cómodo perfil de vencimientos de deuda.
Neuquén dio un paso clave para el desarrollo energético regional al anunciar la licitación de 15 áreas hidrocarburíferas ubicadas en Vaca Muerta y otras formaciones dentro de la Cuenca Neuquina. Esta iniciativa, denominada Ronda 1/2026, representa la primera convocatoria de este tipo en nueve años y busca incorporar nuevos operadores que impulsen la exploración y explotación de bloques que actualmente permanecen inactivos.
El proceso licitatorio, organizado por la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), abrirá las ofertas el próximo 19 de agosto en su sede central. Según datos oficiales, alrededor de 15 compañías adquirieron los pliegos, aunque no todas presentarán propuestas formales. Entre las interesadas se destacan las estadounidenses Continental Resources, presidida por Harold Hamm, y Brigham Exploration LLC, junto a varias empresas argentinas con experiencia en la región o que buscan ingresar por primera vez.
NEUQUÉN GENERA CONFIANZA EN LOS INVESORES INTERNACIONALES
El 19 de agosto comenzaremos con un proceso de licitación de 15 áreas estratégicas con potencial para el desarrollo de yacimientos no convencionales a cargo de GyP, la empresa provincial.
El Gobierno neuquino presentó esta ronda durante una gira realizada en Houston, con el objetivo de atraer inversiones internacionales. Desde la administración provincial remarcaron que la convocatoria despertó interés tanto de firmas ya presentes en Vaca Muerta como de nuevos actores, especialmente desde Estados Unidos.
Los bloques a licitar están distribuidos en distintas zonas de la provincia: el área de Añelo, ubicada en el norte próximo a Rincón de los Sauces, y sectores del sur cerca de Cutral Co y Plaza Huincul. Entre las áreas incluidas figuran Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
El esquema de licitación establece un bono de acceso mínimo de US$ 500.000 y regalías que comienzan en un 15%, con posibilidad de ofertar hasta un 18%. Las empresas adjudicatarias asumirán el riesgo y el financiamiento en la etapa exploratoria, mientras que GyP conservará una participación de entre el 10% y el 20% bajo la modalidad de carry, sin aportar capital durante esta fase.
La exploración podrá extenderse hasta ocho años, divididos en dos períodos de cuatro años cada uno. En caso de que se declare la comercialidad de un hallazgo, las compañías podrán acceder a una concesión de explotación por un plazo de hasta 35 años. Para la adjudicación, la provincia implementó un sistema de evaluación que pondera el compromiso de inversión, el porcentaje de participación para GyP, las regalías ofrecidas y el bono económico, priorizando así las propuestas con mayor desarrollo para cada bloque.
La intención del Gobierno de Neuquén es finalizar la evaluación de las ofertas y adjudicar las áreas antes de que termine el año, en un esfuerzo por ampliar la actividad exploratoria y sumar nuevos actores al desarrollo de Vaca Muerta.
Esta ronda de GyP forma parte de una estrategia más amplia para ordenar el mapa de concesiones y atraer capital hacia áreas con potencial aún no explotado. Mientras los grandes operadores concentran sus esfuerzos en bloques maduros de alta productividad, Neuquén busca que nuevas empresas ingresen al sector y contribuyan a la expansión del principal polo hidrocarburífero del país. El objetivo es replicar el modelo que permitió transformar Vaca Muerta: atraer inversiones, incorporar tecnología y aumentar la participación empresarial en la formación.
Un informe de Boston Consulting Group (BCG) proyecta que hasta el 80% de las principales petroleras del mundo podría registrar caídas significativas de producción hacia 2040.
En ese escenario, los activos con capacidad de producir durante décadas ganan valor estratégico, lo que refuerza el rol de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.
El estudio advierte que la mayoría de las grandes compañías enfrentará descensos de entre el 20% y el 50%, mientras que un grupo más reducido podría sufrir caídas superiores al 60%. Las causas incluyen una década de menor reinversión en exploración, una demanda de hidrocarburos más persistente de lo previsto y tensiones geopolíticas que elevan los riesgos sobre el suministro global.
Para la Argentina, el diagnóstico llega en un momento clave. Vaca Muerta ya consolidó su rol como principal motor de crecimiento energético local y aparece como una de las cuencas con mayor potencial para abastecer mercados internacionales. Según Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG, “la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica. Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar Vaca Muerta como un recurso de escala mundial”.
El informe subraya que la competitividad no dependerá solo de perforar más pozos, sino de mejorar la productividad, reducir costos, optimizar completaciones y sostener estándares técnicos que permitan competir con otras cuencas no convencionales. La tecnología de recuperación mejorada podría elevar los factores de recobro en shale hasta un 15%, aunque muchas soluciones aún están en desarrollo.
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Otro aspecto clave es la competencia global por recursos: el 45% del valor presente neto de los líquidos y el 35% del gas natural disponible se encuentra en mercados controlados por Estados. Esto obliga a los gobiernos a ofrecer marcos regulatorios estables y reglas claras para atraer socios con capacidad técnica y financiera.
El desafío argentino será convertir recursos en producción exportable y competitiva. Para eso serán determinantes la infraestructura de transporte, los proyectos exportadores de GNL, el acceso al financiamiento y la estabilidad regulatoria. En un mundo donde las grandes petroleras miran con preocupación el agotamiento de sus portafolios, Vaca Muerta puede ganar un lugar más relevante en la oferta global de petróleo y gas.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) continúa ampliando su alcance con proyectos multimillonarios en petróleo, gas, minería y litio.
En el sector energético, el esquema se consolidó como un factor clave para acelerar obras de infraestructura y ampliar la capacidad exportadora de Vaca Muerta, con inversiones que ya superan los USD 31.000 millones.
Entre las iniciativas destacadas figuran la ampliación de la planta de Compañía MEGA (USD 360 millones) para aumentar la producción de líquidos de gas natural provenientes de Vaca Muerta, y la planta de fertilizantes de Pampa Energía, que demandará USD 2.700 millones. Estas inversiones se suman a proyectos estratégicos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las plantas de GNL, que permitirán incrementar la capacidad de transporte y exportación de hidrocarburos.
Según un informe de Qualy Consultora, la previsibilidad que ofrece el régimen mediante estabilidad tributaria, cambiaria y regulatoria por 30 años fue decisiva para destrabar inversiones de gran escala, especialmente aquellas que requieren financiamiento elevado y plazos largos de ejecución.
Las proyecciones estiman que los proyectos adheridos al RIGI podrían generar exportaciones adicionales por USD 13.000 millones anuales entre 2027 y 2030, y superar los USD 35.000 millones por año una vez que todas las iniciativas entren en operación. El impacto se concentrará en petróleo, gas natural licuado, cobre y litio, consolidando a Neuquén como epicentro energético del país.
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El informe advierte que el desafío de la próxima etapa será potenciar el desarrollo de proveedores locales, empleo calificado y agregado de valor en las regiones productivas. En ese sentido, el impacto económico del RIGI dependerá no solo del volumen de capital que atraiga, sino también de su capacidad para fortalecer las cadenas productivas asociadas a Vaca Muerta y otros sectores estratégicos.
Con la incorporación de nuevos proyectos y el avance de las obras energéticas, el RIGI se consolida como uno de los principales instrumentos para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta y posicionar a Neuquén como motor de las inversiones energéticas de la Argentina.
El Polo Norte de Vaca Muerta ya supera en producción a provincias petroleras tradicionales y proyecta alcanzar los 300.000 barriles diarios en los próximos años gracias a nuevas inversiones y obras de transporte.
Este crecimiento abre una oportunidad para Mendoza, que comienza a evaluar su participación en la expansión de la frontera petrolera.
En junio, el Polo Norte extrajo 79.869 barriles diarios de petróleo, superando a Santa Cruz (51.451), Mendoza (51.451) y Río Negro (23.146). Si fuera una provincia, se ubicaría como la tercera productora de crudo del país. La zona reúne siete bloques operados por YPF, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Vista Energy, con desempeños dispares pero en general de fuerte crecimiento.
El bloque más productivo es Bajo del Choique-La Invernada, de Pluspetrol, con 39.902 barriles diarios (+230% interanual). Le siguen El Trapial Este de Chevron (22.343 barriles, +58,6%), Narambuena de YPF (6.117 barriles desde casi cero) y Los Toldos II Este de Tecpetrol (3.912 barriles desde cero). Vista Energy, por su parte, proyecta una inversión de USD 5.800 millones para alcanzar 50.000 barriles equivalentes diarios en Águila Mora.
El principal freno hasta ahora fue logístico, pero comienza a resolverse con la ampliación Duplicar Norte del sistema de Oleoductos del Valle y el proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que habilitará exportaciones desde enero próximo. Con estas obras, las metas de las operadoras permiten proyectar hasta 300.000 barriles diarios en pocos años, casi cuatro veces el nivel actual.
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El avance también se extiende hacia la llamada lengua mendocina de la formación, donde YPF y Quintana TSB perforan cinco pozos con una inversión de USD 30 millones. El plan contempla hasta 334 pozos horizontales en distintas capas productivas. Paralelamente, se desarrolla el Polo Sur junto a ENI y ADNOC para asegurar gas destinado a exportación de GNL, con bloques al norte de Cutral Co y Plaza Huincul.
A poco más de una década del inicio de Vaca Muerta, la formación continúa ampliando sus límites geográficos y se perfila como uno de los motores de la próxima etapa exportadora del país.
El senador Enzo Fullone mantuvo un encuentro con el embajador de la India en Argentina, Ajaneesh Kumar, en el que presentó el potencial productivo de Río Negro para atraer inversiones en sectores estratégicos como energía, minería y tecnología.
El legislador destacó el futuro exportador de GNL a partir del proyecto VMOS de YPF y el posicionamiento internacional de INVAP como referentes de la provincia en innovación científica y tecnológica.
Durante la reunión, Fullone subrayó la trayectoria de cooperación desarrollada desde San Carlos de Bariloche por INVAP y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), instituciones que consolidaron a la Argentina como proveedor confiable de tecnología nuclear. Recordó la exitosa puesta en marcha de la planta de producción de radioisótopos para BRIT en Mumbai, que fortaleció la relación bilateral y el prestigio de los profesionales rionegrinos.
En materia energética, el senador resaltó el memorándum estratégico firmado entre YPF y empresas estatales de la India para evaluar acuerdos de largo plazo destinados al suministro de GNL proveniente de Vaca Muerta, con infraestructura clave en Río Negro. Este proyecto busca consolidar a la provincia como uno de los principales puntos de exportación de energía argentina hacia mercados asiáticos.
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Fullone también mencionó el potencial de Río Negro en minerales críticos como oro, plata y uranio, además de su ecosistema científico y tecnológico reconocido internacionalmente. Señaló que la creciente demanda de energía y minerales por parte de la India abre una oportunidad concreta para ampliar el intercambio comercial y atraer nuevas inversiones hacia sectores estratégicos de la provincia.
India es actualmente el cuarto socio comercial de Argentina y el segundo saldo comercial superavitario, con un superávit de USD 4.035 millones en 2025, lo que refuerza su rol como socio estratégico para la economía nacional.
Chevron reafirmó que Vaca Muerta ocupa un lugar estratégico dentro de su portafolio global de activos no convencionales y confirmó que busca acelerar su desarrollo en la Argentina.
Así lo aseguró Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, durante el Forbes Energy Summit, donde destacó la calidad geológica de la formación y las mejoras en el entorno de inversión.
La ejecutiva recordó que la relación de Chevron con el país comenzó hace un siglo, cuando el geólogo Charles Weaver inició estudios en la cuenca Neuquina. Entre los hitos más relevantes mencionó el desarrollo de Loma Campana junto a YPF en 2013, que marcó el inicio de la explotación masiva de hidrocarburos no convencionales en Argentina. Actualmente, la compañía también opera El Trapial y mantiene su asociación con YPF en Narambuena, ambos proyectos en Neuquén.
Simonato explicó que la estrategia global de Chevron prioriza cada vez más los activos no convencionales y que Vaca Muerta forma parte de ese esquema de crecimiento. La empresa está incorporando tecnologías y experiencias de las cuencas de Norteamérica para mejorar la eficiencia operativa y reducir los tiempos de desarrollo de nuevos pozos.
Según indicó, los principales directivos de Chevron consideran que la calidad de la roca en Vaca Muerta es comparable con la de los mejores yacimientos de shale de Estados Unidos. A ese potencial geológico se suma un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica y el acompañamiento de la provincia de Neuquén para ampliar la infraestructura necesaria para el crecimiento del sector.
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La ejecutiva remarcó que uno de los desafíos sigue siendo mejorar la competitividad de la cadena de valor. Argentina compite por inversiones con otros proyectos internacionales y será necesario incrementar la escala de proveedores, optimizar la logística y continuar reduciendo costos para atraer más capital.
