Irrigación no solo cuida el agua de Mendoza, también produce la energía para hacerlo. Con 500 penales fotovoltaicos y capacidad de 250 KVA, el Departamento General de Irrigación dio un paso que va más allá de lo ambiental: se transformó en generador de energía e inyecta electricidad limpia a la red.
Con una apuesta concreta a la soberanía energética el titular de Irrigación, Sergio Marinelli, inauguró el viernes un Parque de Generación Fotovoltaico en el predio del dique Valle de Uco, ubicado en Campo Los Andes, departamento de Tunuyán. Lo acompañaron los intendentes Ulpiano Suárez (Capital) y Alejandro Morillas (San Carlos).
Del organismo del agua también estuvieron el consejero por la cuenca del río Tunuyán Superior, Osmar Sorroche, el director de Gestión Institucional, Rubén Pelegrina, y el subdelegado, Juan Alós.
El acto, si bien fue breve, anunció una transformación de largo plazo con una inversión de $410 millones, en el parque, que cuenta con 500 paneles solares de 550 watts pico, además de dos inversores inteligentes. Esta energía no la consume para sí, sino que la inyecta a la red de distribución de Edemsa. Este proceso convierte a Irrigación, por primera vez, en lo que la Ley 27424 llama un “usuario generador”: un organismo que recibe energía de la red y también la produce para otros.
El impacto opera en dos planos: en términos operativos, el parque compensará una parte significativa del consumo eléctrico de las sedes de Irrigación en toda la provincia, reduciendo la dependencia de fuentes convencionales. En tanto, en términos ambientales, la reducción de emisiones equivale a la captura anual de CO₂ que realizarían 6.000 árboles.
En este sentido, Marinelli aseguró: “Haber hecho este parque no es un gesto simbólico. Es algo concreto que se enmarca en nuestro Plan Hídrico Provincial, que entiende la gestión del agua y la transición energética como dos caras del mismo desafío”.
“Este parque solar nos permite atender toda la demanda energética de las dependencias de Irrigación, a excepción de las tres subdelegaciones del Sur: la del río Diamante en San Rafael, del río Atuel en Alvear y la Jefatura de Malargüe, porque ahí ya teníamos paneles funcionando, por lo que ya cubren desde antes su propia energía”, agregó.
“La capacidad de generación está asociada a 20 NIC correspondientes a Irrigación, y nuestro organismo, mediante este parque fotovoltaico, genera la energía que consume. Al proyecto lo veníamos trabajando desde hacía varios años, pero tiempo atrás costaba mucho recuperar la inversión, era un proceso a 20 años. Fueron bajando los costos de los paneles, fue aumentando el costo de la energía y hoy el recupero de esta inversión no demandará más de 5 años”, dijo también Marinelli.
El razonamiento de fondo es que si el agua que alimenta los ríos mendocinos depende del deshielo de Alta Montaña, y si el cambio climático hace ese ciclo cada vez menos predecible, entonces la gestión hídrica eficiente requiere también autonomía energética. Un organismo que gasta menos energía convencional y genera la propia no solo ahorra: se vuelve más resiliente frente a escenarios de escasez futura.
La obra fue adjudicada mediante licitación pública de la que participaron tres empresas: Sumpetrol SRL instaló el sistema fotovoltaico; Ceralfa SA ejecutó la subestación transformadora y el tendido subterráneo de media tensión; y Ruta Dorada SA montó el cerco perimetral con sistema de seguridad electrónica que opera en tiempo real desde la sede central del Tunuyán.
Terra Ignis Energía S.A. y el Colegio de Ingenieros de Tierra del Fuego suscribieron un Convenio Marco de Cooperación con el objetivo de promover acciones conjuntas de capacitación, asistencia técnica, intercambio de conocimientos y desarrollo de iniciativas vinculadas al sector energético de la provincia.
El acuerdo establece un marco de trabajo conjunto orientado a impulsar actividades de formación profesional, cooperación institucional, investigación y asesoramiento técnico, fortaleciendo las capacidades de ambas instituciones y contribuyendo al desarrollo de proyectos de interés común. Asimismo, prevé la realización de programas de capacitación, intercambio de experiencias y colaboración en iniciativas relacionadas con la ingeniería y el desarrollo energético provincial.
