Información de Mercado

Naturgy Argentina recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina otorgado por el Foro Ecuménico Social y dos premios de  la categoría Acciones Sociales por el lanzamiento de la aplicación de la Oficina Virtual en San Juan y por las acciones de voluntariado 2025.

“Estamos muy agradecidos con el Foro Ecuménico Social y APSAL por estas distinciones que ponen en valor la estrategia de sostenibilidad de la compañía y nuestro compromiso con la sociedad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.

El Foro Ecuménico Social premia anualmente a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad. Y los Premios APSAL reconocen la excelencia en productos y servicios. Así, distinguen a las iniciativas orientadas a la solidaridad, la responsabilidad social y la sustentabilidad.

Acciones premiadas

• El Reporte de Sostenibilidad 2024 de Naturgy Argentina tiene la particularidad de ser el primero que consolida la información de sus tres empresas—Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan—bajo una identidad única y fortalecida. Este informe rinde cuentas sobre el desempeño de la compañía y reafirma su compromiso con la sostenibilidad como pilar fundamental del negocio.

• En relación con la Oficina virtual, en un contexto de digitalización y nuevos hábitos de consumo, Naturgy San Juan modernizó y optimizó la atención al cliente con el lanzamiento de una nueva aplicación. Así, sus oficinas de atención presencial se reconvirtieron en espacios digitales para la mejor atención de los usuarios con diversas alternativas para concretar sus trámites de manera ágil, rápida y segura.
• En Naturgy, el voluntariado es un reflejo de nuestra cultura y un motor de impacto. Con el fin de profesionalizar este compromiso y en el marco de la integración en Naturgy Argentina (Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan), se lanzó el Programa de Formación en Voluntariado Corporativo en alianza con la Asociación Conciencia para propiciar estos espacios que acercan a las personas. Este acuerdo incluyó la capacitación de los colaboradores para que desarrollen habilidades clave y se conviertan en agentes de cambio, transformando comunidades y demostrando que la acción colectiva es la base para un crecimiento sostenible y con valor social.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy Argentina llevó a cabo otra  jornada de “Sembrando Futuro”, su programa de educación ambiental y restauración de la biodiversidad. El evento se realizó el 14 de noviembre en la Nueva Plaza San Martín, en la localidad de Alberti y contó con la participación de jóvenes entre 11 y 18 años de distintas organizaciones locales.

“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad, contribuyendo al cuidado del ambiente y a la construcción de un futuro más sostenible. A través de acciones participativas junto a jóvenes, escuelas y comunidades locales, promueve la conciencia ambiental y el cuidado del entorno natural.

Educación ambiental

Durante la jornada realizada en Pilar, provincia de Buenos Aires, los jóvenes representantes de organizaciones locales recorrieron distintas postas temáticas sobre energía, reciclaje y los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), convirtiéndose en verdaderos Protectores Ambientales.

La jornada finalizó con una plantación de especies nativas, símbolo del compromiso con el cuidado del planeta. En total, se plantaron 20 árboles en la plaza y se entregaron 80 adicionales al Municipio para continuar la forestación en otros espacios verdes de la localidad. Entre las especies seleccionadas se incluyeron chiltos, anacahuitas, curupíes, sen del campo, talas y molles, lo cual se alinea con el objetivo de promover la diversidad vegetal y la restauración del ecosistema local.

“Nos produce una profunda satisfacción el avance de este programa que deja huella en las comunidades. La estrategia de sostenibilidad de Naturgy Argentina se refleja en cada acción que realizamos”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.

La plantación realizada refleja el espíritu del programa: aprender, actuar y sembrar conciencia para el futuro.

, Redaccion EconoJournal

La distribuidora de gas Camuzzi informó que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico se encuentran avanzando conforme lo planificado. Por ello, a partir del 05 de enero de 2026 la compañía se encontrará en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.  

La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.

“Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio”, destacaron desde la empresa.

Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los $51.800 millones (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén) y al trabajo mancomunado con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut.

Repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico

La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.

En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. “Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio”, ´precisaron desde la compañía.

El sistema de transporte y distribución

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

• Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
• Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
• Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.

“La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto”, concluyeron desde la distribuidora.

, Redaccion EconoJournal

En un momento en que el debate sobre el hidrógeno pasa de las expectativas a los pasos mensurables, DECARBON 2026 se celebrará con Shell como anfitrión, creando un entorno para un intercambio centrado e impulsado por la industria. El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial. En lugar de revisar narrativas a largo plazo, la sesión examina las condiciones prácticas que configuran el progreso: estructuras de costos, integración en activos existentes, limitaciones de infraestructura y vías realistas para escalar.

Cadena de valor del hidrógeno

Para explorar estas cuestiones desde diferentes perspectivas, el panel contará con especialistas que trabajan en segmentos clave de la cadena de valor del hidrógeno:

– Martin Kardos, director de Proyectos de Hidrógeno Verde en MOL Group, disertará sobre el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno verde en la región de Europa Central y Oriental: cómo las iniciativas iniciales avanzan a pesar de las deficiencias de infraestructura y por qué los primeros proyectos influyen en la competitividad a largo plazo.

– Fabio Ferrari, jefe del Departamento de Soluciones de Integración y Carbono Circular en NextChem, hablará sobre la Tecnología de Oxidación Parcial Catalítica como herramienta para la producción de hidrógeno bajo en carbono en entornos industriales, con especial atención a la viabilidad operativa y el impacto en los costes.

– Javier Manzano, director Comercial de Tecnología en Técnicas Reunidas SA, dará cuenta del rol que ocupará el hidrógeno para la transformación industrial: integración del hidrógeno en los activos actuales mientras se prepara para fases de descarbonización más avanzadas.

– Camilla Montemurro, Asesora de Políticas en Eurogas, se referirá al hidrógeno bajo en carbono en la normativa de la UE: factores que aceleran la implementación, áreas que siguen siendo ambiguas y sus implicaciones para la planificación y los plazos.

Hidrógeno bajo en carbono

Tras estas aportaciones, la sesión se convertirá en un debate estructurado que abordará cuestiones clave para la toma de decisiones de la industria:

– Cómo la integración tecnológica puede reducir el coste del hidrógeno;

– Qué elementos de infraestructura determinan la escalabilidad;

– En qué procesos el hidrógeno ya desempeña un papel fundamental en la descarbonización;

– Cómo la industria, los desarrolladores de tecnología y los responsables políticos coordinan las prioridades.

El Panel de Líderes, que se celebrará a puertas cerradas con breves aportaciones y un diálogo moderado, ofrecerá una visión clara de cómo los diferentes sectores del sector abordan las decisiones relacionadas con el hidrógeno en la actualidad.

Conseguí tu acceso a DECARBON 2026 y unite al debate de la industria acá.

, Redaccion EconoJournal

Si bien la Cámara de Diputados le dio media sanción al proyecto oficial de presupuesto 2026, el gobierno sufrió un duro traspié cuando le rechazaron todo el capítulo XI. Ese apartado incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad, que fue lo que captó la mayor atención. Sin embargo, también modificaba aspectos clave en materia energética.

El capítulo XI incluía la derogación de la ampliación del Régimen de Zona Fría, la modificación del régimen original de Zona Fría y del Fondo Fiduciario que lo financia, la aprobación de un esquema de compensación cruzada para cerrar un conflicto histórico con las distribuidoras eléctricas, la extensión del régimen promocional para las energías renovables por 20 años y la modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Lo que sigue es un detalle de todos los cambios que el gobierno quiso concretar sin éxito.

Derogación de la ampliación del régimen de Zona Fría

El artículo 69 del proyecto de Presupuesto proponía derogar los artículos 4, 5, 6, 7 y 8 de la Ley 27.637, la norma aprobada por el Congreso en junio de 2021 que amplió el régimen de Zona Fría y estableció descuentos en las tarifas de gas natural para usuarios residenciales de amplias regiones del país.

El régimen de «zona fría” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Los artículos que se buscaba derogar regulaban la ampliación del universo de beneficiarios y del alcance territorial del régimen de Zona Fría (artículos 4°, 6° y 7°), los niveles de descuento en la tarifa de gas —30% de descuento sobre el tarifario pleno y 50% para los sectores vulnerables y entidades de bien público— (artículos 4°, 5° y 6°), y las facultades del Poder Ejecutivo para ampliar territorios, revisar periódicamente el régimen, ajustar criterios de elegibilidad y establecer mecanismos de renuncia al beneficio (artículo 8°).