Chevron ya exporta parte del crudo Medanito hacia sus refinerías en California, lo que contribuye a posicionar a la Argentina como proveedor confiable de energía en los mercados internacionales. Para Simonato, la combinación entre la calidad de los recursos de Vaca Muerta, la incorporación de nuevas tecnologías y un entorno de inversiones más estable permitirá consolidar el crecimiento de la producción y ampliar la participación de la Argentina en el mercado energético global.
Pecom reforzó su posición en el negocio de exploración y producción de petróleo en Argentina al consolidar su control sobre el bloque El Corcovo. Esta ampliación se concretó tras un acuerdo entre San Benito Upstream, empresa vinculada y bajo control común con Pecom, e YPF para la adquisición de la participación de esta última en el bloque.
Una vez que la operación se formalice y reciba las aprobaciones regulatorias necesarias, Pecom y San Benito Upstream serán los principales titulares del activo, con Pecom asumiendo la operación directa del mismo. Esta transacción complementa la compra previa de la participación de Pluspetrol en los mismos activos, representando un avance estratégico significativo para la compañía en la producción petrolera.
El Corcovo abarca las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra en Mendoza, además de Gobernador Ayala III y CNQ-7A en La Pampa. Actualmente produce 19.000 barriles diarios, que se sumarán a los 35.000 barriles por día que Pecom ya opera, consolidando así su liderazgo en la explotación de campos convencionales maduros.
Pecom forma parte del grupo empresarial liderado por Rosario, Pilar y Luis Perez Companc, que desarrolla actividades en consumo masivo, agro y energía. La empresa se destaca por su capacidad para operar eficientemente campos maduros convencionales, con especial énfasis en técnicas de recuperación terciaria, y mantiene un plan sólido de inversiones en Argentina, confiando en el crecimiento a largo plazo del país.
La finalización del acuerdo está sujeta al cumplimiento de condiciones habituales y a la aprobación regulatoria por parte de las provincias involucradas. Esta operación marca un paso clave en la estrategia de Pecom para fortalecer su posición como uno de los principales operadores petroleros en el país.
Poco más de 10 mil personas se quedaron sin luz el jueves por la tarde como consecuencia de la tormenta, que generó inundaciones en varias localidades del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó que unos 4.708 usuarios deEdesury otros5.442deEdenor no tenían suministro eléctrico en sus hogares.
En este sentido, se destacó que los lugares más afectados eran Flores, Almagro, Parque Avellaneda, Lanús Oeste, Bosques, Presidente Perón, Ramos Mejía, Libertad, Pontevedra y Paso del Rey.
En varios localidades de la provincia de Buenos Aires hubo calles anegadas por el diluvio que se registró durante la madrugada de este jueves y los vecinos se quejaron por una situación que se repite todos los años.
La nómina de regiones bajo aviso amarillo incluye a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y sectores bonaerenses, además de las provincias de Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Santa Fe, Santiago del Estero, Córdoba, San Luis y La Pampa. En estos sectores hubo valores de precipitación acumulada de entre 30 y 60 milímetros, con posibilidad de caída puntual de granizo y temporales de corta duración.
A la par de las lluvias, el organismo meteorológico dispuso un aviso por vientos del sector sur con velocidades constantes de entre 30 y 50 kilómetros por hora y marcas extremas que superaron los 80 km/h en amplias zonas del país.
Horacio Marin aseguró que quienes participan de los programas de YPF no necesariamente trabajarán en la empresa, sino que se forman profesionales que necesita toda la industria.
En el marco de su 30° aniversario, la Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía de distintos puntos del país. El encuentro tuvo su apertura con un evento en el Teatro Colón de la Ciudad de Buenos Aires.
Durante las cuatro jornadas de la 13° edición del Encuentro, los becarios recorrieron instalaciones estratégicas de YPF y sus empresas vinculadas, los Centros de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC), la Refinería de Ensenada, los laboratorios de Y-TEC y la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz.
Durante la apertura del evento, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que «La Fundación YPF es un ejemplo para la Argentina por su continuidad y por los extraordinarios resultados que logró a lo largo de los años. La inversión en educación es la forma de generar oportunidades y construir futuro«.
«Desde YPF no buscamos que quienes participan de estos programas trabajen necesariamente en la compañía; nuestro objetivo es que puedan superarse en la vida y contribuir con su talento al desarrollo del país, formando los profesionales que necesita toda la industria», agregó el directivo.
Por su parte, el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, indicó: «Estamos orgullosos de formar a los estudiantes que van a ser los futuros profesionales de la industria y los protagonistas del desarrollo energético del país».
La Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía de distintos puntos del país.
En su 13.ª edición, el Encuentro Anual de Becarios de Fundación YPF reafirmó su propósito de conectar a los estudiantes con el mundo de la energía, ofreciéndoles la posibilidad de interactuar con profesionales de YPF, conocer de cerca la industria y enriquecer su formación a partir de experiencias reales.
30 años de la Fundación YPF
YPF tomó la decisión de crear la Fundación YPF el 5 de agosto de 1996 para impulsar el desarrollo energético del país a través de la educación, la formación de talento y el fortalecimiento de las comunidades vinculadas a la energía.
A lo largo de sus 30 años, Fundación YPF consolidó un modelo de impacto educativo, de formación técnica y de fortalecimiento territorial. En ese tiempo evolucionó hacia una estrategia integral que pone en valor la formación técnica, la divulgación científica, las becas universitarias, el desarrollo local, la transformación digital y la articulación con el sistema educativo y productivo.
La Fundación YPF alcanzó de manera directa a más de 750.000 personas a través de programas educativos, actividades con escuelas y universidades, formación técnica y digital, propuestas de divulgación científica, becas y aulas móviles:
4.000 estudiantes de distintas provincias del país se sumaron a su programa de becas universitarias, que promueve el ingreso, la permanencia y la graduación de carreras relacionadas al desarrollo energético.
550.000 estudiantes de primaria y secundaria formaron parte de las actividades de divulgación científica que la Fundación YPF realiza con propuestas como el Show de la Energía, la Sala de Escape, Clubes de Energía, el aula móvil de Energía Argentina, y visitas a la industria con su programa de Vocaciones.
200.000 personas participaron de los cursos y programas de formación técnica y digital, tanto presenciales como online, que incluyen disciplinas orientadas a la energía como la automatización y robótica, la instrumentación industrial, energías renovables, desarrollo web, datos e inteligencia artificial, entre otros.
200.000 publicaciones, kits educativos y equipamiento tecnológico fueron distribuidos en escuelas, centros de formación y universidades para acompañar los procesos pedagógicos y de capacitación.
En 80 localidades de todo el país se implementaron programas de desarrollo que impulsaron estrategias de planificación para los municipios, planes de acción, asistencias técnicas y acciones solidarias, comunitarias, educativas y culturales.
Que el mayor exportador de gas licuado tenga que recurrir a barcos ajenos muestra hasta qué punto el bloqueo del Estrecho tensionó la oferta. En ese contexto de precios altos, la Argentina ya empezó a colocar volumen firme en Europa.
El faltante global de GNL asociado al conflicto en Medio Oriente superó las 30 millones de toneladas, con Europa absorbiendo cerca de tres cuartas partes de la oferta perdida a raíz de la disrupción en el Estrecho de Ormuz. La combinación de una ruta marítima crítica trabada y una demanda europea que sigue buscando alternativas al gas ruso dejó al mercado estructuralmente corto, con precios que reflejan la urgencia: el JKM asiático se ubicó en torno a los US$ 19,10/mmBtu y el TTF europeo en US$ 18,07/mmBtu.
El síntoma más elocuente de esa tensión lo protagonizó el propio líder del negocio. Trascendió que QatarEnergy compró 33 cargamentos spot de origen estadounidense en lo que va de 2026, frente a apenas cuatro durante todo el año anterior, para revenderlos luego en el mercado asiático tras haber declarado fuerza mayor sobre parte de sus compromisos. Que el mayor exportador mundial de GNL tenga que salir a abastecerse con barcos de terceros para cumplir contratos es la señal más clara de un mercado que dejó de funcionar con normalidad.
Detrás de esos movimientos hay un dato estructural que ordena todo el tablero: las rutas de shipping se volvieron tan determinantes como la propia capacidad de producción. El Estrecho de Ormuz, por donde circula buena parte del gas catarí, concentró el grueso del riesgo, y cada tonelada desviada hacia Europa profundizó la escasez en Asia. El resultado es un mercado spot que premia con precios altísimos a cualquier oferta nueva capaz de entrar en los próximos años.
Ahí es donde la Argentina encuentra su ventana, y con un dato que ya dejó de ser promesa: hay contrato firmado. El consorcio Southern Energy, que lidera PAE y del que participan también YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, le vendió a la estatal alemana SEFE 2 millones de toneladas anuales de GNL por ocho años. ¿Cuándo arranca? A fines de 2027, apenas entre en operación el Hilli Episeyo, el buque de licuefacción que se instalará en el Golfo San Matías, en Río Negro. No es un contrato menor: se trata de la mayor operación de exportación de gas licuado en la historia del país y compromete más del 80% de lo que ese primer barco puede producir.
En paralelo, y como apuesta de mayor escala, avanza el proyecto integrado Argentina LNG, impulsado por YPF junto con la italiana Eni y la emiratí XRG (vinculada a ADNOC), que contempla una inversión cercana a los US$ 20.000 millones para desarrollar una capacidad de unas 12 millones de toneladas anuales, con la decisión final de inversión prevista para este año. Ambas iniciativas, apalancadas en el gas de Vaca Muerta, comparten el mismo viento de cola: mientras hasta Qatar debe salir a comprar spot para cubrirse, la Argentina empieza a asegurar volumen firme y de largo plazo en el mercado europeo, exactamente el tipo de contrato que un mercado tensionado vuelve más valioso.
Federico Sturzenegger junto al presidente Javier Milei.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Eletricidad (Enrege) avanza con la elaboración de un plan de retiros voluntarios que anunciará en las próximas semanas. La propuesta fue presentada en la última reunión de directorio del 28 de julio, pero todavía no está cerrada porque se están terminando de negociar algunos puntos con el Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado que conduce Federico Sturzenegger. El Coloso, como lo apoda el presidente Javier Milei, presiona para que la oferta de salida que preparó el ente incluya menos beneficios. Un objetivo conservador es que al menos 50 personas acepten la propuesta y abandonen el organismo.
Cuántos empleados hay en Enrege
El ente unificado cuenta actualmente con 812 empleados, 297 vienen del ex Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y los 515 restantes del ex Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). El retiro de 50 personas parece poco en ese contexto porque es sólo el 6% del total. Sin embargo, desde que asumió el gobierno de Milei, el 10 de diciembre de 2023, ya se han venido concretando múltiples despidos.
En Enargas, el 31 de diciembre de 2023 el interventor saliente Osvaldo Pitrau, que venía del gobierno de Alberto Fernández, no renovó unos 60 contratos a plazo fijo. El 2 de enero de 2024 asumió Carlos Casares quien a su vez encaró un proceso de racionalización durante 2024 y 2025. Cuando llegó, el organismo tenía 707 empleados. A partir de la no renovación de contratos y la desvinculación de personal de plata salieron 245 empleados y al mismo tiempo ingresaron unas 38 personas, lo que arrojó un saldo final de 500 empleados. Si se suma la gente que está en comisión de servicios en la Secretaría de Energía y otras dos dependencias la cifra trepa a 515.
Distintas fuentes coincidieron ante EconoJournal en que esa cantidad de desvinculaciones concretadas durante la gestión de Casares no afectaron el funcionamiento del Enargas ni generaron grandes conflictos porque muchos eran empleados que habían ingresado a las delegaciones regionales durante la gestión de Federico Bernal y no estaba del todo claro qué tarea cumplían.
En el ENRE también se llevó adelante un plan de ajuste de personal, pero más gradual, fundamentalmente porque la planta no estaba sobredimensionada como en Enargas. Entre diciembre de 2023 y diciembre de 2025 se redujo de 413 a 301, un 27,1%, y en la actualidad quedan 297 empleados.
Ahora el principal motivo para avanzar con el plan de retiros del Enrege es la duplicación de funciones como consecuencia de la fusión entre el ENRE y el Enargas. No obstante, en el ente remarcan que el objetivo es proyectar una reducción sostenible de los costos operativos recurrentes asociados a la masa salarial, sin comprometer ejecución del presupuesto vigente.
Cuál es la propuesta de retiros voluntarios que se está elaborando
A los menores de 60 el Enrege propuso pagarle un sueldo por año de antigüedad como indemnización. El Ministerio de Desregulación aceptó, pero pidió que para el cálculo solo se considere la antigüedad que tienen como planta permanente, dejando de lado el tiempo que fueron contratados a plazo fijo. Ese cambio reduce la antigüedad de la mayoría de las personas en unos 5 años y por lo tanto, la indemnización sería menor. Lo que van a proponer desde Enrege, según se conversó en la reunión de directorio, es que se compute un sueldo por año de antigüedad en planta, pero a quienes tengan 10 años de antieguedad se le sumará un sueldo y a quienes tengan más de 10 años 2 sueldos, a abonarse en el momento de la baja.