Durante la firma del convenio, el director de Terra Ignis Energía S.A., Víctor Salgués, expresó:”Este convenio tiene como finalidad contar con el apoyo técnico del Colegio de Ingenieros para el desarrollo de capacitaciones, auditorías, estudios y otras acciones de asistencia técnica que contribuyan al fortalecimiento de nuestra empresa. El Colegio reúne a profesionales de 27 especialidades de la ingeniería, entre ellas civil, eléctrica, mecánica, electromecánica, petróleo, ambiental y seguridad e higiene, lo que representa un respaldo muy importante para Terra Ignis y para los desafíos que tenemos por delante”.
Por su parte, el presidente del Colegio de Ingenieros de Tierra del Fuego, Gustavo Núñez, señaló: “Desde el Colegio de Ingenieros celebramos la firma de este convenio con Terra Ignis Energía. Contamos con profesionales de distintas especialidades que podrán aportar asesoramiento técnico y capacitaciones para acompañar el desarrollo de la empresa. Nuestra institución tiene las puertas abiertas para trabajar de manera conjunta en beneficio de la provincia”.
Finalmente, el presidente de Terra Ignis Energía S.A., Maximiliano D’Alessio, destacó que “la articulación entre el sector público y las instituciones profesionales es fundamental para construir una empresa cada vez más sólida. Este convenio con el Colegio de Ingenieros nos permitirá seguir incorporando conocimiento, promoviendo la capacitación y fortaleciendo nuestras capacidades para afrontar los desafíos del desarrollo energético provincial”.
Acompañaron la firma del convenio el director de Terra Ignis Energía S.A., Mauro Pérez Toscani; el subgerente de Finanzas, Rafael Pereyra Ramos; y el arquitecto Daniel Hernández.
Con esta iniciativa, Terra Ignis reafirma su compromiso con la formación permanente de sus equipos, la vinculación con las instituciones profesionales de la provincia y la consolidación de una gestión orientada al desarrollo de capacidades técnicas que acompañen el crecimiento del sector energético fueguino.
El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, se reunió con jefes de bloque del Senado por la ley de Zona Fría.
El gobierno de Javier Milei reactivó esta semana la negociación por la ley que modifica elrégimen de Zona Fría, a partir del aire político que obtuvo con la salida de Manuel Adorni y su reemplazo por Diego Santilli. A más de un mes de la media sanción en la Cámara de Diputados de la Nación, el flamante jefe de Gabinete tendió un puente en el Senado, pero nadie anticipa un debate del proyecto antes del receso invernal.
Esta media sanción retrotrajo el esquema de subsidios al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.
Ahora, el funcionario nacional enfrenta una ardua tarea para conseguir los votos: no solo cuenta con el rechazo de los gobernadores afectados por la quita de subsidios como Martín Llaryora de Córdoba y los del Norte que habían dado apoyo a la media sanción a cambio de una promesa para crear un régimen de zonas cálidas. Santilli también encuentra obstáculos en provincias aliadas que seguirán dentro del esquema, pero que no están conformes con la redacción final de la ley.
En el caso de Neuquén, la senadora Julieta Corroza de La Neuquinidad volvió a reiterar esta semana la posición del bloque contra el artículo que brinda discrecionalidad al Poder Ejecutivo para fijar el porcentaje de subsidio en la Patagonia.
El gobernador Rolando Figueroa había mencionado un compromiso del ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, de no tocar el 50% actual, pero la legisladora no quiere votar una ley que pueda dejar abierto el escenario para las futuras gestiones.
Y, como había anticipado EN/CLAVE, en paralelo a esa discusión corre otra más doméstica por la elección de las autoridades de la comisión de Energía en la Cámara Alta. Persiste una «lucha encarnizada» por ocupar la vicepresidencia y la secretaría que tiene a tres postulantes: Corroza, el libertario Pablo Cervi y la salteña Flavia Royón.