En términos prácticos, la derogación implicaba desactivar el esquema legal que sostiene los subsidios diferenciales al gas por razones climáticas, dejando sin base normativa la ampliación del régimen y permitiendo desactivar o reducir esos beneficios.

Modificación del régimen original de Zona Fría

El artículo 68 modificaba el artículo 3 de la Ley 27.637, que alcanza a las regiones incluidas en el régimen de zona fría original –enumeradas en el artículo 75 de la Ley 25.565 de 2002–. El artículo 3 garantiza que, en esas zonas originales se debe aplicar un descuento del 50% del cuadro tarifario pleno. Es decir, la ley blinda el nivel del subsidio, fijando por norma legal el porcentaje de descuento y dejando poco margen de discrecionalidad al Poder Ejecutivo.

El texto original dice exactamente que los beneficios “serán equivalentes al cincuenta por ciento (50%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas. La tarifa diferencial establecida en este artículo no excluirá los beneficios otorgados por otras normas”, mientras que el artículo modificado que propuso el gobierno decía que esos beneficios “serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente Ley, con las modalidades que considere pertinentes”.

Es decir, la modificación propuesta eliminaba ese porcentaje fijo del 50% y lo reemplazaba por una fórmula abierta: el beneficio pasaba a ser determinado por el Poder Ejecutivo, en las modalidades que considere pertinentes. En la práctica, esto implicaba deslegalizar el nivel del subsidio, manteniendo formalmente el régimen de Zona Fría original, pero habilitando al gobierno nacional a reducir, modificar o redefinir el descuento sin necesidad de una nueva ley del Congreso.

Modificación del Fondo Fiduciario con el que se financia la Zona Fría

Este artículo 67 del proyecto de presupuesto modificaba el artículo 75 de la ley 25.565 que regula el Fondo Fiduciario con el que se financian los subsidios al consumo de gas en las zonas frías históricas del país, donde se incluye la Región Patagónica, Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y la Región conocida como “Puna”.

El fondo se nutre de un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, que pagan todos los consumos en el país (con excepción de exportaciones), y se utiliza para compensar a las empresas proveedoras y distribuidoras por la aplicación de tarifas bonificadas en esas regiones, además de subsidiar la venta de garrafas y gas a granel.

La modificación propuesta en el artículo 67 sustituía el texto vigente del artículo 75 con cambios formales y operativos, pero sin alterar la lógica central del régimen. Se redefinía el objeto del fondo —pasando de “consumos residenciales” a “consumos de gas”, con una redacción más amplia— y se precisaba que las compensaciones se pagan a las empresas proveedoras por las ventas realizadas por distribuidoras y subdistribuidoras. También se incorporaba explícitamente la exclusión de las exportaciones de gas y GNL del recargo y se actualizaba el organismo recaudador (ARCA, en lugar de AFIP).

En términos sustantivos, el artículo no eliminaba ni reducía el Fondo ni el recargo, ni afectaba la vigencia del régimen hasta 2031, sino que ordenaba y actualizaba su redacción, armonizándola con cambios institucionales y con el esquema general de subsidios. El impacto era técnico-reglamentario, no fiscal inmediato: el Fondo seguía existiendo, financiándose con el mismo recargo y cumpliendo el mismo objetivo de sostener tarifas diferenciales en las zonas frías históricas.

Compensación cruzada para cerrar conflicto con las distribuidoras eléctricas

El artículo 71 del proyecto de Presupuesto habilitaba al Ejecutivo a calcular los ingresos dejaron de percibir las distribuidoras eléctricas durante la emergencia tarifaria y usar ese eventual crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales, extendiendo el mecanismo a provincias que asuman el costo en sus propias jurisdicciones.

Este problema surgió a partir de la sanción la Ley de Emergencia Económica en 2002, durante la gestión de Eduardo Duhalde, tras la caída de la Convertibilidad. Las distribuidoras cobraron menos ingresos que los previstos en sus contratos de concesión y, al mismo tiempo, muchas acumularon deudas con Cammesa por la energía comprada en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En el caso de Edenor y Edesur, distribuidoras bajo jurisdicción nacional, la Secretaría de Energía debía, a partir de la entrada en vigencia de este procedimiento, calcular la diferencia entre lo que efectivamente cobraron durante las emergencias y lo que deberían haber cobrado según el contrato de concesión. Si surgía un crédito a favor de la distribuidora, el Poder Ejecutivo podía ordenar a Cammesa que lo aplique para cancelar deudas que esas distribuidoras tengan con el organismo por compra de energía. Todo esto estaba condicionado a que la distribuidora renuncie a cualquier reclamo judicial o administrativo por la emergencia tarifaria. No había pago en efectivo. Solo era compensación contable contra deudas.

Las dos distribuidoras apuntaban a poder saldar deudas con Cammesa cercanas a los US$ 400 millones que fueron regularizadas este año a través de un régimen de 72 cuotas con una tasa de interés conveniente a las empresas. A su vez, el objetivo del gobierno nacional era sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía era la que determinaba las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervenía el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.

Al mismo tiempo, se planteaba un esquema similar para distribuidoras dependientes de jurisdicciones provinciales o municipales, pero con una diferencia clave: la Nación no asumía la deuda. Las provincias debían aceptar el procedimiento fijado por la Secretaría de Energía, reconocer como propia la deuda de sus distribuidoras con Cammesa y cancelarla aplicando directamente créditos que ya tenían contra el Estado nacional.

Extensión del régimen promocional para las energías renovables

El artículo 74 del proyecto de presupuesto que envió el Poder Ejecutivo, incluido también en el Capítulo XI, extendía por 20 años el régimen promocional para las energías renovables. El artículo decía: “Prorrógase hasta el 31 de diciembre del 2045 el plazo establecido en el artículo 17 de la Ley N° 27.191”. Es ese artículo el que explicita que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.

Ahora el gobierno, deberá enviar otro proyecto para extender ese plazo o desde el año próximo provincias y/o municipios podrían aplicarle canon, regalías, impuestos o algún tipo de tasa a la actividad.

Modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras

El artículo 73 del proyecto de presupuesto oficial modificaba el artículo 102 de la ley 11.672 que regula el destino de los fondos de una tasa de comprobación de destino aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Es decir, empresas mineras que importan bienes (maquinarias, equipos, insumos) con exenciones o beneficios fiscales pagan esa tasa para que el Estado controle que esos bienes se usen realmente en proyectos mineros.

Los recursos con afectación específica a la Secretaría de Minería y hasta ahora se utilizan para:

a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera,

b) el desarrollo del Plan Social Minero, el apoyo técnico – científico para el Plan Nacional de Minerales para Enmiendas de Suelo, y

c) las actividades de apoyo a la actualización tecnológica de los proveedores mineros y de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas Mineras Nacionales, así como su vinculación entre Nación y provincia.

La modificación que había introducido el gobierno, y que fue rechazada por la Cámara de Diputados junto con todo el capítulo 11, proponía destinar esos fondos a:

a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera, incluyendo la mencionada Ley Nº 24.196 y la Ley Nº 27.742, sin que implique limitación a otras que pudieran ser dictadas en el futuro.

b) las actividades que propicie la autoridad de aplicación de la Ley Nº 24.196 para promover el desarrollo de la actividad minera y el conocimiento e información geológica del país”.

En síntesis, el cambio eliminaba el destino social-productivo específico de esos fondos y ampliaba su uso hacia funciones generales de control, promoción e información geológica, alineadas con el nuevo esquema de incentivos, incluido el RIGI.

, Fernando Krakowiak

La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves 18 de diciembre una medida cautelar que había solicitado la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas, por un supuesto daño ambiental en la Cuenca Neuquina. Lo que argumentó el máximo tribunal es que Assupa no ofreció pruebas concretas que permitan justificar la solicitud ni justificó el carácter interjurisdiccional de los hechos.

“La presentación de la parte actora no permite tener por configurados los presupuestos señalados porque adolece de significativos defectos”, remarca el fallo firmado por el presidente de la Corte Horacio Rosatti y los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas (Salta), Silvina Andalaf Casiello (Rosario) y Rocío Alcalá (Resistencia).

Rechazo a la cautelar por falta de pruebas

En primer lugar, la Corte sostiene que Assupa no conecta hechos dañosos concretos con conductas específicas de las empresas demandadas porque su planteo es genérico e indeterminado. No identifica eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limita a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina

El supuesto daño ambiental que invoca Assupa se funda en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación adjunta como anexo 6 de su demanda.