A los que tienen entre 60 y 64 años inclusive, el organismo regulador tenía previsto ofrecerles 36 salarios, pero Sturzenegger quiere que sean solo 24. Lo que sugiere el ministro puede terminar siendo un problema para los que tengan entre 60 y 63 años porque si les ofrecen solo 24 salarios se van a quedar sin cobrar antes de cumplir los 65 que les permite acceder a la jubilación. Lo que respondió el Enrege es que, si se mantiene la exigencia fijada por Desregulación, convendría reducir el grupo de beneficiarios solo a los que tengan entre 63 y 64 años inclusive.
A los mayores de 65 años el ente tenía previsto otorgarles 24 sueldos para que se vayan y Desregulación ordenó que sean solo 12 cuotas.
Sturzenegger además pidió que los salarios que se paguen a los que se retiran no sean actualizables con los incrementos que se le otorguen a la Administración Pública. La representante de Recursos Humanos que expuso sobre el tema en la reunión de directorio, a la que asistió EconoJournal, dijo que para ellos ese punto no debería negociarse.
Desregulación pidió solicitó que el monto que surja del acuerdo no se pague como salarios en 12 o 24 meses, según el caso, sino en solo 3 pagos. En el Enrege ese pedido llamó la atención porque para el organismo en términos presupuestarios es beneficio pagar en 12 o 24 pagos que en solo 3.
Ernesto Inal, Marcelo Rucci y Daniela Rucci, referentes de Fuerza Neuquina y Federal.
Dos gremios clave de Vaca Muerta competirán en sociedad por la intendencia de Rincón de los Sauces y todo el corredor petrolero en 2027 con una alianza que apoyará, a nivel provincial, la reelección de Rolando Figueroa.
El acuerdo político involucra al líder de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, y a uno de los principales referentes de Uocra, César Godoy, quienes sellaron el entendimiento tras más de un año de negociaciones.
Luego de participar desde veredas opuestas en las elecciones de Rincón de los Sauces, en 2023, ahora buscarán al candidato más competitivo para retener la intendencia en la nueva «joya» de Vaca Muerta.
La ciudad del llamado «hub norte» se posiciona como la próxima frontera de expansión de los no convencionales, con inversiones anunciadas por operadoras como Tecpetrol, Pluspetrol y Chevron por más de 30.000 millones de dólares, la mayoría de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
«Tenemos muchas cosas en común y podemos trabajarlas juntos», afirmó Rucci tras un encuentro de ambos dirigentes en las oficinas que el sindicato tiene en Neuquén capital.
Planteó que «los trabajadores deben ocupar espacios políticos, que es donde se define su futuro, y si lo hacemos juntos mucho mejor».
Rucci ya tiene aval de la justicia para su partido, Fuerza Neuquina y Federal, y prepara, a su vez, un desembarco similar en Río Negro. El dirigente, históricamente ligado a la línea Azul y Blanca del Movimiento Popular Neuquino, dio un portazo el año pasado al desafiliarse del partido provincial para concentrarse en un armado político propio.
Del espacio también participa el adjunto de Petroleros, Ernesto Inal, y la diputada provincial e hija de Rucci, Daniela Rucci.
El partido realizó el jueves una jornada de afiliación en Rincón de los Sauces de la que participó, como invitado, el propio César Godoy.
El referente del gremio de la construcción es hijo del ya fallecido Juan Ángel «Rancho de Paja» Godoy, un histórico de Uocra que fue protagonista, entre otros acontecimientos, de la marcha que se hizo en 1986 desde Piedra del Águila hasta Neuquén capital tras la muerte de 13 obreros en la construcción de la represa.
Es afiliado del Partido Justicialista y buscó, sin éxito, negociar en 2025 una candidatura a diputado nacional. También quiso presentar una lista para disputar la conducción del peronismo en las internas de este año, pero no se habilitó su lista.
Ahora dijo a EN/CLAVE que trabaja en crear un espacio propio alineado al armado nacional del riojano Ricardo Quintela: Federales, que presentó su inscripción en la justicia federal el 15 de junio pasado.
La elección en Rincón de los Sauces
Godoy dijo a este medio que buscarán hacer pie con representantes propios a nivel provincial y nacional «porque vemos que hay un avance del gobierno libertario sobre los derechos de los trabajadores». En ese armado, que definen como «un bloque sindical fuerte», no descartan la participación del sector de Carlos Quintriqueo, secretario general de ATE.
El objetivo de Uocra y Petroleros, al menos por ahora, no es la gobernación, sino «trabajar juntos para tener representantes en la Legislatura y en las intendencias». Y Rincón de los Sauces, de la que son oriundos ambos líderes sindicales, aparece como la principal apuesta.
«La idea es poner al mejor candidato posible para ganar el municipio. Vamos a medir, el candidato más potable va a ser el que nos represente», aseguró Godoy, quien evitó confirmar si ofrecerá su nombre para las encuestas.
César Godoy de Uocra junto a Daniela Rucci de Petroleros.
En el 2023, por un acuerdo político entre Rolando Figueroa y Rucci, el entonces gobernador electo optó por sacrificar a su propio candidato, el muy competitivo médico Walter Erdozain, para no entorpecer la carrera a la reelección de la actual intendenta y aliada del petrolero, Norma Sepúlveda.
El dirigente de Uocra fue candidato en esa elección y resultó segundo con el 42% de los votos, concentrando todo el voto opositor.
Si ahora ambos referentes sindicales se alinean para disputar el municipio con una única postulación, es probable que Figueroa vuelva desistir de llevar un nombre propio.
Godoy confirmó a EN/CLAVE que también trabajarán para presentar listas en San Patricio del Chañar, Añelo y Centenario, las ciudades donde mayor influencia tienen ambos sindicatos.
«Hoy no hay candidatos naturales, la moneda está en el aire y hay lugar para todos. Casi ninguno de los municipios tiene recursos para hacer obra pública y depende de la ayuda que envía Provincia que, afortunadamente, acá tiene billetera para hacer infraestructura. Pero en Rincón y en todas las ciudades los vecinos están pidiendo más presencia municipal», sostuvo.
Vaca Muerta: más trabajo, alquileres caros
El referente de la Uocra en Rincón de los Sauces aseguró que la cantidad de puestos de trabajo para el sector creció «muchísimo» en esa ciudad, pero cayó en Añelo.
El gremio de la construcción tiene actualmente unos 5.000 obreros contratados en la localidad cabecera del «hub norte» de Vaca Muerta, cuando el número de trabajadores solía rondar los 800 o 900 en el año, explicó Godoy.
Vinculó la demanda a la actividad de empresas como Tecpetrol y Pluspetrol que están construyendo, respectivamente, una Planta Central de Procesamiento de Gas (CPF), en el caso de Los Toldos, y una Instalación de Producción Cercana (EPF), en Bajo del Choique-La Invernada. Dijo que estiman, al menos, un año más de trabajo en ese volumen.
En cambio, señaló que en Añelo se perdieron más de 6.000 puestos de trabajo porque «se terminaron las obras grandes» y están a la espera de que YPF, que es la principal operadora en esa zona, ponga en marcha algunas de las que tiene proyectadas.
«Rincón es ahora la joya de Vaca Muerta, pero nos quedamos cortos de infraestructura», advirtió sobre los problemas que aparecen ligados a este nuevo «boom».
«Eso nos está complicando y se necesita más presencia provincial para dar soluciones para la vivienda. Una casa de dos habitaciones que se alquilaba en 900.000 pesos hace un año hoy se cobra hasta 6 y 7 millones. No lo puede pagar ni un médico, ni un docente, solamente las empresas petroleras», planteó.
La situación es similar a la que ocurrió en los inicios de la actividad en Añelo, aunque diferenció que en esa localidad «todo queda a una hora, mientras que Rincón de los Sauces está a 240 kilómetros de la ciudad más cercana, que es justamente Añelo. No hay adónde ir», afirmó.
De izquierda a derecha: Gerson García (BLC Oil & Gas), Mauricio Sánchez (Flow Management Industries); Nicolás Gandini (EconoJournal): Leonardo Brkusic (GAPP) y Nicolás Sidicaro (Fundar).
Desde comienzos de este año, el 16% de las pymes proveedoras del sector energético redujo personal, mientras que un 44% frenó nuevas incorporaciones. Así lo relevó Leonardo Brkusic, director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), que monitorea cada dos meses la situación de las compañías que abastecen a la cuenca.
«Viendo los desafíos que se vienen, las operadoras van a tener que tomar un rol más activo en términos de desarrollo de proveedores», advirtió el ejecutivo, durante una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, del que también participaron Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries; Gerson García, de BLC Oil & Gas y Nicolás Sidicaro, investigador del think tank Fundar; con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.
El ciclo Aguas Arriba, que analiza edición a edición los distintos eslabones de la cadena de valor energética para entender los desafíos que atraviesa cada actor de ese entramado, dedicó su última edición a discutir el rol de las operadoras y el Estado para cuidar su ecosistema de proveedores en un contexto de apertura importadora.
También se puso en discusión hacia dónde puede crecer la industria local, donde la automatización y el desarrollo de ingeniería de mayor valor agregado aparecen como el camino para competir con productos asiáticos y proyectarse hacia otros mercados.
«Un 38% de las pymes está trabajando por debajo del 75%. A una empresa le sacás el 25% de producción de la fábrica y le pedís que sea competitiva, es complejo», señaló Brkusic, quien atribuyó ese cuadro a la reconfiguración del mercado que atraviesa la industria con una apertura importadora de los últimos dos años.
Brkusic atribuyó la crisis de los proveedores a la reconfiguración del mercado que atraviesa la industria con una apertura importadora de los últimos dos años.
Ese diagnóstico sobre el entramado pyme energético se replica en los datos de empleo a nivel nacional, con solo cuatro provincias que muestran resultados positivos en la generación de empleo: Neuquén y Río Negro, como principales beneficiarias del desarrollo de Vaca Muerta, y La Rioja y Mendoza.
Para Nicolás Sidicaro, ese derrame económico es la condición para sostener los consensos políticos en torno a Vaca Muerta para el próximo periodo de gobierno: «Si los beneficios que trae Vaca Muerta no se difunden al resto de la economía, ese consenso va a estar más limitado, y el próximo gobierno va a tener el mandato de cambiar las cosas. Si, en cambio, los efectos positivos logran permear en el resto de la economía, ese activo tiene una potencialidad muy importante».
El rol político de las operadoras
Brkusic dividió el problema en dos segmentos de la cadena: los proveedores de servicios, que «van a estar bien porque el servicio siempre es local», y los fabricantes de materiales y equipamiento, que enfrentan una situación más compleja.
Para el directivo del GAPP, es ahí donde falta diálogo: «La apertura del mercado y, sobre todo, los beneficios que da el RIGI —que incluye la fase de construcción de las plantas— hacen que la previsión de costos de materiales se haga con una visión aperturista. No hay una mirada acabada sobre el valor agregado que se genera localmente, sino una mirada que se concentra solo en el precio».
«El RIGI es un instrumento espectacular para potenciar las inversiones, pero también deja afuera de esos beneficios a los proveedores», señaló, y planteó que las petroleras podrían asumir «un rol más activo, casi de actor político», para reclamar que ese régimen se extienda a toda la cadena de valor. «Si una operadora necesita un RIGI para hacer viable un proyecto, ¿por qué pensar que la cadena de valor no lo necesita? El costo argentino pega de manera transversal para todos en esta economía», resumió.
El directivo del GAPP aclaró que ese reclamo no implica volver a exigir contenido local a cualquier costo: «No se trata de penalizar con los viejos paradigmas de valor agregado local a cualquier precio, sino de sentarse a trabajar juntos».
La apuesta por el valor agregado frente al commodity
Para las pymes proveedoras, la respuesta a la competencia con productos importados no se centra en igualar precios, sino por correrse del commodity hacia la ingeniería, la automatización y el servicio de posventa. «Contra un producto asiático, en algunos temas no podemos competir por el costo. Pero nosotros conocemos el mercado, tenemos una venta consultiva, sabemos en función de qué proyecto qué fluido hay, cuáles son las condiciones, si hay arena o no, cómo es el gas. Eso el asiático no lo tiene», explicó Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries.
Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries.
Sánchez graficó ese corrimiento con el caso de las válvulas, uno de los productos centrales de su empresa. Explicó que la válvula en sí misma es cada vez más un commodity, pero que el negocio se desplaza hacia los sistemas de automatización, sensores y controles que se le incorporan por encima. «Dentro de diez años la válvula te la van a regalar, y lo que te van a vender es lo que va arriba de la válvula», afirmó. Según el directivo, hacia ese segmento debería orientarse la estrategia del entramado local.