El presidente es Flavio Fama, de Catamarca, quien tiene mandato hasta fines de 2027.
Operativo Santilli
El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, encabezó un encuentro el miércoles en el Senado con los jefes de bloque e integrantes de la comisión de Energía. El desembarco no fue en soledad, sino con dos funcionarios del área energética: la secretaria María Tettamanti y el coordinador Daniel González.
Fue el primer abordaje a la media sanción que se aprobó en mayo en Diputados y que se trabó ni bien llegó a la Cámara Alta por la dificultad del oficialismo para conseguir los 37 votos que necesitará en el recinto.
En ese encuentro, la senadora Julieta Corroza de La Neuquinidad volvió a plantear sus diferencias con el artículo que sustituye el 3° de la ley 27.637 que ahora indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «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».
La redacción actual estable que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
Los funcionarios de Energía explicaron que esa especificación «nunca estuvo escrita» antes de la reforma del 2021. Sin embargo, el argumento sigue sin convencer a la enviada de Rolando Figueroa, quien se mantiene en la pulseada y advirtió su rechazo a avalar un texto que le deje discrecionalidad para modificaciones en los próximos gobiernos.
La Neuquinidad es otro de los bloques que había aportado la media sanción en la Cámara Baja, pero endureció su postura al llegar la media sanción al Senado.
Pablo Cervi, uno de los representantes de Neuquén por La Libertad Avanza, dijo a EN/CLAVE que el proyecto es «una de las prioridades del gobierno por lo que significa para los costos» y planteó que, de no salir la ley, el gobierno debería incrementar el recargo para todos los usuarios del 7,5% al 11% para sostener el sistema.
Insistió con que el gobierno analiza cómo «generar un entendimiento o un compromiso respecto de lo que pide Neuquén», pero que «lo importante es que no vuelva a Diputados». Fue el mismo planteo que hizo Daniel González en la reunión con los legisladores.
Cervi advirtió también que la mayoría de las provincias que quedan dentro del esquema de subsidios del régimen de Zona Fría son productoras de gas. «Si querés que te paguen el gas como corresponde, tenés que cobrarlo como corresponde», afirmó y sugirió que los gobiernos de esas jurisdicciones podrían buscar «una forma de generar también beneficios a la gente con las regalías que reciben».
Autoridades vacantes en Energía
Para que la media sanción inicie su camino formal en el Senado, primero debe constituirse la comisión de Energía y definir sus autoridades, más allá de su presidencia que está en manos de Flavio Fama.
El jueves a la mañana, Julieta Corroza se reunió con el senador catamarqueño para analizar una eventual convocatoria del cuerpo para la semana que viene, aunque nadie ve chances de que el debate avance antes del receso invernal.
Sí deben resolverse las autoridades de la comisión, negociación que derivó en una «lucha encarnizada» con tres candidatos y solo dos lugares.
Neuquén se siente con derecho a tener un lugar por la relevancia que tiene Vaca Muerta para el país, pero no hay acuerdo entre el libertario Pablo Cervi y la rolista Julieta Corroza para quedarse con el puesto.
Corroza volvió a argumentar, esta vez en la mesa con Santilli, que una eventual vicepresidencia o secretaría debería corresponderse con la línea del gobernador y el modelo provincial. Pero Cervi tenía un compromiso de su partido y viene trabajando junto al gobierno nacional en la ley de biocombustibles como miembro de esa comisión.
La otra postulante que busca un lugar en la comisión es la salteña Flavia Royón, quien tiene entre sus pergaminos haber ocupado la secretaría de Energía de la Nación en la gestión de Alberto Fernández y de Minería en el inicio del gobierno de Javier Milei.
Las inversiones en exploración y producción de petróleo y gas alcanzaron US$ 12.243 millones durante 2025, según un informe de Economía & Energía.
Aunque el monto representó una baja del 4,6% respecto de 2024, terminó siendo US$ 688 millones superior al presupuesto inicial de las compañías, lo que indica un nivel de actividad mayor al previsto. La distribución geográfica del capital muestra una concentración marcada: el 89% de las inversiones se destinó a la Cuenca Neuquina, mientras que el Golfo San Jorge recibió el 8%.