Assupa afirma que ese documento constituiría una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte responde “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.

En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirma que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso lleva a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.

Además, la Corte manifiesta su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.

No se precisa el carácter interjurisdiccional

La Corte también objeta la presentación de Assupa porque en ningún momento precisa el carácter interjurisdiccional de los hechos que denuncia. “No localiza con algún grado mínimo de claridad los hechos contaminantes que invoca, limitándose a mencionar difusamente la Cuenca Neuquina como la ‘zona en litigio’, que sería el espacio en el que tales eventos habrían ocurrido”, se afirma.

La delimitación del área supuestamente afectada es clave para admitir la procedencia de la medida cautelar solicitada porque en un fallo de diciembre de 2014 el máximo tribunal ya había delimitado su competencia en la causa “a la recomposición integral del daño ambiental colectivo que provoque efectiva degradación o contaminación en recursos ambientales interjurisdiccionales” y declaró su incompetencia respecto de las pretensiones de naturaleza local o provincial, derivadas de la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina.

Es crucial que la demandante pruebe el carácter interjurisdiccional de los hechos denunciados porque la competencia originaria de la Corte Suprema en materia ambiental es excepcional y está estrictamente limitada a los daños ambientales colectivos que afectan recursos compartidos por más de una jurisdicción; si los hechos son meramente locales o provinciales, la Corte carece de competencia y el caso debe tramitar ante jueces provinciales o federales ordinarios.

Por eso, sin una localización clara de los eventos contaminantes ni una explicación concreta de cómo el daño trasciende el territorio de una sola provincia, la Corte no puede ejercer válidamente su jurisdicción ni ordenar medidas de alcance general, ya que hacerlo implicaría invadir competencias provinciales y desconocer el esquema constitucional de distribución de poderes.

, Fernando Krakowiak

El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles, con incrementos inmediatos y sustanciales en los surtidores. El precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. De esta forma, Bolivia comienza a poner fin a una política de larga data de congelamiento de precios en los surtidores que implicaba la erogación de entre US$1500 y US$2000 millones por año en subsidios.

El precio de la gasolina especial saltó de 3,74 a 6,96 bolivianos, un incremento de 86,1%, mientras que la premium pasó de 7,22 a 11, un 52,3%. El impacto más fuerte se lo llevó el precio del gasoil, que pasó de 3,72 a 9,80 bolivianos, un 163,4 por ciento.

«La quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia«, dijo el primer mandatario de Bolivia por cadena nacional. «Es una decisión difícil pero necesaria para garantizar el abastecimiento de combustible y dejar de desangrar nuestras reservas», añadió en su cuenta de X.

El ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, señaló que los nuevos precios de los combustibles estarán vinculados a la cotización internacional del petróleo.

Fin de los subsidios a los combustibles en Bolivia

La eliminación de los subsidios a los combustibles representa por lejos la medida de mayor impacto político y social. Los precios de los combustibles se mantuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$1500 y US$2000 millones por año. El último intento de corrección de los precios ocurrió en 2010, pero el entonces presidente Evo Morales decidió retrotraer la medida debido al rechazo social.

La medida busca principalmente normalizar la importación y abastecimiento. «El precios de los combustibles se manejará en función de la cotización del barril de petróleo, porque la idea es importar crudo para activar la producción de las refinerías”, explicó Medinaceli.

Otra decisión trascendente es el fin del monopolio de la petrolera estatal YPFB en la comercialización. El gobierno habilitó el ingreso de nuevas empresas que quieran distribuir combustibles en el país. Medinaceli descartó que el gobierno quiera privatizar la petrolera estatal.

Paz declaró la emergencia económica y energética

El presidente de Bolivia decretó la Emergencia Económica, Financiera, Energética y Social en todo el país, adoptando un paquete de medidas excepcionales para estabilizar la macroeconomía, recuperar la liquidez interna, fortalecer las reservas internacionales y garantizar el abastecimiento de combustibles y energía.

El gobierno definió algunas medidas para amortiguar el impacto de los aumentos de los combustibles. La más estructural es un incremento del salario mínimo del 20%. Por otro lado, se refortó la política de transferencias directas en los planes Renta Dignidad y el bono Juancito Pinto. No obstante, se tratan de medidas que alcanzan a los trabajadores de la economía formal, que representan el 20% de la población económicamente activa.

, Nicolás Deza

Uno de los dilemas centrales para el futuro de la matriz productiva argentina pasa por desentrañar si Vaca Muerta podrá servir como palanca de un plan de desarrollo integral del país, o si -en cambio- se limitará a ser un proyecto de enclave energético que aporte divisas sin generar un derrame significativo sobre la industria y el empleo.

Para analizar el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional, Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía, conversaron en la última emisión de Dínamo – Charlas de Energía, ciclo conducido por Nicolás Gandini.

Schteingart abrió el debate señalando que el rol de los recursos naturales es crucial, pero la historia demuestra que en muchos países han sido más un problema para el desarrollo que una solución concreta para sus habitantes. La clave, a su entender, radica en qué se hace con la renta de su explotación. Ejemplos de gestión exitosa, como Noruega o Australia, particularizó, contrastan con los fracasos de naciones como Venezuela o Angola.

“Noruega, por caso, utiliza su renta petrolera invirtiéndola en activos globales y no en gastos corrientes, logrando que cada noruego posea 250.000 dólares per cápita a partir de eso, además de haber desarrollado una fenomenal política de proveedores en torno a su industria energética”, ejemplificó.

En definitiva, opinó, para que Vaca Muerta sea una palanca de desarrollo la renta generada debería invertirse en educación, infraestructura, ciencia y fortalecimiento de cadenas de valor aguas arriba y aguas abajo. “Esto incluye fomentar la actividad petroquímica, el gas natural licuado (GNL) y el entramado metal-mecánico, que hoy está muy golpeado”, puntualizó.

Sin embargo, advirtió, esta agenda no resulta especialmente interesante para la gestión de Javier Milei. “El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites. Esta postura no prioriza el desarrollo de actividades que involucren conocimientos más complejos, perdiendo la oportunidad de multiplicar el empleo indirecto”, se lamentó.

Dependencia mutua

En octubre, tal como remarcó Charvay, la Argentina batió su mejor marca de producción de petróleo desde 1998, alcanzando los 865.000 barriles diarios. El panorama, acotó, es bastante similar en el plano de la oferta gasífera, que esta temporada logró su mejor rendimiento desde 2003. “Más allá de todo, podría decirse que recién estamos retomando los niveles productivos de fines de los ’90 y principios de los 2000. Estamos volviendo, pero nos llevó 25 años”, consideró.

Gracias a esta tendencia alcista, explicó, se dio un drástico cambio en la balanza comercial: el sector pasó de generar una salida continua de divisas durante 15 años a verificar un superávit auspicioso. “En solo dos años (2022 y 2023), Vaca Muerta aportó US$10.000 millones más a la balanza comercial. Se proyecta, en un escenario optimista, que en una década la Argentina podría producir 1,5 millones de barriles de petróleo, con 1 millón destinado a la exportación”, vaticinó la especialista, quien acotó que esa expansión suena perfectamente viable, aunque podría ralentizarse si la cotización internacional del recurso se mantiene baja; es decir, cercana a los US$60 por barril.

En estos momentos, intervino Telechea, la discusión macroeconómica lo consume todo. “Todavía hay que seguir remachando acerca de lo importante que es el crecimiento económico para el bienestar de la población argentina”, aseguró. Existe una sinergia y una dependencia mutua en relación con el desempeño del sector hidrocarburífero, a su criterio, ya que para poder desarrollar Vaca Muerta hace falta contar con “una macro estable”. “Asimismo, para que haya una macroeconomía estable se necesita a Vaca Muerta«, señaló el analista, remarcando que la incertidumbre reduce el margen de negociación con las multinacionales.

Encrucijada socioeconómica

Después de casi 15 años sin crecimiento económico en la Argentina, aseguró Telechea, es hora de “apelar a todo lo que tengamos”, ejerciendo controles ambientales y sociales, pero sin prohibir ninguna actividad productiva per se. “Retomar el crecimiento es la condición necesaria, aunque no suficiente, para salir de la encrucijada socioeconómica del país”, enfatizó.