Esa ecuación choca con un problema estructural, el costo argentino. Entre los factores que mencionó están el acceso al financiamiento, la litigiosidad laboral y el costo de la energía, este último especialmente sensible para una industria que depende de procesos como la fundición. «La cuestión impositiva nos impacta terriblemente. El costo de la energía es mucho mayor que en China, y un horno funciona con energía eléctrica. El chino paga un 15% de impuestos; yo tengo, como mínimo, un 30%», ejemplificó.
Digitalización: sostener la producción, no solo alcanzarla
Más allá de la etapa de perforación, buena parte del desafío de la cadena de valor está en mantener la eficiencia de los pozos a lo largo del tiempo. «Perforar es el inicio de la historia, pero mantener ese pozo produciendo cierta cantidad de años de manera eficiente, es donde está el verdadero reto», planteó Gerson García, de BLC Oil & Gas.
Consultado sobre qué nota le pondría, en una escala de 1 a 10, al aprovechamiento que hace la Argentina de la digitalización y la inteligencia artificial en sus pozos, García dijo: «Estamos aprobados, seguro. Ahora, no sé si aprobados apenas, o más cerca de la excelencia; ahí estamos en un gris que no vamos a ver ahora, sino en el transcurrir de un par de años más adelante».
Gerson García, de BLC Oil & Gas.
Las herramientas de digitalización, monitoreo y control de la producción son las que permiten sostener ese objetivo en el tiempo, tanto en Vaca Muerta como en los yacimientos convencionales, donde la necesidad de eficiencia operativa es incluso mayor.
El otro extremo del mapa: la reconversión de Comodoro Rivadavia
El debate sobre el futuro de los proveedores no se agota en Vaca Muerta. Sidicaro puso como contraejemplo lo que ocurre en la cuenca del Golfo San Jorge, con epicentro en Comodoro Rivadavia y en Las Heras, en Santa Cruz, donde la salida de YPF de ciertos segmentos —parte del plan de reestructuración que impulsa su presidente, Horacio Marín— dejó una marca profunda en el entramado productivo local. En los últimos tres años, la ciudad perdió unos 3.000 puestos de trabajo en el sector petrolero, con un impacto directo sobre lo que era su principal fuente de masa salarial.
Para Sidicaro, el desafío pasa por reconvertir a los proveedores de la cuenca hacia Vaca Muerta o hacia otras actividades, aun con la dificultad logística que supone la distancia. «Hay que pensar hacia dónde puede ir: pesca, turismo, industria, conocimiento, proveedores de servicios», señaló, y planteó la necesidad de acompañar ese proceso con créditos y políticas específicas que permitan a esos proveedores diversificarse y exportar.
Nicolás Sidicaro, investigador del think tank Fundar.
YPF y PedidosYa firmaron una alianza comercial que permitirá ampliar la presencia de las tiendas Full en el canal de delivery más importante de la región.
A partir de este acuerdo, los productos de las tiendas Full estarán disponibles para delivery de manera exclusiva a través de la aplicación de PedidosYa. Además de sumar una nueva alternativa de compra para los consumidores, también permitirá incrementar su visibilidad comercial, acceder al principal ecosistema de delivery de la Argentina.
Actualmente, más de 60 tiendas Full en 14 provincias ya forman parte de la plataforma PedidosYa, con un destacado desempeño en ciudades como Bahía Blanca, Bariloche, Comodoro Rivadavia, Rafaela y Pinamar.
Con esta nueva etapa, ambas compañías se proponen alcanzar más de 600 sucursales Full activas dentro de la aplicación para fin de año.
A través de esta alianza, YPF y PedidosYa combinan el potencial de red de tiendas Full con la tecnología, logística y alcance de la plataforma líder de delivery del país, creando una propuesta que permitirá llegar a más consumidores, desarrollar nuevas oportunidades comerciales y fortalecer la experiencia de compra en todo el territorio nacional.
Horacio Marín presidentes y CEO de YPF afirmó que “las tiendas Full son un reflejo de lo que somos como compañía. Creemos que la calidad, la experiencia y la cercanía con el cliente son fundamentales, y esta alianza nos permitirá llevar esa propuesta a millones de personas de una manera más simple, rápida y conveniente”.
Esteban Gutierrez, CEO de PedidosYa afirmó que “trabajamos todos los días para simplificarle la vida a nuestros usuarios. El acuerdo con un socio estratégico de la talla de YPF refuerza nuestro compromiso y presencia federal, permitiendo llevar nuestra propuesta de valor a todos los rincones del país. Esta alianza permite que cualquier persona en cualquier provincia, pueda recibir la experiencia Full en la puerta de su casa de manera simple, conveniente y en cuestión de minutos”.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) y la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (Udea) mantienen abierta la convocatoria para participar de la segunda edición del Premio Bachofen-Ghirelli “Mujeres destacadas de la Energía”, una iniciativa que reconoce la trayectoria, el talento y el aporte de mujeres que impulsan el desarrollo del sector energético argentino.
Las postulaciones permanecerán abiertas hasta el 11 de septiembre y se podrán presentar candidatas de empresas energéticas, distribuidoras, universidades, facultades, colegios y centros de ingenieros, academias y otras instituciones vinculadas al sector. Cabe destacar que también se aceptan autopostulaciones.
La distinción lleva el nombre de Elisa Bachofen y Beatriz Ghirelli, dos referentes de la ingeniería argentina que marcaron un hito por su liderazgo y abrieron camino a la participación de las mujeres en disciplinas tradicionalmente masculinas.
En esta edición se otorgarán reconocimientos en las categorías Innovación, Diversidad e inclusión, Sostenibilidad y una distinción especial a la Trayectoria inspiradora, destinada a mujeres cuya carrera representa un ejemplo para las futuras generaciones.
La evaluación estará a cargo de un jurado integrado por referentes del ámbito académico y por ganadoras de la edición anterior, quienes analizarán el impacto de los trabajos, la originalidad de las iniciativas y el camino profesional de las candidatas.
Las ganadoras serán premiadas el 14 de octubre, durante el acto de apertura de CIDEL Argentina 2026, uno de los principales encuentros técnicos de la distribución eléctrica de la región.
Las bases y condiciones, junto con la documentación requerida para participar, se encuentran disponibles en el sitio web del Congreso.
Acerca de Adeera
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 17/08/2026 al 31/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se formularon 28 oferas por un volumen que totalizó 29,1 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,96 el millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,75 el MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Los PPP según la provincia o zona de origen del gas fueron de U$S 4,16 el MBTU desde el NOA; U$S 4,12 el MBTU desde Neuquén; U$S 3,83 desde Tierra del Fuego; U$S 3,82 desde Chubut; y U$S 3,81 el MBTU para el gas de Santa Cruz.
Los precios para el gas puesto en el GBA variaron desde U$S 4,44 el MBTU, hasta U$S 4,96 el MBTU.
La oferta de gas proveniente de Neuquén totalizó 11,6 MMm3/día; Desde Tierra del Fuego 9,5 MMm3/d; desde Chubut fue de 4 MMm3/d; Desde Santa Cruz 2,5 MMm3/d; y desde la cuenca Noroeste 1,5 MMm3/día.
Vicuña es una compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining.
Vicuña, la sociedad conjunta conformada por BHP y Lundin Mining, y el gobierno de San Juan firmaron un acuerdo de compromiso vinculado con la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para su proyecto de cobre, que busca establecer un marco de previsibilidad para el desarrollo de largo plazo de la iniciativa minera en la provincia.
El entendimiento contempla un esquema para el cumplimiento de las obligaciones financieras previstas en la DIA y establece condiciones vinculadas al régimen de regalías, el financiamiento de infraestructura y otros compromisos asociados al proyecto.
Uno de los principales puntos del entendimiento es la estabilización de las regalías provinciales en el 3% de los ingresos durante toda la vida útil del proyecto. Según informó la compañía, el esquema alcanzará a las propiedades mineras actuales y futuras que formen parte del Proyecto Vicuña, dentro del alcance definido en el acuerdo.
El acuerdo también establece la creación de un fideicomiso destinado a administrar las contribuciones previstas en la DIA y canalizar los fondos hacia obras de infraestructura previamente acordadas con la provincia. El convenio todavía debe ser aprobado por la Legislatura de San Juan para entrar en vigencia como ley.
Vicuña prevé realizar un pago anticipado de US$ 250 millones al fideicomiso, que tendrá como destino el financiamiento de infraestructura en San Juan. La compañía indicó que el desembolso está previsto para concretarse hacia el cierre del cuarto trimestre de 2026, sujeto al cumplimiento de las condiciones correspondientes.
Un aporte adicional desde el sexto año de operaciones
El acuerdo contempla además una contribución equivalente al 1,5% de las ventas brutas, en línea con lo establecido originalmente en la Declaración de Impacto Ambiental. Este aporte comenzará a abonarse a partir del sexto año de operaciones y estará destinado al financiamiento de infraestructura y otras iniciativas en la provincia. Desde Vicuña explicaron que este mecanismo funcionará de manera adicional a las regalías provinciales que se paguen anualmente.
El entendimiento busca concentrar las obligaciones financieras establecidas en la DIA en un único mecanismo contractual. En paralelo, la Provincia asumió el compromiso de no imponer a Vicuña contribuciones adicionales de naturaleza análoga a la establecida en la DIA por conceptos vinculados con el Proyecto Vicuña.
La compañía sostuvo que este último punto apunta a establecer un marco definitivo respecto de las obligaciones derivadas de la Declaración de Impacto Ambiental y aportar previsibilidad para las inversiones asociadas al proyecto.
“Proyectos de esta magnitud requieren reglas claras y previsibilidad a largo plazo. Este acuerdo representa un paso importante para seguir creando las condiciones necesarias para el desarrollo del Proyecto Vicuña, brindando mayor certeza tanto para la inversión como para el cumplimiento de los compromisos asumidos con la provincia”, aseveró Ron Hochstein, CEO de Vicuña Corp.
Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp.
Un proyecto de cobre, oro y plata
Según destacaron desde la compañía la firma del acuerdo constituye la primera etapa de un proceso que continuará con la discusión de otros aspectos vinculados con el desarrollo del Proyecto Vicuña.
Vicuña señaló que continuará trabajando con el Gobierno de San Juan y otros actores vinculados al proyecto en nuevos acuerdos e iniciativas relacionados con su desarrollo, con el objetivo de avanzar en infraestructura, generación de empleo y participación de proveedores locales.
AES Argentina cuenta con un portafolio diversificado entre energía térmica, hidroeléctrica y eólica. (Foto: Gentileza AES Argentina).
Con ofertas por US$ 77.9 millones que evidenciaron la fuerte demanda de los inversores, AES Argentina concluyó de manera exitosa la colocación de sus Obligaciones Negociables Clase 3 por un valor nominal de US$ 50 millones que serán liquidadas hoy.
“Estamos muy satisfechos con el resultado de la colocación. La demanda superó ampliamente nuestras expectativas y el monto máximo previsto para la emisión, lo que nos permitió mejorar las condiciones de la colocación y alcanzar una excelente ejecución», señaló Leandro Gallardo, director de Finanzas de AES Argentina.
De acuerdo con la empresa, la tasa fija de corte se estableció en 6,7% nominal anual, mientras que el pago de intereses será semestral por un plazo de 24 meses. El capital será amortizado íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. En tanto, la emisión de las Obigaciones Negociables contó con una calificación AA (FixScr), regida por legislación argentina.
Obligaciones Negociables: A qué se destinarán los fondos
“La respuesta obtenida refleja la confianza de los inversores en AES Argentina y nuestra estrategia a largo plazo”, agregó Gallardo. La empresa informó los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos.
La organización de la operación estuvo a cargo de Balanz Capital Valores. Y actuaron como agentes colocadores Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A
San Benito Upstream, compañía relacionada y bajo control común con PECOM, firmó un acuerdo con YPF para la adquisición de su participación en las áreas que conforman el bloque El Corcobo. Una vez perfeccionada la transacción y obtenidas las aprobaciones regulatorias correspondientes, PECOM y San Benito Upstream pasarán a ser los titulares de casi la totalidad del activo y PECOM asumirá su operación.
La transacción complementa la adquisición anunciada previamente de la participación de Pluspetrol en los mismos activos y representa un nuevo paso en la estrategia de crecimiento de la compañía en el negocio de producción de petróleo.
Con esta operación, PECOM -una empresa del Grupo conformado por Rosario, Pilar y Luis Perez Companc- continúa consolidando su posicionamiento como uno de los principales operadores de petróleo de la Argentina, reconocida por sus capacidades para operar de manera eficiente campos maduros convencionales, con un foco especial en recuperación terciaria.
El Corcobo comprende las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en la provincia de Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en la provincia de La Pampa y produce 19.000 barriles/día que se sumarán a los 35.000 que actualmente opera PECOM. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales, incluyendo las aprobaciones regulatorias por parte de ambas provincias.