La evolución de la última década refleja el desplazamiento del capital hacia los desarrollos no convencionales. En 2016 la Cuenca Neuquina captaba el 62% de las inversiones del sector; en 2025 esa participación llegó al 89%. En valores absolutos, los desembolsos en la cuenca pasaron de US$ 4.182 millones en 2016 a US$ 10.892 millones en 2025, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
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El desempeño productivo explica parte de esta dinámica. En mayo de 2026, la producción de shale oil alcanzó 623.000 barriles diarios, un 39% más que un año antes, y representó el 69% del petróleo producido en Argentina. Ese volumen permitió que la producción nacional llegara a 904.000 barriles diarios, el registro más alto hasta la fecha. En el caso del gas, la producción de shale llegó a 95 millones de metros cúbicos diarios, un 20% más que en mayo de 2025, equivalente al 59% del total nacional.
Durante los primeros cinco meses del año se conectaron 81 pozos gasíferos, casi el doble que en igual período del año anterior.
La composición del capital también muestra diferencias entre petróleo y gas. Las inversiones en perforación y reparación de pozos petroleros crecieron 5%, hasta US$ 6.308 millones, mientras que las destinadas al desarrollo gasífero retrocedieron 3%, hasta US$ 1.640 millones. La variación se vincula al aumento de las exportaciones de crudo y a las mejores condiciones del mercado internacional.
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El mapa de inversiones presenta una concentración empresaria. YPF explica el 45% de las inversiones proyectadas para 2026 en desarrollos no convencionales y participa en cinco de las diez áreas con mayor volumen de capital. Detrás se ubican Tecpetrol (10%), Pluspetrol (9%), Vista Energy (8%) y Pan American Energy (5%).
La infraestructura de transporte acompaña el crecimiento de la actividad. La ampliación del sistema de Oldelval y el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) permitirán elevar la capacidad de evacuación de crudo hasta 1,44 millones de barriles diarios hacia fines de 2027, reduciendo restricciones operativas en la cuenca.
Según Economía & Energía, la balanza energética proyecta un superávit de US$ 10.675 millones en 2026 y US$ 14.174 millones en 2027, impulsado por mayores volúmenes de producción y exportación de petróleo. La distribución del capital y la evolución de la actividad muestran cómo la Cuenca Neuquina concentra la mayor parte de las inversiones del sector en un contexto de crecimiento de la producción no convencional.
La eliminación de los derechos de exportación para los fertilizantes nitrogenados coincide con un momento en el que distintas compañías evalúan proyectos de gran escala para ampliar la producción nacional de urea, un insumo cuya materia prima es el gas natural.
La medida corrige un desbalance que afectaba a la industria y se integra a un conjunto de condiciones que pueden facilitar inversiones vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta, en un mercado donde la Argentina todavía depende de importaciones para cubrir buena parte de la demanda interna.
Durante 2025, el consumo agropecuario de fertilizantes alcanzó 5.101.878 toneladas, de las cuales 3.770.541 toneladas provinieron de importaciones y 1.595.117 toneladas de producción local. La urea —el fertilizante más utilizado del país, con 2.411.988 toneladas— concentra la mayor parte del consumo y depende directamente de la disponibilidad de gas natural. La producción local cubre aproximadamente la mitad de la demanda, lo que deja un margen significativo para inversiones que permitan sustituir importaciones y generar excedentes exportables.
Profertil, principal productor de urea del país, analiza una ampliación de su planta en Bahía Blanca que podría elevar la capacidad anual desde los actuales 1,3 millones de toneladas hasta alrededor de 2,8 millones de toneladas. En paralelo, Pampa Energía evalúa desarrollar una planta de urea también en Bahía Blanca, abastecida con gas natural de Vaca Muerta.
El proyecto demandaría una inversión superior a los US$2.600 millones y tendría una capacidad estimada de 2,1 millones de toneladas por año. Ambos emprendimientos requieren entre cuatro y cinco años de construcción antes de entrar en operación y dependen de contratos de suministro de gas de largo plazo.