Schteingart, por su parte, matizó esta visión, advirtiendo que importa mucho “cómo se crece”. En ese sentido, expuso que la minería y el petróleo generan en total unos 100.000 empleos formales, lo que representa el 0,5% de la ocupación total en la Argentina. “El riesgo de un modelo apalancado casi exclusivamente en actividades muy capital-intensivas es que el derrame social sea bajo, llevando a la paradoja de una economía que crece sin crear empleo”, cuestionó.

Es sumamente problemático, desde su mirada, que el sector estrella de la economía nacional no esté creando tanto trabajo como se esperaba ni deteniendo la pérdida de empresas, habilitando así la aparición de discursos de rechazo hacia la industria extractiva. “La caída en términos laborales y empresariales en cuencas maduras como la del Golfo San Jorge no se ve compensada por el crecimiento de Vaca Muerta o el litio. De hecho, se han perdido 18.000 empresas en los primeros 20 meses de la gestión de Milei, con 150.000 empleos formales menos que al inicio”, especificó.

El concepto de «destrucción creativa», comentó Telechea, puede funcionar en entornos como Silicon Valley, pero en la Argentina la pérdida de una empresa metalmecánica equivale a una «desertificación del entrampado productivo». La estrategia gubernamental de “abrir sin paracaídas” significa que las compañías deben arreglárselas solas ante el «tsunami productivo». “Esto genera una ‘tormenta perfecta’ para los sectores que deben reconvertirse, ya que el Gobierno subestima la enorme dificultad de reconstruir las capacidades productivas perdidas”, acotó Schteingart.

Oportunidad latente

A decir de Charay, la estacionalidad de la demanda de gas en la Argentina (que es alta en invierno y baja en verano) dificulta sobremanera la productividad continua. La instalación de plantas licuefacción, planteó, resultará clave para acotar esa limitación estacional al permitir un bloque de producción más continuo y estable durante todo el año. “Si bien el ingreso de divisas por la vía del GNL parece que viene mucho más lento de lo que se anuncia, existe un proyecto concreto como el de Southern Energy, que ya cuenta con decisión final de inversión y contratos firmados. La posibilidad está, pero para su concreción faltan unos años”, reconoció.

Por lo pronto, afirmó Schteingart, el desarrollo de Vaca Muerta está reconfigurando el mapa productivo territorial. “Neuquén ya es la quinta provincia en materia de Producto Bruto Interno (PBI), sólo por detrás de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Córdoba y Santa Fe. Si las proyecciones se cumplen, los neuquinos podrían duplicar su participación en la economía nacional, acercándose al 7% u 8% del PBI argentino en la próxima década”, anticipó.

Este crecimiento, admitió, trae consigo una deuda de infraestructura urbana. “La falta de servicios y viviendas hace que la infraestructura esté corriendo siempre por detrás, tal como se ve en Añelo”, ilustró.

Al ser un segmento que no deja de crecer, argumentó Charvay, muchos ‘cuellos de botella’ emergen y se van resolviendo sobre la marcha. “Los retos seguirán apareciendo y es deseable que así sea. Entre las mayores prioridades a atender figura el transporte de energía eléctrica, un segmento cuyas obras fundamentales vienen siendo postergadas desde hace muchísimos años”, criticó.

No menos relevante, agregó, será continuar con la ampliación de la red de gasoductos y oleoductos. “Más allá de los últimos avances registrados, el abastecimiento del norte del país es un punto especialmente crítico porque tiene que ver con el sistema energético argentino en su totalidad”, reflexionó.

Objetivo realista

Telechea identificó un problema grave en el peronismo: la falta de conducción política, que genera miradas divergentes sobre temas trascendentales. “El desgaste macroeconómico hace que estas discusiones de desarrollo pasen a un segundo plano”, reclamó.

Es cierto, concedió, que el boom hidrocarburífero podría significar un reverdecer del PBI. “No obstante, incluso con las proyecciones más optimistas, el sector no solucionará por sí solo los problemas estructurales de la economía argentina”, manifestó.

En la misma sintonía se expresó Charvay, quien reivindicó la importancia del desarrollo de los hidrocarburos a la hora de captar dólares y gestar dinámicas internas positivas. “Pero con eso sólo no alcanzará”, recalcó.

El gran riesgo, para Schteingart, es caer en la narrativa “Eldoradista”, incurriendo en el sobredimensionamiento del potencial de la Cuenca Neuquina. “Yo no me imagino que con Vaca Muerta tengas algo que automáticamente te transforme en Noruega o en España”, comparó.

El objetivo realista, expresó, pasa por volver a acercarse a los países vecinos que han sacado «varias cabezas de ventaja». “Sin gestión estratégica, podríamos encaminarnos a la frustración, como ya ocurrió con el hidrógeno verde o con los anuncios de inversión que demoran en materializarse”, sostuvo.

, Redaccion EconoJournal

El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que “la reforma de la Ley de Glaciares es totalmente constitucional” y que “al ser una norma de presupuestos mínimos, determina si afecta o no un recurso estratégico y devuelve a las provincias sus potestades”.

Invitado a la reciente edición de Dínamo -Charlas de Energía, el ciclo que conduce Nicolás Gandini por el canal de YouTube EconoJournal, Aranguren analizó la reforma de la Ley de Glaciares que presentó este lunes el gobierno de Javier Milei en el Senado.

En principio, el proyecto oficial pretende reformar aspectos técnicos y no plantea una derogación de la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. La iniciativa comenzó a debatirse este miércoles en el plenario de las comisiones de Minería y Ambiente y se espera que se trate durante las sesiones extraordinarias del Poder Legislativo que comenzaron esta semana.

La principal modificación que plantea la reforma a la ley actual implica que cada provincia determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. Con el nuevo texto, el gobierno busca que se destraben una serie de inversiones mineras, sobre todo de proyectos de cobre.

La reforma de la Ley de Glaciares es constitucional

Aranguren afirmó que el proyecto de reforma de la Ley de Glaciares “compatibiliza el desarrollo minero con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional”. El primer apartado al que hizo referencia indica que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras; y tienen el deber de preservarlo”.

Además, subraya que “corresponde a la Nación dictar las normas que contengan los presupuestos mínimos de protección, y a las provincias, las necesarias para complementarlas, sin que aquéllas alteren las jurisdicciones locales”.

En tanto, el artículo 124 de la Constitución Nacional, que también mencionó Aranguren, afirma que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”.

Aranguren sostuvo que “la Ley de Glaciares nunca se reglamentó, con lo cual nunca se aplicó. Y no sólo eso, sino que hay artículos que se contraponen unos con otros. En un lugar dice que está permitida la actividad minera y en otro lado dice que está prohibida”.

“Por eso es importante ahora, con el cumplimiento del artículo 124 de la Constitución que dice que los recursos son originarios de las provincias, tomar la responsabilidad de analizar si afecta o no a un recurso estratégico hídrico”, finalizó Aranguren.

Qué dice la actual Ley de Glaciares sobre las áreas periglaciares

Aranguren destacó que “la Ley de Glaciares no define las áreas periglaciares. Justamente lo que se tiene que definir es la capacidad que tiene el glaciar o la zona periglaciar de afectar un recurso hídrico estratégico, ya sea como reserva de agua o como aporte de un recurso hídrico”.

Además, sostuvo: “¿Por qué no es afectado por la Ley de Glaciares el sector del litio? Justamente porque se desarrolla en un área donde no tiene este tipo de restricción en el entorno periglaciar”.

“Manteniendo el principio precautorio, (el proyecto de reforma de la ley) le devuelve a las provincias su responsabilidad y el estudio de impacto ambiental será el que definirá si es o no es una reserva estratégica de agua. Si no lo es, entonces se podrá hacer la actividad minera”, destacó.

“Lo que no puede ocurrir en una ley es que no se defina nada porque entonces siempre se estará en un limbo de definición, que es lo peor que puede pasar, porque no hay certezas”, describió el ex ministro.

El proyecto establece que el inventario sobre zonas periglaciares seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la ley y el encargado de elaborar el Inventario Nacional de Glaciares. “Las provincias tendrán la potestad de aprobar o no el estudio de impacto ambiental de un proyecto minero si afecta zonas periglaciares y recursos hídricos”, señaló Arangure.

La necesidad de aplicar criterios científicos

La ley 26.639 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no define de manera precisa a las zonas periglaciares.

El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la actual ley no detalla.

, Roberto Bellato

Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.

El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.

Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.