Sobre PECOM
PECOM pertenece al grupo de empresas presidido por Luis Perez Companc, que desarrollan sus actividades en la Argentina a través de sus tres plataformas: consumo masivo, agro y energía. Con un sólido plan de inversiones en la Argentina, Rosario, Pilar y Luis Perez Companc confían en el potencial de nuestro país y el crecimiento de largo plazo de todas sus empresas asumiendo un rol protagónico en cada uno de los sectores en los que participan, decididos a honrar el legado y construir el futuro.
El Banco Central de la República Argentina (BCRA) renovó el acuerdo bilateral de swap de monedas con el Banco Popular de China (PBoC) por RMB 130.000 millones y extendió su vigencia de tres a cinco años. La activación por RMB 35.000 millones (unos U$S 5.000 millones) se mantiene vigente para respaldar la estabilidad financiera y el comercio bilateral.
Desde la entidad presidida por Santiago Bausili destacaron que la ampliación del período busca otorgar mayor previsibilidad y afianzar la cooperación entre ambas instituciones, en el marco de una relación que ya lleva 17 años desde el primer acuerdo firmado en 2009.
El mecanismo funciona como una línea de intercambio de monedas entre ambos bancos centrales. Argentina puede acceder a yuanes para afrontar operaciones autorizadas, como pagos de importaciones, sin necesidad de utilizar reservas propias en dólares. A cambio, el BCRA entrega pesos y luego debe revertir la operación junto con el pago de intereses.
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El swap opera bajo dos modalidades: cuentas onshore, cuyos fondos permanecen en el sistema financiero chino con menores costos de financiamiento, y cuentas offshore, que habilitan la conversión de yuanes en dólares para operaciones internacionales, brindando mayor flexibilidad en la administración de reservas.
Según explicó Bausili, el componente activado del swap permite utilizar esos fondos sin necesidad de autorizaciones adicionales, lo que constituye una herramienta relevante para la gestión de liquidez del organismo. La continuidad del acuerdo aparece como pieza clave dentro de la estrategia oficial de acumulación de reservas y estabilidad cambiaria.
La renovación se produce en paralelo al debate legislativo sobre la reforma de la Carta Orgánica del Banco Central, impulsada por el Gobierno. En este contexto, la vigencia ampliada del swap con China refuerza la estrategia financiera de Argentina para los próximos años, consolidando su relación con uno de los principales socios comerciales del país.
La compañía YPF comunicó a la CNV la venta de los clústers Chachahuén y Mendoza No Operado por un total de U$S 405 millones, en el marco de su estrategia Plan 4×4 para desprenderse de activos convencionales y concentrar inversiones en Vaca Muerta.
Entre los compradores figura San Benito Upstream, sociedad vinculada a PECOM, que vuelve a sumar participación en campos petroleros.
La primera operación corresponde al clúster Chachahuén, integrado por concesiones en Mendoza como Chachahuén Sur, Cerro Morado Este, Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra. La producción asociada alcanzaba unos 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de m³ de gas. El precio pactado fue de U$S 200 millones, con fecha efectiva al 1 de junio de 2026.
La segunda venta fue el clúster Mendoza No Operado, que incluye participaciones en las concesiones CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, entre Mendoza y La Pampa. Estos activos producían unos 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de m³ de gas. El precio acordado ascendió a U$S 205 millones, con fecha retroactiva al 1 de enero de 2026.
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Ambas operaciones incluyeron la cesión de ductos y materiales almacenados en los activos vendidos, además de quedar sujetas a las condiciones precedentes habituales y al ajuste de precio al cierre. La transferencia de infraestructura logística representa un valor adicional para los compradores.
La presencia de San Benito Upstream confirma la estrategia de PECOM, que meses atrás ya había adquirido el bloque Manantiales Behr en Chubut por U$S 410 millones. El grupo Pérez Companc refuerza así su portafolio de crudo convencional, sumando barriles en un mercado que se reconfigura con rapidez.
Las ventas en Mendoza marcan un cambio en el mapa petrolero provincial y consolidan la estrategia de YPF de maximizar valor para accionistas e inversores, concentrando capital e ingeniería en el desarrollo de Vaca Muerta, motor principal de la expansión energética argentina.
El buque Hilli Episeyo, primera unidad flotante del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) impulsado por Southern Energy, inició su traslado desde Camerún hacia Singapur, donde será sometido a mantenimiento y modernización antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027. La unidad será la primera planta flotante de licuefacción vinculada al proyecto argentino.
Tras ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será reacondicionado en el astillero Seatrium de Singapur. Allí se realizarán tareas de extensión de vida útil y adecuación de sistemas para su futura operación en Río Negro, en el marco de un proyecto que busca convertir a la región atlántica en plataforma estratégica para la producción y exportación de GNL.
El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a unos 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el inicio de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año.
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La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto de Southern Energy, consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda etapa se incorporará el buque MKII, con lo cual la capacidad conjunta alcanzará cerca de 6 millones de toneladas de GNL por año.
El avance del Hilli Episeyo forma parte de las obras e inversiones necesarias para conectar la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina, consolidando un esquema de exportación de energía a gran escala.
La iniciativa busca posicionar al Golfo San Matías como un punto estratégico para la exportación de energía argentina y fortalecer el desarrollo portuario, logístico e industrial de la región atlántica. Con la llegada del Hilli Episeyo, el proyecto de GNL da un paso decisivo hacia su concreción y hacia la integración de Vaca Muerta en los mercados internacionales.
La producción petrolera argentina alcanzó en junio un nuevo récord histórico de 914.900 barriles diarios, quedando a solo 85.100 barriles de superar la barrera del millón. El dato, elaborado por el Monitor Oil & Gas de RICSA ALyC, representa un avance del 17,1% interanual y un incremento mensual del 1,3% frente a mayo.
El crecimiento estuvo impulsado por Vaca Muerta, que aportó 715.105 barriles diarios, equivalentes al 79% del total nacional. En ocho años, la formación multiplicó casi 12 veces su producción, con un promedio anual de expansión del 36%. En junio explicó el 70% del petróleo producido en el país, frente al 61% de un año atrás.
Las exportaciones de Combustibles y Energía totalizaron USD 1.406 millones en junio, con un alza interanual del 31,1%. Los ingresos por crudo exportado ascendieron a USD 918 millones, un 24% más que en junio de 2025. La mejora se debió al aumento del precio internacional: el Brent promedió USD 85,4 por barril, un 19% más que el año anterior, compensando la caída del 22% en volúmenes exportados.
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En materia de gas natural, la producción nacional llegó a 160,1 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual del 0,5%. La Cuenca Neuquina aportó 118,6 millones, donde el segmento no convencional representa el 91%. Vaca Muerta produjo 97,8 millones de metros cúbicos diarios, un 10,2% más que en junio de 2025, acumulando un crecimiento del 34% en el semestre.
El ranking de producción petrolera estuvo liderado por YPF, con 250.600 barriles diarios y una participación del 27%. Le siguieron Vista Energy (138.800 barriles, 15%), PAE (93.600, 10%), Chevron (66.800, 7%) y Pluspetrol (62.500, 7%). En gas, Total Austral encabezó con 35 millones de metros cúbicos diarios, mientras que Pampa Energía registró el mayor incremento mensual (+7,1%).
Neuquén se consolidó como el principal motor exportador energético del país, con despachos al exterior por USD 810 millones en junio y un acumulado de USD 4.205 millones en el primer semestre. El informe de RICSA proyecta que la meta del millón de barriles diarios podría alcanzarse antes de fin de 2026, consolidando a Vaca Muerta como eje de la expansión energética argentina.
La firma del primer contrato de exportación de gas natural licuado (GNL) entre Argentina y Europa coloca a Vaca Muerta en el centro de la escena energética internacional. El acuerdo permitirá que Southern Energy S.A. (SESA) abastezca con dos millones de toneladas anuales de GNL a la empresa alemana SEFE durante ocho años, con entregas previstas desde fines de 2027.
El cambio en el mapa energético global comenzó tras la guerra en Ucrania, cuando los países de la Unión Europea modificaron su estrategia de abastecimiento para reducir riesgos y diversificar fuentes. En ese proceso, el GNL ganó protagonismo porque permite recibir cargamentos desde distintos puntos del mundo sin depender exclusivamente de gasoductos.
Argentina aparece como un actor con potencial de crecimiento. Según un informe de Fundación Libertad y la Fundación Friedrich Naumann Stiftung, el país posee la segunda mayor reserva mundial de shale gas técnicamente recuperable, solo detrás de China. Esta ventaja otorga una base sólida para ampliar la producción y proyectarse hacia mercados internacionales.
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El economista Javier Bongiovanni advirtió que la oportunidad no depende únicamente de la abundancia del recurso, sino de la capacidad para transformarlo en infraestructura, inversiones y exportaciones sostenidas. El desafío consiste en convertir ese potencial en una oferta confiable para clientes que exigen estabilidad y previsibilidad.
En los últimos años, Vaca Muerta ya comenzó a modificar la matriz energética argentina. El crecimiento del gas no convencional permitió compensar la caída del convencional y mejorar el desempeño del sector. Sin embargo, el informe señala que aumentar la producción no alcanza por sí solo para ingresar con fuerza en los mercados más exigentes.
Para consolidar este camino será necesario ampliar la infraestructura de transporte y licuefacción, asegurar financiamiento de grandes proyectos y mantener reglas estables que generen confianza entre inversores. También será clave cumplir con los estándares ambientales que exigirá la UE desde 2027, especialmente en materia de reducción de emisiones de metano.
El argentino Rafael Grossi sufrió un revés en la carrera para elegir un nuevo secretario general de las Naciones Unidas (ONU), en la que terminó en tercer lugar en una votación preliminar detrás de la expresidenta de Costa Rica Rebeca Grynspan y de la candidata de Guyana, Carolyn Rodrigues-Birkett.
En el primer test, cumplido entre los miembros no permanentes del Consejo de Seguridad del organismo, la candidatura Grossi -cuenta con el respaldo del Gobierno argentino-, sufrió un primer contratiempo, aunque desde la Casa Rosada sus impulsores confían en un que terminará triunfador en la votación final.
Grynspan y Rodrigues-Birkett, según revelaron fuentes diplomáticas a diferengtes medios periodísticos, quedaron como las mejor posicionadas para las próximas votaciones, previas a la elección del nuevo secretario general, que debe asumir el 1 de enero próximo.
La próxima votación se llevará a cabo el 21 de agosto y para ella el argentino, actual titular de la Organización Internacional de la Energía Atómica (OIEA), parte con una base de siete países que votaron afirmativamente su postulación, un número no desdeñable, ya que son apenas dos menos de los necesarios en las votaciones definitivas.
Dos de los países restantes votaron negativamente a Grossi y mientras que seis optaron por el “no opina”, en el universo de los 15 miembros rotativos del Consejo de Seguridad.
Los cinco miembros permanentes (Estados Unidos, China, Rusia, Gran Bretaña y Francia), que definirán al sucesor de Antonio Guterres luego de la decisión de los miembros no permanentes del Consejo, no dan pistas sobre su decisión, que se dará a conocer a fin de este año.
Entre quienes lleguen a esa votación definitiva, un solo veto de los miembros permanentes significará una impugnación y el descarte del candidato en cuestión.
En esta primera votación, según trascendió, Grossi quedó lejos de Grynspan (10 a favor, 1 en contra y 4 sin opinión) y algo más cerca de Rodrigues-Birkett (9, 2 y 4 respectivamente).
El diplomático argentino logró, sin embargo, mejores números que la ex presidenta de Chile Michelle Bachelet, que cuenta con el apoyo de Brasil y México, a quien votaron afirmativamente 6 países, pero rechazaron 5, con otros 4 se mantuvieron sin opinión.
Más lejos se ubicaron Macky Sall, de Senegal; María Fernanda Espinosa, de Ecuador, y Olara Otunnu, de Uganda.
“Es una votación preliminar. Todos se estudian a ver qué hace el otro”, afirmaron fuentes cercanas a Grossi, quien sigue confiando en su trabajo diario en la OIEA, tarea que lo obliga a conversar con líderes mundiales como el ruso Vladimir Putin, el estadounidense Donald Trump o los líderes de Irán, que sería su mejor carta de presentación.
En abril, días antes de comenzar las audiencias públicas ante la Asamblea General de la ONU para defender su candidatura a próximo secretario general del organismo internacional, Grossifue nominado por la prestigiosa revista Time como una de las cien personas más influyentes del mundo, por su trabajo al frente de la OIEA.
Nucleoeléctrica Argentina generó 4.450.355 MWh de energía eléctrica durante el primer semestre de 2026, volumen que representó más del 7% de la producción total del país y permitió cubrir el 13% de la demanda residencial nacional.
El resultado se alcanzó con las centrales Atucha II y Embalse en operación, mientras Atucha I permaneció fuera de servicio por las tareas correspondientes a su Proyecto de Extensión de Vida.
Según datos del mercado eléctrico difundidos por la empresa, el desempeño dio continuidad a los resultados de 2025, cuando Nucleoeléctrica registró por segundo año consecutivo un récord histórico de generación neta anual con 10.760.572 MWh.