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La disponibilidad creciente de gas natural proveniente de Vaca Muerta es el factor que habilita estos proyectos. La petroquímica del gas permite transformar un recurso energético en producción industrial de escala, con impacto directo en la cadena agropecuaria. La combinación de infraestructura existente en Bahía Blanca, acceso a gas y eliminación de retenciones configura un escenario donde la Argentina podría modificar su posición en el mercado regional de fertilizantes.
Si las inversiones en evaluación se concretan, el país podría abastecer completamente el mercado interno y generar un saldo exportable. Brasil aparece como el principal destino potencial por su elevada demanda de fertilizantes nitrogenados, aunque también se observan oportunidades en otros países de la región. Para la industria, la medida del Gobierno corrige un desequilibrio que afectaba a productos industriales en un contexto donde se redujeron aranceles de importación y se evalúan proyectos de gran escala vinculados al gas de Vaca Muerta.
La oportunidad de inversión se concentra en la capacidad de transformar gas en producción industrial competitiva. La ampliación de la producción de urea permitiría sustituir importaciones, estabilizar la oferta local y abrir un mercado exportador que hoy es marginal. La articulación entre disponibilidad de gas, infraestructura petroquímica y condiciones fiscales define un escenario donde la industria de fertilizantes podría cambiar de escala en los próximos años.
Supervielle y Andescrowd desarrollaron un esquema de financiamiento orientado a proveedores de Minería y Oil & Gas que habilita acceso a capital de trabajo desde el momento en que se emite una orden de compra.
La solución integra el respaldo de una Sociedad de Garantía Recíproca (SGR) con un sistema de originación digital de crédito, permitiendo que las empresas ejecuten contratos sin esperar los plazos habituales de cobro.
El modelo combina tres componentes: la estructura financiera del banco, la garantía de la SGR y la trazabilidad tecnológica de Andescrowd. Este esquema permite que las compañías proveedoras financien la compra de insumos, el pago de salarios y la contratación de servicios desde el inicio de la relación comercial, en sectores donde los plazos de pago suelen extenderse entre 60 y 120 días en minería y entre 90 y 180 días en Oil & Gas.
La herramienta apunta a resolver una brecha estructural de las cadenas de valor extractivas y energéticas. La ejecución de contratos en minería y en Vaca Muerta exige capital de trabajo inmediato para responder a picos de demanda asociados a perforación, montaje, transporte, servicios industriales y provisión de equipamiento. El financiamiento tradicional se activa después de la facturación, lo que obliga a las pymes a operar con liquidez restringida en etapas críticas del proyecto.
La integración de una SGR reduce el riesgo crediticio y habilita condiciones de financiamiento más accesibles, mientras que la originación digital permite trazabilidad completa de la operación y agiliza la aprobación del crédito. Este tipo de esquemas se utiliza en cadenas de valor mineras y energéticas de países como Australia, Canadá y Estados Unidos, donde el financiamiento anticipado contribuye a mejorar la competitividad de proveedores industriales.
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La iniciativa se inscribe en un contexto donde los proveedores de Minería y Oil & Gas enfrentan presiones sobre tarifas, plazos de pago y capacidad de respuesta operativa. Los relevamientos sectoriales muestran que la utilización de capacidad de las pymes vinculadas a Vaca Muerta se encuentra en niveles elevados, mientras que la estructura de costos y la disponibilidad de capital de trabajo continúan siendo factores críticos para sostener la actividad.
El financiamiento desde la orden de compra funciona como un mecanismo para reducir fricciones en la ejecución de contratos y mejorar la liquidez de empresas que operan en sectores de alta intensidad de capital. La herramienta habilita una oportunidad para fortalecer proveedores estratégicos y acortar los tiempos entre la adjudicación de un contrato y su puesta en marcha, en cadenas de valor donde la velocidad de respuesta condiciona la operación.
La Subzona Galván de la Zona Franca Bahía Blanca – Coronel Rosales operó el arribo del buque BBC Rio, que descargó más de 1.300 toneladas de equipamiento destinado a la industria del Oil & Gas.