Liquidez a pesar del precio del barril

La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.

Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.

En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.

En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.

Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.

YPF activa un plan de resilencia

Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.

La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.

En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.

El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.

La recuperación hacia 2027

Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.

La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.

Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Mendoza realizó este martes un roadshow para avanzar con la licitación pública de 17 áreas hidrocarburíferas convencionales maduras, 12 de exploración y 5 de explotación. La mayoría están ubicadas al sur oeste de la provincia, en el distrito de Malargüe. La intención oficial es que petroleras chicas puedan activar esas áreas, operando con mayor eficiencia, para ayudar a la provincia a elevar reservas y revertir la declinación productiva.  

“Es significativa la diferencia entre las 12 de exploración versus las 5 de producción y eso tiene que ver con que la provincia de Mendoza necesita ampliar las fronteras productivas. Necesitamos recuperar esas campañas exploratorias que nos muestren las oportunidades de inversión que van a permitir levantar la producción en la provincia”, aseguró la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien inauguró el evento realizado en el piso 11 de la sede que el Consejo Federal de Inversiones tiene en Azopardo 750.

Entre los asistentes hubo representantes de petroleras como Hattrick Energy, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Phoenix Global Resources, Taurus Global Energy, Petróleos Sudamericanos, Jota Energy, Veniol, Roch y Pecon. También estuvieron presentes ejecutivos de empresas de servicios petroleros y consultores.

Las concesiones de explotación son por un período de 25 años y en el caso de la exploración se otorga un primer permiso por 3 años, un segundo permiso por 2 años y existe la posibilidad de una prórroga por 2 años más.

El pliego establece que en las concesiones de explotación el oferente pueda proponer un porcentaje de regalías de acuerdo a su plan de inversiones. En la actualidad, esa contraprestación no puede ser menor al 5 por ciento. Además, la provincia ha venido otorgando otro tipo de incentivos focalizados para reactivar la producción convencional.

“En la provincia buscamos duplicar la cantidad de operadores para lograr más eficiencia en la explotación del sector convencional con la ayuda jurídica y técnica nuestra. Esas áreas en su gran mayoría las exploró YPF y con el tiempo las fue dejando de lado. En algunos casos el riesgo era geológico, pero en otros casos era económico. Creemos que operadores más chicos pueden activar estas áreas, hacerlas eficientes y ayudar a recuperar reservas”, sostuvo a EconoJournal Manuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía provincial. El funcionario dejó en claro que el objetivo es que todas las áreas estén adjudicadas durante el primer cuatrimestre de 2026. 

La presentación, que se extendió por más de dos horas, consistió en un repaso de las características técnicas de cada una de las áreas y estuvo a cargo del geólogo Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero de 84 años y 53 de carrera profesional.  

Las áreas de explotación que se licitan

Las cinco áreas convencionales de explotación que se licitan son Atamisqui, El Manzano, Puntilla de Huincán, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana y Puesto Molina Norte.

• Atamisqui. La concesión abarca una superficie de 214,64 km2 en el departamento Rivadavia, dentro de la Cuenca Cuyana. Fueron perforados 56 pozos y se descubrieron cuatro yacimientos denominados Tierras Blancas Nor­te, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado, donde tiene el mayor potencial. De los 56 pozos perforados, 34 de ellos resultaron productivos con una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064,54 m3. de petróleo, 44.83 Mm3 de gas y 8.639.044,01 m3 de agua. En septiembre venció la concesión que tenía Petrolera El Trébol, vinculada a Phoenix Global Resources, y el gobierno rechazó el pedido de prórroga por incumplimientos formales y un plan de inversión considerado insuficiente.

• El Manzano. Tiene una superficie total de 630 Km2 en la Cuenca Neuquina. En ella se han perforado un total de 51 pozos y se registró sísmica 2D y 3D. Fue otorgada originalmente a Pérez Companc por un plazo de 25 años a partir de setiembre de 1990. En julio de 1996, YPF obtuvo una participación del 49%, manteniendo la operación Pérez Companc, y en febrero de 2001 obtuvo el 100% del bloque y su operación. Ahora la petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió esta área como parte de su plan destinado a concentrarse solo en la actividad no convencional. Las zonas con producción efectiva son las denominadas “El Manzano Este”; “El Manzano Resto” y “El Manzano Oeste (Agrio)”

• Puntilla de Huincal. El área está ubicada en el departamento Malargüe, en la Cuenca Neuquina, y tiene una superficie de 240 km2. Fue operada por YPF, la cual per­foró 14 pozos entre 1978 y 1985. La concesión de explotación se otorgó en septiembre de 1990 y venció en septiembre de 2015, pero recién se revirtió a la provincia este año. Los reservorios productivos son Grupo Choiyoi, Formación La Manga, Grupo Mendo­za y Grupo Neuquén. El gobierno busca para esta área operadores independientes especializados en recuperación secundaria y optimización de activos de baja escala.

• Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana. Es un área de aproximadamente 240 km2 en el departamento de Malargüe. Históricamente fue considerada una zona de exploración. A partir de los 2000, Geopark realizó allí estudios geológicos y operativos, incluido procesamiento sísmico 3D, pero en 2014 se retiró. En 2018 Petrolera El Trébol obtuvo un permiso de exploración sin mayores avances y ahora el gobierno decidió licitar el área como concesión de explotación porque le ve potencial geológico. Gorroño recordó que uno de los pozos que tiene manifestaciones de petróleo en esa zona se llama Cerro La Pepa, el cual recibió ese nombre porque Pepa era la secretaria del Distrito Geológico Mendoza.

• Puesto Molina Norte. Cubre una superficie de aproximadamente 157 KM2 en el departamento Malargüe. Este bloque está limitado al sur por el área Chihuido de la Sierra Negra, al oeste por el bloque Cañadón Amarillo; al norte por Loma el Divisadero y al este por Chachahuen. Fue operado históricamente por YPF hasta que revirtió al Estado. En el área se perforaron 23 pozos, de los cuales 13 resultaron productivos. La producción acumulada alcanza aproximadamente 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. De los pozos perforados, 14 fueron abandonados por diversas razones. La última producción registrada data de comienzos de 2020, con 3 pozos en producción efectiva, alcanzando caudales del orden de 2,3 m³/d de petróleo y algunos miles de m³/d de gas. “Es un área con interés exploratorio y con potencial de reactivación”, señaló Felipe Raganato, jefe de explotación de la provincia.

Las áreas de exploración que se licitan

Las áreas de exploración son Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Horizontal, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal. Son todas áreas del departamento Malargüe, salvo Zampal y Puesto Pozo Cercado Horizontal que se ubican en el noroeste de la provincia.

“Hay dos empresas que presentaron iniciativas privadas para explorar y por eso se incorporaron a esta licitación: Hattrick en Atuel Exploración Sur y PCR en Río Atuel”, aseguró a EconoJournal Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza.  

Las consultas de las empresas sobre la licitación

Una vez terminada la presentación técnica de las áreas, se habilitó la posibilidad de realizar consultas y algunos representantes de compañías expusieron sus interrogantes. “Nos genera dudas el pliego tal como está escrito porque el interesado en un área tiene que presentar un plan de saneamiento de pasivos preexistentes, ¿ese costo cómo se lo compensa?”, preguntó Anabela Mengoni, de PCR. Manuel Sánchez Bandini respondió que “esos pasivos preexistentes tienen que quedar en cabeza de quien los generó, pero si no está claro en el pliego, que es bastante genérico, lo vamos a dejar en claro”.

A su vez, Hernán Bloise, de LCS Energía, preguntó sobre la posibilidad de transformar un área convencional en no convencional: “Si uno adquiere un área de explotación para un desarrollo convencional y tiene un potencial de Vaca Muerta, ¿podría inmediatamente hacer el desarrollo de Vaca Muerta o hay que cumplir algún otro requisito?”. “Nosotros estamos haciendo la licitación dentro de un marco de explotación convencional, pero si hay potencial geológico no convencional nada limita que se pueda realizar actividad no convencional”, respondió Lucas Erio.