La compañía destacó que la generación nucleoeléctrica aporta energía de base al sistema eléctrico nacional al operar de manera continua durante las 24 horas, con independencia de las condiciones climáticas.
Durante el primer semestre, Nucleoeléctrica también incorporó formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios estratégica, orientada a ofrecer asistencia técnica, ingeniería, mantenimiento, inspecciones, capacitación, puesta en marcha de instalaciones, provisión de componentes y soluciones tecnológicas para centrales nucleares y otros proyectos de alta complejidad.
La empresa señaló que esta iniciativa se sustenta en las capacidades desarrolladas durante más de cinco décadas de operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, así como en la finalización y puesta en marcha de Atucha II, la extensión de vida de Embalse, los trabajos que se desarrollan en Atucha I, reparaciones complejas en reactores y obras vinculadas con la gestión del combustible nuclear utilizado.
En junio, Nucleoeléctrica concretó la primera comercialización internacional de componentes desarrollados por la empresa para reactores nucleares de tecnología CANDU. La operación se realizó con Candu Energy Inc., integrante de AtkinsRéalis, e incluyó la provisión de tapones de blindaje de salida con restrictor de flujo destinados a optimizar las condiciones operativas y de seguridad de los canales de combustible.
Los componentes fueron desarrollados junto con CONUAR y la Comisión Nacional de Energía Atómica, a partir de las capacidades técnicas adquiridas en la operación de la Central Nuclear Embalse.
Asimismo, la empresa firmó un memorándum de entendimiento para brindar servicios a las centrales nucleares de Rumania operadas con tecnología CANDU, en el marco de la estrategia de desarrollar una unidad de negocios orientada a la exportación de servicios, ingeniería y soluciones tecnológicas para la industria nuclear internacional.
Nucleoeléctrica indicó además que sus profesionales participaron en proyectos vinculados con instalaciones de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España, y sostuvo que la comercialización internacional de estas capacidades abre oportunidades para proveedores argentinos, promueve el empleo especializado, diversifica las fuentes de ingresos y contribuye a la generación de divisas.
El gobernador Maximiliano Pullaro participó este miércoles de la inauguración de la estación de servicio sobre la Autovía 19, en el ingreso a la localidad de San Agustín por la ruta Provincial 50-s. La iniciativa privada, que generará empleo local, cubrirá la demanda de años de automovilistas, transportistas y servicios de pasajeros que transitan uno de los corredores viales más importantes de la provincia de Santa Fe.
El mandatario manifestó que su gobierno es “un aliado del sector privado”, porque “el sector público debe acompañar para generar empleo, crecimiento y mejores condiciones económicas”. “Argentina nos da una oportunidad de ser motor productivo, sumando al sector energético y el sector minero, y también de ese modo empezar a saldar el déficit en la balanza comercial y lograr equilibrio fiscal que necesita el país”, agregó.
Por último, Pullaro pidió tener “mejor infraestructura vial y desarrollo energético”, ya que consideró que “hoy la minería y la energía tienen que ayudar al campo a generar divisas, para mostrar al país que tenemos una nueva oportunidad y que no vamos a perderla con políticas populistas”, convocando a “trabajar para que las divisas que hoy genera nuestro país, vuelvan en infraestructura productiva, desarrollo energético, gas, conectividad, mejor calidad de empleo, universidades, centros tecnológicos y mostrar que estamos dispuestos a abrirle los brazos al mundo y salir a generar el crecimiento económico que nuestro país necesita”.
El CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, valoró “el espíritu emprendedor, las ganas de hacer, la frescura y el coraje con el cual buscamos construir cosas nuevas, que es lo que nos ayuda a levantarnos todos los días y apostar por la Argentina”, y aseguró que “vamos a seguir apostando porque estamos convencidos que la única forma en la cual el país va a poder salir adelante, es con inversión y empleo”.
Finalmente, el cofundador de Sinercom, Francisco Cussit, valoró las medidas tributarias del Gobierno Provincial que permitieron “deducir ingresos brutos por cada trabajador nuevo que se incorpora al plantel de la empresa, lo cual genera empleo, dinamiza la economía y genera un bienestar en toda la sociedad”.
La nueva estación de servicio tendrá un impacto regional, ya que actualmente en la Autovía 19 hay que recorrer más de 80 kilómetros para encontrar un área de servicios, desde Santo Tomé hasta más allá de San Jorge.
Desde la empresa, destacaron que la inversión realizada es de 3 millones de dólares y genera 18 puestos de trabajo directos, con proyección de alcanzar entre 20 y 25 empleos, en el nuevo punto de servicios sobre la Autovía 19, un eje clave que conecta Santa Fe con Córdoba y forma parte del corredor bioceánico.
El Hilli Episeyo, primer buque del proyecto de Southern Energy, partió de Camerún rumbo a Singapur, donde será reacondicionado antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027 para producir y exportar GNL.
La partida de la unidad flotante de licuefacción representa un nuevo avance en el cronograma del proyecto que convertirá a la costa rionegrina en una plataforma estratégica para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) producido en la Argentina.
Luego de ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será trasladado al astillero Seatrium, en Singapur. Allí se realizarán tareas de mantenimiento, modernización, extensión de su vida útil y acondicionamiento para su futura operación frente a Río Negro.
El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a aproximadamente 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el comienzo de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año. La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto impulsado por Southern Energy.
La compañía está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda instancia se incorporará el buque MKII, con lo que ambas unidades alcanzarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas de GNL por año.
El avance del Hilli Episeyo se integra a las obras e inversiones que se desarrollan para vincular la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina.
Esta nueva etapa productiva posiciona al Golfo San Matías como un punto estratégico para la salida de la energía argentina al mundo y fortalece el desarrollo portuario, logístico e industrial de la Región Atlántica.
En el marco del acuerdo suscripto con el Gobierno del Chubut, la Cooperativa de Servicios Públicos de Rawson, a través del Servicio Eléctrico, continúa ejecutando una de las obras energéticas más importantes para el sistema sanitario de la ciudad de Rawson, con trabajos que permitirán poner en funcionamiento la nueva subestación transformadora del Hospital Santa Teresita.
En esta etapa, las cuadrillas concretaron la instalación de un conjunto de celdas de media tensión, equipamiento que posibilitará realizar las maniobras eléctricas necesarias en la Subestación Pellegrini. La intervención comprende las líneas de media tensión sobre Roberto Jones, la salida que abastece a los barrios Área 12 y Área 13, y el alimentador que suministra energía al hospital.
Para completar la obra, la próxima semana será necesario efectuar un corte programado del Alimentador 2, con una duración estimada de cuatro horas. Durante ese lapso se realizará la conexión definitiva de las nuevas celdas de media tensión, paso indispensable para habilitar la subestación transformadora instalada en el centro asistencial.
La nueva subestación, con una capacidad de 630 kVA, garantizará la potencia eléctrica necesaria para abastecer tanto las instalaciones actuales como la ampliación del Hospital Santa Teresita.
Entre los sectores que contarán con un suministro acorde a la nueva demanda se encuentran Esterilización, Laboratorio, Lavandería, el área del Tomógrafo y el resto de los servicios existentes, además de brindar capacidad para futuras ampliaciones.
La potencia instalada no sólo responde a las necesidades actuales del hospital, sino que también contempla el crecimiento proyectado del establecimiento sanitario.
En forma paralela, continúan las tareas de montaje del tablero general de baja tensión y de los tableros seccionales, trabajos que fueron contratados por la Cooperativa y que forman parte de la etapa final de esta obra estratégica para fortalecer la infraestructura eléctrica del hospital de Rawson.
También se colabora en la puesta en funcionamiento del nuevo sector de Esterilización, donde se ejecutan las instalaciones eléctricas específicas destinadas a alimentar el esterilizador de vapor, el esterilizador de óxido de etileno, tres esterilizadores tipo estufa y la unidad de tratamiento de aire del sector, un sistema fundamental para garantizar el control ambiental y la pureza del aire en las áreas críticas de asepsia.
Asimismo, las cuadrillas avanzan con la instalación de nuevo equipamiento lumínico en el entrepiso técnico y en los sectores exteriores del Hospital Santa Teresita, mejorando las condiciones de trabajo del personal, optimizando la operatividad de las instalaciones y reforzando la seguridad del predio.
La Secretaría de Energía conformó el Comité de Selección para el análisis y evaluación de los antecedentes de los postulantes al Concurso Abierto de Antecedentes para la designación del Presidente del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE). Estará integrado por Osvaldo Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.
A través de la Resolución 191/2026, Energía dispuso que los miembros del Comité de Selección prestarán sus funciones ad-honorem, no existiendo erogación alguna para la conformación y el funcionamiento.
En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se indica como antecedentes que en julio de 2025 se constituyó el ENRGE y que comenzó a funcionar luego de conformado su Directorio en mayo de 2026. Se designó como Presidente a Néstor Lamboglia por el término de cinco (5) años.
Pero Lamboglia presentó su renuncia al cargo de presidente del Directorio del ENRGE a partir del 1° de junio de 2026, la cual fue aceptada mediante el Decreto 437/2026.
Frente a ello, el 28 de julio último Energía convocó a un nuevo Concurso de Antecedentes para la designación y nombramiento del Presidente del ENRGE y se aprobaron los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes.
«Nosotros invertimos, en promedio, US$ 1.500 millones por año», aseguró Marcos Bulgheroni.
SAN AGUSTÍN, Santa Fe (Enviado especial).– Marcos Bulgheroni es uno de los principales empresarios petroleros de la Argentina. CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos del país, es a su vez accionista controlante de Axion Energy, uno de los tres mayores jugadores del mercado de combustibles. No es habitual que hable con los medios, pero en esta ocasión decidió conversar en exclusiva con EconoJournal para enviar un mensaje concreto: su compañía está dispuesta a avanzar con un proyecto de producción de biocombustibles si el Congreso finalmente habilita el desembarco de las refinadoras en el sector.
«Es un sinsentido absoluto tener una ley que prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en Argentina. Resulta bastante particular que nos impidan volcar recursos en una industria donde estamos en condiciones y tenemos la voluntad de hacerlo», aseguró durante la inauguración de una estación de servicio de Axion en la localidad santafesina de San Agustín.
Las declaraciones de Bulgheroni llegan justo cuando el gobierno impulsa un proyecto deley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y habilitar el ingreso de las petroleras por primera vez en veinte años. «Nosotros no queremos ir por el mercado interno, lo que buscamos es invertir para exportar en asociación con los actores actuales del sector que compartan nuestra visión», subrayó.
«Estamos convencidos de que lo que va a hacer funcionar a la industria de los biocombustibles es agrandar la torta y generar productos exportables al mundo. Hay una enorme oportunidad por la competitividad que tiene la Argentina a través del campo», agregó.
De ese modo, buscó dejar en claro que su intención no es salir a competir con las empresas que actualmente dominan el negocio. No es casualidad que haya decidido hablar en Santa Fe, un distrito que forma parte de la Liga de Provincias Bioenergéticas y tiene una fuerte industria dedicada a la producción de biodiésel. De hecho, lo hizo luego de compartir el acto con el gobernador Maximiliano Pullaro y su ministro de Producción, Gustavo Puccini.
Marcos Bulgheroni junto al gobernador de Santa Fe Maximiliano Pullaro.
El modelo planteado por PAE apunta al desarrollo de alianzas estratégicas para penetrar en plazas internacionales altamente exigentes, y al respecto, Bulgheroni aseguró que “en la medida en que encontremos jugadores con una visión compartida, vamos a hallar vehículos de inversión en conjunto. Eso va a incrementar el mercado global porque nos permitirá llegar a Europa, Estados Unidos y otros destinos. Ese es el espíritu con el cual tenemos que abordar esta ley, y no con una lógica de pelear por pequeños márgenes», enfatizó.
«Coincidimos en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte estamos de acuerdo con lo que propone el Gobierno, pero si se fija un porcentaje adicional, debería ser opcional para el mercado interno, porque el esfuerzo principal de las inversiones tiene que estar enfocado en proyectos de exportación», explicó.
Bulgheroni también analizó las causas que retrajeron los envíos al exterior en los últimos años y trazó el camino para recuperar el terreno perdido. «La exportación se había cerrado en parte por elementos regulatorios y políticos, pero también porque las normas de exigencia en Europa avanzaron y las inversiones locales no acompañaron esa velocidad para adaptarse. Tenemos que retomar y reconquistar esos mercados internacionales con la tecnología adecuada», evaluó.
El siguiente fue el diálogo de Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, con EconoJournal:
–¿Cómo está viendo el segmento de combustibles y cómo se adapta la agenda de la compañía para el downstream, en ese contexto?
Voy a tratar de no separarme demasiado de los datos puros y duros, que son los que realmente mandan. Después de algunos años de crecimiento del mercado, este año, quedó de alguna manera planchado por los efectos del incremento de precios provocado por la guerra entre Irán e Israel. Hasta la fecha hemos visto algunas tasas de crecimiento en naftas y un crecimiento pequeño en gasoil, principalmente traccionado por la cosecha.