La carga incluyó más de 100 componentes de gran porte para proyectos de perforación y desarrollo gasífero, en una operación coordinada por Loginter para cinco empresas consignatarias del sector. El movimiento refleja el aumento de la demanda logística asociada al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
En paralelo, Bahía Blanca mantiene un rol central en la infraestructura petroquímica vinculada al gas natural. En Compañía Mega, una inversión de u$s260 millones permitió incorporar un nuevo tren de fraccionamiento que incrementó en un 50% la capacidad de procesamiento de líquidos del gas. La ampliación habilita mayor producción de insumos como urea y LPG y se integra a la cadena industrial que opera en el polo bahiense.
El sistema portuario local proyecta la profundización del canal principal de acceso para llevar el calado desde los 45 pies actuales (13,71 metros) hasta 51,5 pies (15,70 metros) en marea baja. La obra, estimada entre u$s100 y u$s120 millones y con un plazo de ejecución de nueve a doce meses, se concentrará en un tramo de 65 a 70 kilómetros entre la Boya Faro y el acceso a Puerto Rosales. El objetivo técnico es permitir la operación de buques clase Suezmax a plena carga.
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En la configuración actual, los Suezmax —con esloras de entre 250 y 275 metros y capacidad cercana al millón de barriles— zarpan con aproximadamente el 80% de su capacidad debido a restricciones de calado. La profundización del canal eliminaría la necesidad de completar carga en puertos internacionales y reduciría costos logísticos por barril. Mientras Puerto Rosales se orienta a optimizar la operación de Suezmax, la terminal rionegrina de Punta Colorada desarrolla infraestructura para recibir buques VLCC de dos millones de barriles, configurando un esquema operativo complementario en el litoral atlántico.
Las operaciones de carga pesada y los proyectos de ampliación de calado requieren servicios especializados de ingeniería, dragado, metalmecánica y logística, y generan demanda para proveedores vinculados a la infraestructura portuaria y a la cadena energética. El conjunto de obras y movimientos técnicos se integra a la expansión de la actividad hidrocarburífera y petroquímica y a la necesidad de mejorar la eficiencia logística en la salida marítima de crudo y derivados.
Bladex estructuró un crédito puente de hasta US$300 millones, con un compromiso inicial de US$150 millones, destinado a financiar la adquisición de un bloque convencional por parte de San Benito Upstream S.A.U., compañía relacionada con PECOM y parte del Grupo Pérez Companc.
La operación, ejecutada en un plazo reducido, refuerza la estrategia del grupo en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos en Argentina.
El financiamiento, configurado como un Bridge Loan Facility, otorga a San Benito la flexibilidad necesaria para cerrar la adquisición mientras se avanza en la estructuración del financiamiento definitivo de largo plazo. Este tipo de instrumentos es habitual en transacciones upstream donde la velocidad de ejecución es determinante para asegurar activos en cuencas maduras con potencial de recuperación secundaria y terciaria.
San Benito participa activamente en la expansión del grupo en hidrocarburos convencionales. La compañía es titular del 49% de la concesión Manantiales Behr, en la Cuenca del Golfo San Jorge, adquirida junto con PECOM en febrero de 2026. Además, suscribió acuerdos para incorporar participaciones adicionales en cuatro concesiones ubicadas en las cuencas Neuquina y Cuyana, en las provincias de Mendoza y La Pampa. Estos movimientos consolidan la presencia del grupo en activos convencionales con trayectoria productiva y oportunidades de optimización.
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Para Bladex, la operación se enmarca en su estrategia de acompañar a corporaciones consolidadas en sectores resilientes mediante soluciones financieras estructuradas. El banco actuó como Sole Lead Arranger, destacando su capacidad para coordinar transacciones complejas con rapidez y precisión. La entidad mantiene presencia regional con oficinas en Argentina, Brasil, Colombia y México, además de una agencia en Nueva York, y cotiza en la Bolsa de Nueva York desde 1992.