Más temprano, Jimena Latorre había detallado también los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional. “Tenemos otro foco de trabajo puesto en el desarrollo de Vaca Muerta Norte, donde ya tenemos tres áreas concesionadas. Una a YPF, otra a la UTE Quintana-TSB y otra a Aconcagua con su nuevo accionista mayoritario Tango. Estamos trabajando junto a ellos en que sus planes de inversión sean efectivamente desarrollar esta lengua norte de Vaca Muerta. Ya Quintana tiene comprometida inversión en firme para el desarrollo de la sísmica 3D y un primer pozo piloto, YPF acaba de aumentar el compromiso de inversión con un nuevo pozo que va a perforar en 2026 y en Payún Oeste, donde está Aconcagua, también están evaluando la posibilidad de hacer sinergia entre estas tres empresas para obtener mejores resultados y desarrollar la Vaca Muerta Mendocina”, remarcó.

, Fernando Krakowiak

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) dio a conocer el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, su publicación anual de referencia que reúne las estadísticas oficiales más relevantes del sector energético de los 27 países miembros y analiza las principales tendencias, desafíos y proyecciones de la transición energética en la región.

El informe confirma que América Latina y el Caribe (ALC) avanza de manera sostenida hacia una matriz energética más limpia, donde las energías renovables continúan expandiéndose, el gas natural se consolida como la principal fuente de energía firme que respalda su crecimiento, y la movilidad eléctrica registra una expansión sin precedentes.

Resultados año 2025

• El 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7% respecto al 2024
• El 68% de la nueva capacidad instalada en el año 2025 fue renovable y el 67% de la electricidad proviene de fuentes limpias.
• El 61% de la nueva capacidad de generación instalada el 2025 es de centrales eólicas y solares.
• La generación con energía eólica y solar el 2025 aumentó un 19% respecto al 2024.
• El consumo final de electricidad el 2025 es 3.7% superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementò en 2.6%.
• En ALC las ventas de autos livianos electrificados siguen creciendo de forma contundente, principalmente en los últimos 3 años, lo que ha significado que el número de este tipo de vehículos en circulación se incremente entre 2022 y 2025 en 851%, es decir haya crecido casi 10 veces. Hasta octubre de 2025, respecto al 2024, las ventas de vehículos livianos en la región se incrementaron un 52%.
• ALC cuenta al 2025 con una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de 1.7 GW.
• La capacidad de generación a gas natural aumentó un 12% respecto al año anterior.
• El año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó un 21%; y con petróleo y derivados un 31%.
• La producción de petróleo crudo en ALC en 2025 se incrementó 20% respecto al año anterior, la demanda interna de la región en 24% y la exportación neta en 13%.

Proyecciones al año 2050 en escenario descarbonización acelerada (NET-0)

Bajo un escenario de descarbonización acelerada del sector energético de ALC (NET-0) al 2050, el consumo total de energía se incrementaría 42% respecto al 2025, mientras que el consumo de electricidad crecería 156%, es decir casi se triplicaría.

Bajo este mismo escenario, mientras en 2025 el índice de renovabilidad del consumo final es el 31%, en el 2050 este indicador alcanzaría el 48%.

La capacidad instalada de generación eléctrica se triplicaría en 2050 respecto a 2025 y su componente renovable pasaría del 68% en 2025 al 83% en 2050. La capacidad eólica y solar en conjunto se quintuplicaría.

Se requerirán cerca de 1.000 GW adicionales de capacidad de generación eléctrica con un respaldo de 80 GW en bancos de baterías, con un costo estimado total de la expansión de cerca de 1.500 billones de dólares de los cuales el 90% correspondería a capacidad renovable.

Transición energética

La generación eléctrica al 2050 se triplicaría respecto al 2025 y su renovabilidad pasaría del 67% en 2025 al 76% en 2050. Para ese año el 37% de la generación total correspondería en conjunto a la eólica y solar. El gas natural participaría con el 22% de la generación eléctrica total.

Bajo las premisas del escenario NET-0, el consumo de electricidad en el sector transporte en ALC, llegaría a representar en 2050 cerca de un 10% del consumo total de energía de ese sector, el 3% del consumo final total de energía de la región y el 9% del consumo eléctrico total de la región.

Con la expansión de los data centers en ALC, el consumo de electricidad de dichas instalaciones representaría el 2050, el 40% de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, una tercera parte del consumo total de energía de dicho sector, un 10% del consumo eléctrico total de la región y un 4% del consumo total final de energía de la región en dicho año.

Electricidad y producción de hidrógeno verde

Los requerimientos de electricidad para la producción de hidrógeno verde en ALC, tanto para consumo interno como para exportación, considerados en el escenario NET-0 para el año 2050, serían del orden del 12% de la generación total de electricidad de la región y el 4% de la oferta total de energía de la región en ese año.

De la oferta total de energía en ALC al 2050, el gas natural aportaría con el 34% frente al 26% de aportación el 2025, mientras que la participación de las fuentes de energía renovables no convencionales incrementarían su participación del 5% actual al 14% en 2050.

Para el 2050, el petróleo y sus derivados tendrían un 20% de participación en la oferta energética total de la región y la participación del carbón mineral sería solamente del 1%.

El Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025 se consolida, así como una herramienta clave para la toma de decisiones, ofreciendo evidencia sólida sobre el rumbo de la transición energética regional y los desafíos técnicos, económicos y de inversión que deberán abordarse en las próximas décadas.

, Redaccion EconoJournal

El consorcio empresarial GásBra del Brasil trabaja en un proyecto integral de producción y exportación de gas natural en firme a través de un gasoducto dedicado de 1630 km de extensión entre Vaca Muerta y Uruguaiana, confirmaron desde el consorcio ante una consulta de EconoJournal. La inversión estimada asciende a US$7000 millones solo en la Argentina, US$2500 millones en upstream y US$4500 millones en infraestructura.

La intención es que Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) garantice volúmenes iniciales disponibles como respaldo de los contratos de exportación, en paralelo a la inversión que irán realizando en el upstream neuquino.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este lunes a los directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, encabezada por su presidente, Marco Maia. También estuvo presente el presidente de Garantía Capital Ltd, Luiz Cézar Fernandes. Fernandes es uno de los fundadores del Banco Pactual, actualmente conocido como BTG Pactual, uno de los bancos de inversión más relevantes del Brasil.

Figueroa tuvo un primer contacto con el consorcio en octubre durante la Offshore Technology Conference (OTC) celebrada en Brasil. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y GásBra firmaron en esa ocasión un memorando de entendimiento (MoU) para cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.

Proyecto con gasoducto dedicado al Brasil desde Vaca Muerta

EconoJournal confirmó que el proyecto integral de producción y exportación de gas al Brasil impulsado por el consorcio GásBra incluye la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 km hasta la localidad brasileña de Uruguaiana y con una capacidad de transporte de 30 millones de m³ diarios.

GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio Southern Energy para su proyecto de exportación de GNL.

El consorcio brasileño ya está delineando un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén, la petrolera estatal provincial, aportaría áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo.

Sin embargo, la expectativa es que GyP pueda inicialmente proveer moléculas propias, de forma tal de viavilizar el financiamiento del proyecto. “El primer gas será de GyP, que va a facilitar las áreas para que Brasil tenga acceso a la molécula, mientras se van desarrollando las áreas nuevas por parte del consorcio. También se puede comprar volúmenes a los productores”, explicó Fernando Olaizola, director de Operaciones de GásBra.

El consorcio GásBra

El consorcio GásBra es un vehículo empresarial creado recientemente que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo.

El presidente del consorcio, Marco Maia, participó en la reunión del lunes con Figueroa y explicó que demorarán seis meses en montar toda la estructura del proyecto. “Estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”, expresó Maia.

Maia también expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil”. “Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”, añadió.

Gas y Petróleo de Neuquén

Gas y Petróleo es la petrolera estatal de la provincia de Neuquén. La gobernación busca que la empresa tenga un rol más protagónico en la producción no convencional en Vaca Muerta en los tiempos venideros, una posibilidad que el gobierno nacional habilitó a través de la Ley de Bases sancionada en 2024.

La Ley de Bases habilitó que la provincia pudiera imponer en carry (es decir, sin asumir compromiso de inversión) a GyP como socio obligatorio de los privados asegurándole un porcentaje minoritario de las nuevas concesiones en Vaca Muerta.

Concretamente, la gobernación definió este año que la petrolera estatal tendrá una participación accionaria obligatoria del 10% en cada concesión no convencional de hidrocarburos (Cench) nueva que la provincia conceda en Vaca Muerta. También decidió profundizar en el cobro de regalías en especie, es decir, en los volúmenes físicos de petróleo y gas que la provincia puede comercializar directamente.