No me preocupa necesariamente porque, una vez que se normalice el mercado global, una vez que la guerra tenga alguna expectativa de terminarse o de normalizarse, cualquiera sea el caso, estoy convencido de que va a volver a crecer tanto el mercado de naftas como, en particular, el mercado de gasoil, que es un mercado en el cual, como empresa, estamos enfocados particularmente.
Tenemos este desarrollo muy importante para nosotros que ha sido AXION Agro, que les brinda, por lejos, los mejores combustibles a todo el sector agropecuario. Y tenemos grandes expectativas de ingresar en sectores como la minería, donde, a medida que los diferentes proyectos se vayan desarrollando, van a generar una demanda adicional a la que vemos hoy; es decir, un crecimiento adicional del mercado.
Por otro lado, el posicionamiento geográfico que tiene nuestra refinería y, toda la geografía en torno al río Paraná es estratégica. Es un corredor que, genuinamente, teniendo acceso a la producción de Vaca Muerta y de otras cuencas le da a la Argentina una ventaja competitiva para poder abastecer esa necesidad energética.
Bulgheroni durante la inauguración de una estación de servicio de Axion Energy en San Agustín.
El conflicto geopolítico
–¿Lo que está advirtiendo es que, fundamentalmente, hay un problema de precios y volatilidad externa?
Está claro que lo que tenemos es un conflicto geopolítico que se manifiesta, entre otras cosas, en el cierre del Estrecho de Ormuz que representa alrededor del 20% del comercio mundial de crudo y combustibles, y se suma la guerra entre Rusia y Ucrania, que retiró del mercado parte de la oferta de un productor muy importante, como es Rusia, particularmente en el caso del gasoil.
Entonces, ese conflicto geopolítico, ese componente exógeno, hace que este año tengamos un problema puntual, un problema específico y vinculado a la guerra. En parte porque saca producción del mercado; en parte porque genera disrupciones en la logística. Y esos dos elementos terminan impactando sobre el precio. A eso hay que sumarle un grado adicional de complejidad y de incertidumbre: una volatilidad enorme. Entonces, esos tres elementos hacen que hoy tengamos precios altos y muy volátiles. Pero no es un tema solamente de la Argentina, sino del mundo. No lo veo como algo estructural. Pasado este momento, volveremos a una nueva normalidad.
Inversiones de largo plazo
–¿El buffer de precios que adoptó la industria derivado de ese contexto también agrega complejidad?
Nosotros tenemos una filosofía de invertir a largo plazo. Porque, si uno en la Argentina estuviera mirando siempre el corto plazo, terminaría diciendo: «No invierto». Invertimos, en promedio, US$ 1.500 millones por año. En un año bueno invertimos alrededor de US$ 1.800 millones y, en un año malo, alrededor de US$ 1.300 millones. Estoy hablando de inversiones recurrentes, todos los años, por lo menos durante los últimos veinte años.
Ese volumen de inversión sólo se puede sostener si uno tiene una mirada de largo plazo. Y esa mirada te obliga a dejar de lado los problemas del hoy, los problemas coyunturales, para tratar de entender cuáles son las dinámicas estructurales que permiten, o no, seguir invirtiendo.
Conceptualmente, tanto en la refinería, en el downstream, como en el upstream, hemos decidido implementar una política de fuerte inversión porque vemos, por el lado del upstream, un enorme crecimiento, tanto en petróleo como en gas. Y, por el lado del downstream, vemos enormes oportunidades para seguir haciendo crecer nuestro negocio.
Por eso, desde que compramos la refinería y desarrollamos la marca AXION Energy, hicimos una gran inversión de alrededor de US$ 1.200 a US$ 1.300 millones entre 2013 y 2020. Después desarrollamos todo el negocio de retail con las AXION Spot. En los últimos años incorporamos una asociación estratégica con Lele (Cristóbal, creador de las Paradas Sangucheras), y desarrollamos toda una red muy exitosa de AXION Agro.
Como parte de esas nuevas ideas para que nuestro negocio de downstream siga creciendo, sumamos la alianza estratégica con Castrol, que la verdad nos dio muchas satisfacciones porque cuando comenzamos, Castrol tenía alrededor del 2% o 3% del mercado y este mes ya alcanzamos el 10% de participación en el mercado de lubricantes.
La apuesta por los biocombustibles
–Santa Fe es una provincia con una fuerte producción de biocombustibles y hay mucho interés por el debate de la ley que se está dando en el Congreso. Hay al menos dos proyectos impulsados por el Gobierno y la oposición ¿Cuál es la postura de la empresa?
No estoy tan de acuerdo con esa aseveración de que hay distintos proyectos. Creo que, durante el último año o año y medio, se dio un debate muy importante dentro del núcleo de la industria ampliada. Y cuando hablo de la industria ampliada me refiero a los productores integrados y no integrados de biodiésel, a las empresas del agro, a las automotrices, a las refinerías, al Gobierno y a los gobiernos provinciales. En este último año se produjo, y lo celebro, un debate muy interesante respecto de cuál es la propuesta de ley que nos va a llevar -y acá englobo a toda la industria que acabo de describir-, a una solución superadora.
Particularmente en Pan American Energy, estamos convencidos de que lo que va a hacer que la industria del biodiésel, o de los biocombustibles en un sentido más amplio, funcione, es que agrandemos la torta. Que podamos generar propuestas y productos que sean exportables al mundo.
Y ahí la Argentina tiene una enorme oportunidad por la competitividad que tiene, particularmente a partir del campo. Entonces, estamos totalmente convencidos de que, para que eso ocurra, tenemos que tener libertad para invertir. Es un sinsentido absoluto tener una ley que le prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en la Argentina.
La verdad es bastante particular que a la industria refinadora se le prohíba invertir en un sector. Es bastante raro que te prohíban invertir, más aún a empresas argentinas que están en condiciones de hacerlo y que quieren hacerlo.
Pero también es importante despejar muchos de los temores y fantasmas que se generan alrededor de este debate. A veces se instala la idea de que la industria refinadora quiere invertir para quedarse con el mercado interno. No es así. Queremos invertir para exportar y hacerlo en partnership, en asociación, con jugadores que hoy forman parte de la industria y que compartan nuestra misma visión.
En la medida en que encontremos jugadores de la industria que tengan una visión compartida con nosotros, vamos a encontrar vehículos de inversión conjunta, sin dudas. Y eso va a agrandar la torta porque nos va a permitir exportar a Europa, a Estados Unidos y a otros mercados. Ese, para mí, es el objetivo. Ese es el espíritu con el que tenemos que mirar esta nueva ley. No pelearse por pequeños márgenes, por si es sí o si es no.
«El debate no pasa por el corte»
-¿Para ustedes la discusión, entonces, no es si el corte es del 10%, del 12% o del 15%, sino por una visión más amplia?
-Exactamente. Por un lado, es muy importante lo que está proponiendo el Gobierno. Y creo que ahí todos estamos de acuerdo en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte, creemos que tendría que ser opcional para el mercado interno. Porque, de vuelta, el esfuerzo y la inversión tienen que enfocarse en proyectos de exportación.
Durante mucho tiempo la exportación estuvo cerrada. En parte por cuestiones regulatorias y políticas y, en parte, porque mientras las normas de Europa fueron evolucionando, muchos de los productos de biocombustibles que desarrollábamos en la Argentina no evolucionaron al mismo ritmo y dejaron de cumplir con esos estándares. Entonces, tenemos que retomar y reconquistar esos mercados de exportación.
-¿Podría ser un proyecto en Campana o sería una planta totalmente independiente?
-Los proyectos los venimos estudiando desde hace varios años. Hay distintas alternativas de localización. Pero no quiero decir una cosa por otra porque mucho va a depender de cómo termine saliendo la ley. Según cuál sea el texto definitivo, algunos proyectos serán mejores que otros. Así que hoy no tenemos una decisión tomada.
El proyecto de GNL
–Mencionó el upstream y la potencialidad que tiene Vaca Muerta y PAE allí es el segundo operador por acreaje. ¿Cómo lo van a potenciar?
-Vaca Muerta, para nosotros, es un motor de crecimiento de la producción del upstream. En lo que hace a gas, ya tenemos desarrollado el proyecto de GNL de la compañía. Somos parte del consorcio Southern Energy S.A. (SESA), que ya contrató dos barcos de licuefacción. El primer barco va a llegar el año que viene, en junio. De hecho, ayer zarpó el barco que estaba trabajando en Camerún para hacer un revamping y después venir a la Argentina en junio del año que viene.
El otro barco se está construyendo en este momento. Creo que está alrededor del 30% de avance y esperamos que llegue a la Argentina durante el invierno de 2028. Esos dos barcos van a procesar alrededor de 27 o 28 millones de metros cúbicos diarios de gas. Eso representa en torno al 20% de la producción actual de gas de la Argentina.
Nosotros participamos con el 30% de ese consorcio y eso nos permite una expectativa, un perfil de incremento de la producción muy importante entre el año que viene y 2030, que va a ser cuando el proyecto alcance su nivel de producción estable. Y, en términos de petróleo, este año incrementamos el número de equipos de perforación y estamos con un proyecto de aceleración de la producción en Vaca Muerta.
–¿Cómo están avanzando con el Project Finance y cuándo podrían cerrarlo?
Southern Energy no necesita un Project Finance porque el esquema de licuefacción está basado en el alquiler de los barcos. Básicamente, el alquiler paga el servicio. Lo que sí estamos terminando de cerrar es el gasoducto dedicado, que tiene otro nombre porque el vehículo societario se llama San Matías, pero son los mismos socios. En definitiva, uno puede verlo como un mismo proyecto.
Ese proceso de Project Finance, como bien decís, lo estamos terminando de cerrar en el corto plazo. Pero, independientemente de que el financiamiento cierre un mes antes o un mes después, la construcción ya empezó. No solamente ya se compraron los caños, sino que las empresas constructoras ya hicieron el despliegue para empezar a trabajar. Hoy están trabajando en paralelo sobre el diseño del gasoducto, el armado de los campamentos y el traslado de equipos y maquinaria para la obra.
La descarga de los caños va a ser en agosto porque el barco ya había zarpado. Y sí puedo precisar que las empresas constructoras ya estaban posicionándose para el cruce del río, que es, probablemente, la parte más complicada del proyecto.
El presidente de la cooperativa CALF, Marcelo Severini, junto al máximo responsable regional de Huawei, Xiao Binbing.
Lo que comenzó como una compra habitual de materiales para el tendido de fibra óptica en Neuquén derivó en un choque diplomático entre China y Estados Unidos. La Embajada de EE.UU exigió a la Cooperativa eléctrica CALF suspender sus contratos con el gigante tecnológico Huawei, argumentando el rol estratégico de Vaca Muerta y desencadenó una dura respuesta de la Embajada de China, que acusó a Washington de «chantaje con visados» y de vulnerar la soberanía argentina.
En conversación con EconoJournal, el gerente de Tecnologías de la Información y Comunicación de CALF, Sergio Fernández Novoa, relató que en julio comenzó a recibir mensajes de WhatsApp por parte de Andrew Dilts, encargado de Asuntos Económicos de la Embajada de EE. UU.
“Los mensajes tenían un tono intimidante, nada grato. Dilts me decía que quería hablar por la contratación de Huawei. Le respondí que estaba de viaje y que podía pasar por la Embajada a mi regreso, pero me contestó que no, que era urgente”, detalló el directivo.
Ante la insistencia, Fernández Novoa elevó la situación a la directiva de la cooperativa. Días después, Dilts subió el tono con un nuevo mensaje: “Estimado Sergio. El motivo de mi solicitud urgente de una llamada es que el gobierno estadounidense está implementando una nueva política que restringe o revoca visas para los directivos que expanden las operaciones de Huawei en Argentina”.
La cooperativa eléctrica CALF incorporó el servicio de fibra óptica en 2025.
Un asunto de “seguridad nacional” en Vaca Muerta
Desde la diplomacia estadounidense no hubo un comunicado formal a CALF, pero el embajador Peter Lamelas justificó en una nota a Clarín la postura de su país al calificar el tema como una cuestión de “seguridad nacional”. El argumento central de Washington radica en la sensibilidad que representa la presencia de infraestructura de telecomunicaciones china en la provincia que cobija a Vaca Muerta .
Lamelas ratificó que “las personas y entidades cuyas acciones socaven la seguridad de Estados Unidos no gozarán del privilegio de viajar a ese país”.
Una situación similar se había dado hace dos años cuando la empresa china había expresado sus intenciones de invertir en Neuquén. Según comentó una fuente en reserva, el mismo Dilts había planteado en una visita a la ciudad que «si contratan a Huawei están contratando al Ejército chino».
Por estas horas, se esperaba un comunicado oficial de la Embajada de Estados Unidos y de la Cancillería Argentina.