El crédito puente permite avanzar en la adquisición mientras se define el financiamiento final, y refleja la confianza en la calidad de los activos y en la estrategia de expansión del Grupo Pérez Companc en el segmento upstream. En un contexto donde el sector energético argentino continúa ofreciendo oportunidades de inversión, la operación posiciona a San Benito y PECOM para ejecutar su plan de crecimiento en cuencas convencionales y fortalecer su portafolio de activos.
La empresa de origen estadounidense Meitner Energy (Ansari Group) presentó al gobierno nacional un proyecto de iniciativa privada para construir en el sitio Atucha, el reactor modular (SMR)ACR-300, de Generación III+ y tecnología PWR, con una potencia aproximada de 300 MWe.
“Se trata de un diseño de ingenieros argentinos. No se trata de un prototipo sino de una primera versión comercial, y su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial”, destacaron desde la conducción de Nucleoeléctrica Argentina.
La inversión estimada asciende a U$S 1.200 millones y será financiada íntegramente con capitales privados estadounidenses.
“Un hito para el sector atómico nacional y para el mercado argentino en expansión”, se destacó tras una reunión que encabezó el ministro de Economía, Luis Caputo, con Teófilo Lacroze, CEO de Meitner Energy.
“Por el monto y la innovación tecnológica el proyecto será adminsible en el Súper RIGI”, anticipó Economía.
El acuerdo, se indicó, otorga a Nucleoeléctrica “el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado”.
Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central, se puntualizó.
Acerca del proyecto, se indicó que “el plazo previsto para la construcción es de aproximadamente cinco años, una vez aprobada la inciativa por el Ministerio de Economía y obtenido el licenciamiento a cargo de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN)”.
Se estima la creación de alrededor de 2.000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación.
El Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Nápoli, participó de la reunión, y a su término expresó que “Eas exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte capital asumiendo el riesgo”. “Todo esto va en consonancia con los lineamientos de la política nuclear argentina que presentamos a finales de mayo”, añadió.
El funcionario reconoció que “la Argentina tiene más de setenta años de trayectoria nuclear, instituciones de primer nivel y talento reconocido en todo el mundo”. Y sostuvo “que una empresa privada elija a nuestro país para construir su primer reactor confirma que ese capital técnico, con las condiciones correctas, se transforma en inversión, trabajo y energía limpia de base”.
El anuncio de este proyecto se produce en una semana de conflicto en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), luego que el Gobierno resolviera no renovar 61 contratos en el organismo. Desde ATE denunciaron el hecho como un intento de desmantelamiento del Organismo, y advirtieron sobre una posible privatización del área.
Pablo Franzetti (Meitner), Federico Ramos Napoli (secretario de Asuntos Nucleares), Luis Caputo (ministro de Economía) y Teófilo Lacroze (CEO de Meitner Energy).
Meitner Energy, la compañía conformada entre capitales estadounidenses e INVAP para desarrollar el reactor ACR-300, presentó este jueves ante el Ministerio de Economía una iniciativa privada por US$ 1200 millones para construir su primera unidad en la Argentina. La intención es poder calificar el proyecto al Súper RIGI, el régimen de incentivos para inversiones en nuevas actividades económicas que todavía debe ser aprobado por el Congreso.
El proyecto de Meitner Energy es el primero en ser anunciado para el futuro régimen de inversiones. También constituye la segunda iniciativa privada para el sector nuclear presentada ante el Ministerio de Economía en el gobierno de Javier Milei, luego de la propuesta que la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy formalizó este año para finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
En concreto, la iniciativa contempla la construcción en el complejo nuclear de Atucha de un ACR-300. Se trata de un reactor modular pequeño (SMR) con una potencia aproximada de 300 MWe. Su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal que opera las centrales nucleares, tendrá el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado. Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central.
La propuesta privada fue presentada este jueves por el CEO de Meitner, Teófilo Lacroze, acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli. «Es exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte el capital asumiendo el riesgo. Todo esto va en consonancia con los Lineamientos de la Política Nuclear Argentina que presentamos a finales de mayo», publicó Ramos Napoli en X.
Meitner Enegy presentará un proyecto de reactor SMR al Súper RIGI
Meitner Energy propone construir su primer reactor ACR-300 en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires.