Exportaciones

El proyecto de GásBra exhibe el potencial de Vaca Muerta para suministrar gas a la región. El gobernador de Neuquén destacó en las últimas horas el acuerdo entre Pan American Energy (PAE) y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde Neuquén con destino a la generación térmica del vecino país.

«A comienzos de año nos reunimos con el presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, para dialogar sobre el potencial de la cuenca neuquina como proveedor energético del Cono Sur. Hoy esos encuentros dan resultados: los países vecinos vuelven a confiar en nuestro gas y petróleo como motores del desarrollo y la integración latinoamericana«, celebró Figueroa en su cuenta de X.

, Nicolás Deza

TB Cargo, empresa con 51 años de trayectoria en soluciones de transporte de carga, difundió un balance de gestión que destaca su capacidad de adaptación, su foco estratégico en la productividad y su fortalecimiento operativo en toda la región. “A pesar de la desaceleración de la actividad y el incremento de costos en dólares, la compañía sostuvo un desempeño sólido. La coyuntura llevó a una racionalización de estructuras y a una gestión orientada a maximizar la eficiencia, apoyada en tres pilares de inversión durante 2025: tecnología aplicada, inteligencia artificial y capacitación del capital humano”, destacaron desde la compañía.

Aceleración de la productividad

Entre los avances más relevantes se encuentran la implementación de IA para el mapeo de rutas, la optimización de procesos y el impulso de campañas comerciales más precisas; el desarrollo y consolidación de la App TB Cargo y su integración con SAP para robustecer la trazabilidad y la gestión logística; y la ejecución de programas de liderazgo y coaching destinados a profesionalizar equipos y detectar talento interno.

En este proceso, la compañía subrayó el rol estratégico de sus oficinas y colaboradores en los siete países donde opera, que participaron activamente en la adopción de nuevas herramientas y en la estandarización de procedimientos. Las sedes regionales aportaron conocimiento local, mejoras operativas y capacidad de respuesta para acompañar los proyectos en cada mercado, lo que fortaleció la cultura colaborativa y permitió una implementación homogénea de las innovaciones en toda la red.

“En un año que nos ha exigido adaptarnos rápidamente, hemos reafirmado nuestro compromiso con la innovación y la eficiencia”, señaló Pablo Piccirilli, vicepresidente de TB Cargo.

Actividad regional

La actividad regional también dejó resultados significativos. En Chile, la compañía avanzó en operaciones vinculadas al movimiento de baterías BESS; en Perú, ejecutó el transporte de Rigs petroleros y cargas internacionales; y en Brasil intervino en proyectos de cargas industriales, consolidando su presencia en sectores estratégicos como energía y minería.

Con la mirada puesta en 2026, TB Cargo proyecta un escenario de crecimiento sostenido. “Tenemos muy buenas expectativas para el año próximo, en el que seguiremos trabajando con el mismo compromiso y la dedicación que nos han caracterizado durante más de cinco décadas”, afirmó Lisandro Garmendia, presidente de la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea no modificará por el momento una regulación sobre las emisiones de metano que los Estados Unidos está pidiendo eliminar o revisar. La norma, que obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano, es monitoreada de cerca por las productoras en Vaca Muerta que aspiran a exportar el combustible.

El comisionado de Energía de la Comisión Europea, Dan Jørgensen, aseguró este lunes que no evalúan cambios en la regulación del metano. «No estamos considerando derogar, retirar o modificar la regulación», dijo el funcionario durante la reunión del Consejo Energético europeo en Bruselas.

La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación del metano (EUMR por sus siglas en inglés) y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD).

EE.UU. y Qatar, los dos principales países suministradores de GNL a la Unión Europea, ya presionaron publicamente en octubre contra la directiva en sostenibilidad corporativa.

EE.UU. contra la regulación al metano

Ahora la administración de Donald Trump busca también que sus exportaciones de GNL y petróleo queden exentas de cumplir con la regulación del metano, la cual obliga a los importadores de energía en Europa a reportar las emisiones de metano asociadas con esos suministros. La meta central de la EUMR es forzar a los importadores a demostrar que la intensidad de producción de metano está por debajo de ciertos valores máximos de intensidad a partir de 2030.

El pedido concreto a las autoridades europeas es que concedan una prórroga hasta octubre de 2035 para el cumplimiento de los requisitos. «El Reglamento sobre el Metano de la UE constituye una barrera comercial no arancelaria crítica que impone una carga indebida a los exportadores estadounidenses y a nuestra relación comercial», dice un documeto del gobierno estadounidense visto por la agencia Reuters.

El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, había advertido con anterioridad que la regulación es de cumplimiento imposible para las compañías y que pone en peligro los suministros a Europa.

Regulación del metano en Europa

La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la ​​quema controlada de metano, y la ​​información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.

Estas normas tendrán alcance extraterritorial, ya que también se aplican a las emisiones de metano que se producen fuera de la UE, en lo que respecta al petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados dentro del mercado europeo.

El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.

Carta conjunta con Qatar

La otra regulación que EE.UU. pide derogar o modificar es la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa, que obligará a medir y/o notificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Qatar advirtió este año a Europa que dejará de venderle GNL si no flexibiliza esta directiva.

Estados Unidos y Qatar expresaron su preocupación en una carta conjunta remitida en octubre por los titulares de las carteras de Energía de cada país. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.

La directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operen dentro de esta.

Entre los requisitos que establece figura la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Esta exigencia es de difícil cumplimiento para las empresas que producen y comercializan hidrocarburos en los tiempos demandados por la UE.

, Nicolás Deza

Transportadora de Gas del Norte (TGN) realizó este lunes una licitación para asignar capacidad de exportación de gas natural hacia Chile. En concreto, llevó adelante un open season a pedido de la empresa Colbún, una de las principales generadoras de energía del país trasandino, que está interesada en cerrar contratos de compra de gas a largo plazo desde la Argentina.

La novedad que arrojó el concurso es que Pluspetrol, una de las petroleras más activas en Vaca Muerta a partir de la explotación de dos yacimientos insignia como La Calera y Bajo del Choique, presentó una oferta para contratar capacidad de transporte de la red de TGN (desde Tratayén hacia La Mora) por más de 50 años. En rigor, la compañía propuso contratar capacidad para evacuar 4,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en firme hacia Chile a través del gasoducto de GasAndes hasta el año 2078, es decir, por 52 años a partir del 1º de enero de 2026.    

No existen antecedentes que den cuenta de un contrato de tanta duración en la Argentina. El dato cuantifica la longevidad que promete tener el proyecto de desarrollo de gas desde Vaca Muerta y pone en evidencia que el desafío de los productores de gas en Neuquén radica en asegurarse mercados para colocar el fluido extraído en la cuenca Neuquina.

La apuesta por el mercado de Chile

En esa clave, Pluspetrol presentó ayer una oferta que tomó por sorpresa a la industria hidrocarburífera. Nadie esperaba una oferta por un plazo de tiempo tan abultado. Está claro que la empresa, que a fines de 2024 adquirió los activos de ExxonMobil en Neuquén a cambio de US$ 1700 millones y hoy es el mayor productor de gas asociado del país (gas que extrae desde La Calera), apunta no sólo a quedarse con buena parte del mercado doméstico de gas, sino que también aspira a avanzar sobre el mercado de exportación hacia Chile.

Pluspetrol produjo en noviembre más de 20.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo desde Bajo del Choique (tiene el objetivo de llegar a 120.000 barriles hacia fines de la década) y más de 25.000 bbl/d de petróleo y más de 12 MMm3/día de gas desde La Calera.  

En el open season realizado ayer, EcoGas —la compañía que controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana— ofertó contratar transporte por 700.000 m3/día para cubrir la demanda prioritaria (residencial) de Mendoza. Por eso, antes de formalizar la adjudicación de los 4,8 MMm3/día que puso a disposición, TGN debe esperar el aval del Enargas, el ente regulador que debe convalidar la propuesta presentada por EcoGas.

El open season realizado por TGN a pedido de Colbún no implicará, en principio, que la empresa transportista —que tiene como accionistas co-controlantes a Tecpetrol y CGC— tenga que realizar inversiones para ampliar su red de gasoductos. El concurso de ayer sólo contempla asignar capacidad de transporte existente. Sin embargo, la cantidad de ofertas presentadas podría habilitar esa posibilidad hacia futuro.