China denuncia «chantaje» y CALF reclama neutralidad
La respuesta asiática no tardó en llegar. A través de un duro comunicado publicado este miércoles, la Embajada de China acusó formalmente a Estados Unidos de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.
Desde el gobierno chino denunciaron que Washington “ha avivado deliberadamente la teoría de la amenaza china y generalizado el concepto de seguridad nacional para impedir de forma descarada que una empresa argentina tenga una cooperación normal con Huawei”. Asimismo, enfatizaron que estas maniobras representan “un grave menoscabo de los principios del libre mercado” y una injerencia en la soberanía de terceros países, instando a la Casa Blanca a poner fin a sus “prácticas hegemónicas”.
Declaración de Portavoz de la Embajada de China en Argentina sobre la arbitraria obstrucción de la cooperación entre China y Argentina por parte de Estados Unidos pic.twitter.com/ewuaK94Bp8
— Embajada de China en Argentina (@ChinaEmbArg) August 6, 2026
En medio de la contienda entre las dos potencias, la comisión directiva de CALF buscó desmarcarse del conflicto geopolítico. A través de un comunicado, enfatizaron su condición de compradores independientes: “Compramos tecnología para dar un mejor servicio a los neuquinos, no para tomar partido en una disputa entre potencias”.
En la misma línea, Fernández Novoa remarcó que la adquisición de tecnología para la fibra óptica en la ciudad involucró a “más empresas estadounidenses que chinas”. Además, contó que cuentan con planes para comenzar el tendido de fibra óptica en el Circuito Petrolero que incluye a localidades como Añelo. “Somos un tercero en discordia. Como país tenemos el derecho soberano de contratar a otras empresas por precio y calidad”, concluyó.
Sergio Fernández Novoa, gerente de CALF, respondió a las amenazas de EE.UU.
El objetivo oficial es rescindir el vínculo con Esuco porque la obra se encuentra interrumpida desde el año pasado.
El gobierno quiere finalizar antes del invierno de 2027 la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que se encuentran paralizadas desde el año pasado por un conflicto entre la estatal Enarsa y la constructora Esuco. El objetivo oficial es rescindir el vínculo con Esuco mientras mantiene conversaciones con Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) para que las empresas transportistas se hagan cargo de la obra.
La información fue adelantada por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González, durante un encuentro que mantuvo el jueves pasado con representantes industriales del norte nucleados en Uniones Industriales del Norte Grande (Uninor). También participaron de la reunión la secretaria de Energía, María Tettamanti; y el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller.
“Tienen que definir los pasos legales, nos dijeron que podría ser TGN”, confirmó uno de los industriales. La prioridad efectivamente la tiene TGN porque son obras que están en su área de operación. Sin embargo, EconoJournalpudo confirmar que el gobierno también conversa con TGS porque la compañía controlada por Pampa y la familia Sielecki inyectará a partir del año que viene más gas disponible en el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, el punto de conexión con el sistema que opera TGN, a partir de la obra de ampliación que está llevando adelante en el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). «Por eso es importante que las cuatro plantas compresoras estén terminadas. Se estima que podrían contribuir a transportar al menos 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales por el Gasoducto Norte hasta Tucumán y Salta«, expresó una fuente al tanto de las negociaciones.
Dos de los participantes del encuentro comentaron, en esa clave, que en la reunión de la semana pasada los funcionarios de Energía aseguraron que si las obras se terminan el invierno de 2027 reducirían el uso de las ventanas de corte que, por contrato, las distribuidoras pueden disponer para interrumpir hasta sesenta días al año el suministro a los contratos con transporte en firme.
El sistema que hoy lleva gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país tiene un límite de 15 MMm3/día, muy por debajo de la demanda de 60 MMm3/día que se alcanza en el pico de invierno. Hay tres obras que hoy se presentan como parte de la solución al problema: la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que son las que se encuentran frenadas por el conflicto entre Enarsa y su contratista Esuco y elevaría la capacidad actual de 15 a unos 20 MMm3/día; la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, a cargo de la transportista TGS, que estará terminada antes del invierno de 2027 y elevarán la capacidad de ese ducto, que conecta con el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, de 21 a 35 MMm3/día; y la construcción de un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que impulsa TGN y permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota hacia fines de 2028.
La obra frenada: las plantas compresoras
Como publicó Econojournal en abril, un conflicto contractual entre Enarsa y Esuco, la empresa originalmente adjudicataria de los trabajos, derivó en la suspensión del contrato y la interrupción del cronograma de la adecuación de cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte —Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra—, que elevaría la capacidad actual de 15 a 19 MMm3/día.
Ambas partes mantienen reclamos cruzados por presuntos incumplimientos y diferencias económicas: Esuco denuncia una deuda a su favor de $42.000 millones, que además de estas cuatro plantas incluye certificados de obra por otros dos proyectos ya terminados (las plantas compresoras Mercedes y Salliqueló).
Las transportistas tienen la capacidad técnica para hacerse cargo de la obra. En el sector privado se especulaba con que la adecuación de las cuatro plantas terminara incorporada la obra del gasoducto Tratayén-La Carlota que impulsa TGN, aunque con el compromiso asumido ahora por el Gobierno el plazo debería adelantarse.
La obra más avanzada es Lavalle, con una ejecución del 75,1%, le siguen Lumbreras (63,6%), Ferreyra (51,1%) y Deán Funes (27,5%). Los plazos que quedan por delante dependen de la disponibilidad de materiales, varios de los cuales son de origen importado y sufren demoras por el contexto internacional. Antes de retomar los trabajos, será necesario hacer una inspección para relevar el estado de cada planta, ya que Esuco dejó todo el material acopiado en un galpón cerrado con llave.
Tampoco hay una definición precisa de cuánto podría cambiar el mapa del gas una vez terminada la adecuación. Los industriales insisten en que esta obra, finalizada, actuaría como amortiguador de los cortes. «Podríamos bajar de 100% a 50% de cortes, no se paralizaría la industria», señalan.
Próximo paso: la ampliación del Perito Moreno
La obra más próxima a completarse es la ampliación de capacidad del Gasoducto Perito Moreno. La transportista TGS está construyendo tres nuevas plantas compresoras que elevarán la capacidad del ducto de 21 a 35 MMm3/día. Es una inversión de US$ 550 millones, hoy en ejecución, con finalización prevista para abril de 2027, de modo que su impacto se sentirá recién el próximo invierno.
«En lo que hace al abastecimiento en la zona norte del país, la IP (iniciativa privada) de TGS para ampliar el Gasoducto Perito Moreno, que fundamentalmente permitirá reemplazar el consumo de gasoductos líquidos (gasoil) para generar electricidad por gas local, no va a cambiar de manera sistémica la evacuación de gas hacia el norte, aunque sí permitirá ampliar en términos relativos la oferta de gas en las provincias del NOA porque posibilitará transportar más gas por el Gasoducto Norte ”, explicó Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía.
Consultada por este punto, fuentes cercanas a TGS confirmó que, si bien la mayor capacidad de transporte permitirá que mayor cantidad de gas llegue al anillo del gran Buenos Aires, podría incorporarse al sistema Norte a través del gasoducto Mercedes Cardales.
La solución de fondo: el gasoducto Tratayén-La Carlota
La obra que modificará estructuralmente el esquema de abastecimiento en el norte es el nuevo gasoducto Tratayén (Neuquén)-La Carlota (Córdoba), que uniría Vaca Muerta con Córdoba, donde empalma con la reversión del Gasoducto Norte. Su función es evitar que el gas adicional de Vaca Muerta tenga que competir por la misma capacidad de transporte que hoy se usa para abastecer al litoral, o depender de la transferencia entre las áreas de TGS y TGN a través del sistema Mercedes-Cardales.
El ducto permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota. Para poder subir ese volumen hacia el norte, TGN, la transportista que impulsa el proyecto sin una iniciativa pública por ahora, deberá completar además obras sobre el propio Gasoducto Norte.
Por el sentido en que se construyó el ducto, de norte a sur, el tramo superior cercano a Salta tiene mayor capacidad de transporte— 25 MMm3/día —que en Córdoba, donde finaliza la obra y la capacidad llega a los 15 MMm3/día. Sumados los 13 MMm3/día del gasoducto de TGN a los 15 actuales, el total ascendería a 28MMm3/día, lo que exige ampliar también la capacidad de ese tramo inferior.
Fuentes de empresas productoras estiman que, con las obras completas, puede quedar un excedente para eventuales exportaciones a Chile, Brasil e incluso Bolivia. Además, quedaría reemplazado prácticamente todo el GNL que hoy se importa, con excepción de necesidades puntuales en los picos de invierno.
TGN buscará encuadrar la inversión de US$ 1.500 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El cronograma preliminar contempla la aprobación de la decisión final de inversión (FID) hacia fines de 2026 y la entrada en operación del gasoducto en los últimos meses de 2028, sujeto a aprobaciones regulatorias, financiamiento y condiciones de mercado.
«Desde nuestro punto de vista, esta obra sí significaría un cambio sistémico: permitiría contar con más gas en el norte, superar las actuales limitaciones de transporte y modificar incluso el esquema de generación eléctrica, al habilitar generación en ciclos eficientes en esa región y reemplazar así el uso de líquidos en el litoral», señala Charvay.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, avanza en la consolidación de su posición en el bloque El Corcobo, en las provincias de Mendoza y La Pampa, luego de que San Benito Upstream -compañía relacionada y bajo control común de la empresa- acordara con YPF la adquisición de la participación que la petrolera estatal mantiene en los activos que integran el área.
La operación está sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales y a las aprobaciones regulatorias correspondientes por parte de las provincias involucradas. Una vez perfeccionada la transacción, Pecom y San Benito Upstream pasarán a controlar casi la totalidad del activo y la empresa que preside Luis Pérez Companc asumirá la operación.
Acuerdo con YPF
El acuerdo con la petrolera bajo control estatal complementa la adquisición previamente anunciada de la participación de Pluspetrol en los mismos activos y forma parte de la estrategia de crecimiento de Pecom en el negocio de exploración y producción, con foco en la operación de campos maduros convencionales y en la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.
De acuerdo con la comunicación remitida por YPF a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la compañía acordó ceder a San Benito Upstream su participación en el denominado clúster Mendoza No Operado, que comprende activos ubicados en Mendoza y La Pampa.
En concreto, la transacción incluye el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de las concesiones CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra. El acuerdo también contempla la cesión de ductos y del stock de materiales existentes en los almacenes asociados a los activos.
El precio acordado asciende a US$ 205 millones, con fecha efectiva del 1° de enero de 2026. A ese monto se adicionará el IVA correspondiente y el eventual ajuste de precio aplicable al momento del cierre.
Durante el segundo trimestre de 2026, el clúster transferido por YPF registró una producción aproximada de 7.000 barriles diarios de petróleo y 40.000 metros cúbicos diarios de gas natural, según informó la compañía.
El Corcobo sumará producción a Pecom
El bloque El Corcobo está conformado por las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en La Pampa.
En conjunto, los activos producen alrededor de 19.000 barriles diarios de petróleo, que se sumarían a los aproximadamente 35.000 barriles diarios que actualmente opera Pecom.
La Cooperativa #CALF presentó un reclamo formal ante el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto para solicitar su intervención frente a las comunicaciones (intimidatorias) que recibió personal de la entidad.
Tales comunicaciones fueron realizadas por parte de un funcionario de la Embajada de Estados Unidos en relación con el convenio estratégico firmado con la empresa china Huawei, señaló el diario La Mañana de Neuquén (LMN).
La presentación ante Cancillería fue realizada el 4 de agosto y lleva la firma del presidente del Consejo de Administración de CALF, Marcelo Severini, se indicó.
Sobre el tema el Diario Página12 describió que “la Embajada de los Estados Unidos en Argentina envió una advertencia a la Cooperativa CALF, principal distribuidora de energía eléctrica de la Patagonia: amenazó con la revocación o denegación de las visas de ingreso a EE. UU. a un total de 18 directivos de la entidad”.
El mensaje busca interrumpir las negociaciones entre la Cooperativa y la tecnológica china Huawei para construir un data center regional con equipamiento de esa firma.
El embajador de EE.UU en Argentina, Peter Lamelas, defendió la decisión intimidatoria argumentando que la política de visas es una cuestión de seguridad interna y no de injerencia soberana, de acuerdo a una nota publicada en Clarín.
La Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada (CALF) rechazó las presiones de la embajada.
En un comunicado indicó que remitieron una nota formal a la Embajada y a la Cancillería argentina. Defendieron que su red es multiproveedor y sostuvieron que mantendrán sus criterios de compra basados puramente en calidad, precio y financiamiento, sin alterar sus proyectos.
(@otharmach) 
Declaración de Portavoz de la Embajada de China en Argentina sobre la arbitraria obstrucción de la cooperación entre China y Argentina por parte de Estados Unidos 