, Nicolas Gandini

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, informó el domingo por la noche que YPF bajará esta semana los precios de sus naftas un 2% en promedio. “Todos los días un poquito y no en todos lados igual”, aseguró. Si bien el directivo no explicó por qué se tomó esa decisión, de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes del mercado sobresalen tres razones que justifican la decisión.

Caída del precio del petróleo

El precio del Brent promedió US$81 dólares por barril el año pasado y a lo largo de 2025 la tendencia viene siendo a la baja. En noviembre promedió US$ 63,7, el promedio mensual más bajo del año, y en lo que va de diciembre ya retrocedió más de un 4% al pasar de US$62,8 a US$60,2.

A su vez, el dólar mayorista retrocedió levemente en el mes de $1451 a $1439. Si bien YPF no explicita qué criterios toma en cuenta al momento de decidir la baja y la suba de los combustibles, esas dos variables son clave para entender la evolución del precio de las naftas en los surtidores.

Recorte en el margen de refinación

Luego de las elecciones, YPF aceleró la suba de los precios de sus naftas para recomponer el margen de refinación, que es clave para el desarrollo de su plan de negocios. De hecho, en noviembre la nafta súper trepó 7,6% y nafta la premium 5,2% en la Ciudad de Buenos Aires, según el relevamiento que lleva adelante el sitio Surtidores.com.ar, pese a que la cotización del crudo bajó levemente durante ese mes y el dólar mayorista subió apenas un 0,9% al pasar de $1438 a $1451.

Esa suba pasó desapercibida en la mayoría de los medios de comunicación porque YPF dejó de comunicar a partir de julio la variación de sus precios como lo hacía antes argumentando que ahora lleva adelante una estrategia de micropricing, un modelo que permite ajustar los precios del combustible en tiempo real en función del comportamiento de la demanda, la competencia local y el flujo vehicular. 

Donde sí tomaron nota del incremento de precios es en el Ministerio de Economía, pues fuentes de esa cartera señalaron a este medio hace algunos días que iban a estar atentos a que la recuperación del margen de refinación no sea excesiva, sobre todo ahora que la cotización del precio del crudo está retrocediendo. La decisión de YPF está en línea con la decisión del Palacio de Hacienda.

Reducción de la brecha de precios

Al anunciar la baja de 2% Marín aclaró que “no será en todos lados igual”. Eso está vinculado con una decisión de la compañía de que la brecha de precios entre regiones se explique por motivos estrictamente vinculados al negocio –como por ejemplo el costo del flete— y no por razones políticas o de visibilidad. En otras palabras, la decisión es ponerle fin a la práctica consistente en cobrar más barato en los surtidores de la Ciudad de Buenos Aires porque es donde están puestas todas las miradas, fundamentalmente de la prensa.     

, Redaccion EconoJournal

Pan American Energy (PAE) firmó un acuerdo con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde el yacimiento de Vaca Muerta, con destino a la generación térmica del vecino país, informó este lunes la petrolera.

El contrato establece el suministro de gas para alimentar el ciclo combinado de Punta del Tigre, en Uruguay. Esta operación permite a UTE reemplazar combustibles más caros y contaminantes, generando un consecuente ahorro en costos para el país vecino.

La exportación se canaliza a través del Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura clave que conecta la localidad de Punta Lara, en la Argentina, con Colonia y Montevideo, en Uruguay. PAE es uno de los accionistas de este ducto, junto a la compañía energética ANCAP de Uruguay, Harbour Energy y Shell.

Hasta la fecha, la petrolera argentina informó que ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se anticipan mayores volúmenes de exportación durante la temporada estival.

Interés de Uruguay por el gas argentino

UTE es la empresa pública responsable del sector eléctrico de Uruguay, cubriendo las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía.

A fines de marzo, la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, visitó la provincia de Neuquén para mantener una reunión con el gobernador, Rolando Figueroa, a quien le manifestó el Gobierno uruguayo tiene como objetivo avanzar en la complementariedad energética regional y profundizar su soberanía en esta materia. 

La funcionaria explicó, por entonces, que el objetivo del gobierno es la incorporación del gas natural en la matriz energética, y con este flujo de transición avanzar en la descarbonización, luego de que el país consolidara una matriz eléctrica casi completamente renovable.

PAE volcada a la exportación de gas

Pan American Energy es uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina. Si bien abastece prioritariamente al mercado interno, esta exportación de excedentes a mercados regionales representa una nueva fuente de divisas para la Argentina.

Además, la empresa busca consolidar su posición en el panorama energético internacional, y a partir de 2027, como parte del consorcio Southern Energy, prevé comenzar con las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) desde un buque licuefactor en el Golfo San Matías, en el litoral marítimo de Río Negro.

Hasta allí, llegará en el segundo semestre de 2027 el buque Hilli Episeyo, que dará lugar a las primeras exportaciones de GNL del país, para lo cal ya tiene comprometida el 80% de su producción mediante un contrato de reciente firma con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para la venta de de 2 millones de toneladas anuales por 8 años.

Además, este año, la compañía nacional fue una de las que logaron las primeras exportaciones de gas desde Vaca Muerta al sur de Brasil, a través de la infraestructura de ductos de Bolivia, un destino que las empresas buscan consolidar con nuevas obras de ampliación de capacidad.

En ese sentido, uno de los proyectos contemplados por los equipos técnicos de los gobiernos de la Argentina y Brasil junto a las empresas productoras y los eventuales clientes del vecino país, es ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Cruz del Sur.

, Ignacio Ortiz

YPF oficializó este lunes la venta por unos US$635 millones de su participación del 50% en Profertil, la mayor productora de urea de Sudamérica, al consorcio integrado por Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).

La decisión, aprobada por el directorio de la compañía consolida la desinversión total de la petrolera en el negocio de fertilizantes y ratifica la reorientación estratégica de su cartera de activos.

La venta del paquete accionario de YPF es parte del Plan 4×4 que lleva adelante la gestión del presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que guía la transición de la petrolera a convertirse en un jugador puramente orientado al shale de clase mundial.

Esta operación forma parte de la gestión activa del portafolio por la cual la petrolera se está desprendiendo de otros activos, como los bloques de hidrocarburos convencionales en seis provincias, la presencia en Brasil y Chile, y en la distribuidora Metrogas.

YPF aprobó la venta del 50% de Profertil

La transacción, si bien se circunscribe a la mitad de YPF, culmina la adquisición del 100% de Profertil por parte de Adecoagro (90%) y ACA (10%), valorada en un total de aproximadamente US$1.200 millones. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes estipuladas en el acuerdo.

YPF comunicó la venta este lunes al mercado, a través de un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que el 12 de diciembre el directorio de YPF aceptó la oferta presentada el 1 de diciembre de 2025 por Agro Inversora Argentina. Se trata de una sociedad del grupo Adecoagro, que compra del 50% del capital social y de los derechos de voto de YPF en Profertil, en 391.291.320 acciones Clase B.

El monto informado asciende a los US$635 millones, el cual se encuentra sujeto al mecanismo de ajuste de precio previsto por las partes en el acuerdo de compraventa de acciones. Asimismo, el cierre de la Transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.

Mientras YPF se concentra en la energía, el 50% vendido se integra a un esquema agroindustrial. Adecoagro y ACA aseguran el control total de una planta industrial en Bahía Blanca con capacidad de producir 1,3 millones de toneladas de urea y 790 mil toneladas de amoníaco por año.

Un nuevo proyecto agroindustrial

La empresa agroindustrial tiene hace varios años un proyecto listo para duplicar su capacidad de producción, en un terreno lindero, que demandará una inversión estimada en al menos US$1.000 millones y que permitiría completar el abastecimiento interno y contar con saldos exportables para un producto de alta demanda.

Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo, y abastece alrededor del 60% del consumo de urea de Argentina. Su complejo industrial en Bahía Blanca —el polo petroquímico más importante del país— tiene acceso a gas natural y electricidad a precios competitivos.

Mariano Bosch, Cofundador y CEO de Adecoagro afirmó que “Profertil es una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, y sus condiciones productivas y comerciales son estratégicas para la región».

«Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, agregó el directivo, al destacar el logro en asociación con ACA, lo que «refuerza el compromiso de construir negocios agroindustriales sustentables, competitivos y generadores de valor para el desarrollo de Argentina y Sudamérica”.

«Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en la Argentina,» remarcó, por su parte, Ricardo Wlasicsuk, Gerente General de ACA, tras oficializarse la aprobación de la venta por parte de YPF.

, Redacción EconoJournal