La intención de la empresa es calificar el proyecto al Súper RIGI una vez que el Senado apruebe la creación del nuevo régimen de inversiones. El proyecto de ley ya obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados.
El Súper RIGI será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. La Argentina ya cuenta con dos centrales nucleares. No obstante, el gobierno considera que los reactores SMR constituyen una nueva actividad.
También está el antecedente del reactor prototipo CAREM, cuyo desarrollo fue frenado tras una revisión independiente que sugirió realizar correcciones en el diseño. Fuentes al tanto del proceso señalaron a este medio que el proyecto de Meitner implica la construcción directa de un reactor comercial, sin pasar antes por un prototipo.
En cualquier caso, el desarrollo del ACR-300 se encuentra en un estadio aún preliminar. Meitner concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.
La empresa está empleando a un equipo de 120 profesionales, principalmente en Bariloche. Muchos profesionales provienen de Nucleoeléctrica y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Algunos inclusive dejaron el proyecto CAREM para sumarse a Meitner, en un contexto de bajos salarios y recorte presupuestario en la CNEA, que esta semana registró un conflicto mayor por la desvinculación de 61 contratados.
En paralelo, la empresa deberá licenciar el diseño y la construcción de un primer reactor ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear argentino. Una vez cumplidos con esos pasos y con la aprobación de la iniciativa por parte del Ministerio de Economía, la empresa proyecta que construirá el reactor en aproximadamente cinco años.
Se estima la creación de alrededor de 2000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación del reactor.
Cómo será el reactor ACR-300
Lacroze adelantó algunos puntos sobre el diseño ACR-300 y la perspectiva general del proyectoy negocio que impulsa Meitner en un evento realizado el mes pasado en Buenos Aires. Fue la primera presentación formal de la compañía que tiene a INVAP como accionista minoritario con el 40% de las acciones y a un grupo inversor liderado por el empresario estadounidense de origen iraní Hamid Ansari con el resto del paquete accionario.
El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente también reactores de agua presurizada.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.
Según Lacroze, la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó en el evento FIRST a comienzos de junio.
«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, concluyó en aquella oportunidad.
Pablo Franzetti (Meitner), Federico Ramos Napoli (secretario de Asuntos Nucleares), Luis Caputo (ministro de Economía) y Teófilo Lacroze (CEO de Meitner Energy).
Meitner Energy, la compañía conformada entre capitales estadounidenses e INVAP para desarrollar el reactor ACR-300, presentó este jueves ante el Ministerio de Economía una iniciativa privada por US$ 1200 millones para construir su primera unidad en la Argentina. La intención es poder calificar el proyecto al Súper RIGI, el régimen de incentivos para inversiones en nuevas actividades económicas que todavía debe ser aprobado por el Congreso.
El proyecto de Meitner Energy es el primero en ser anunciado para el futuro régimen de inversiones. También constituye la segunda iniciativa privada para el sector nuclear presentada ante el Ministerio de Economía en el gobierno de Javier Milei, luego de la propuesta que la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy formalizó este año para finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
En concreto, la iniciativa contempla la construcción en el complejo nuclear de Atucha de un ACR-300. Se trata de un reactor modular pequeño (SMR) con una potencia aproximada de 300 MWe. Su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal que opera las centrales nucleares, tendrá el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado. Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central.
La propuesta privada fue presentada este jueves por el CEO de Meitner, Teófilo Lacroze, acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli. «Es exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte el capital asumiendo el riesgo. Todo esto va en consonancia con los Lineamientos de la Política Nuclear Argentina que presentamos a finales de mayo», publicó Ramos Napoli en X.
Meitner Enegy presentará un proyecto de reactor SMR al Súper RIGI
Meitner Energy propone construir su primer reactor ACR-300 en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires.
La intención de la empresa es calificar el proyecto al Súper RIGI una vez que el Senado apruebe la creación del nuevo régimen de inversiones. El proyecto de ley ya obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados.
El Súper RIGI será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. La Argentina ya cuenta con dos centrales nucleares. No obstante, el gobierno considera que los reactores SMR constituyen una nueva actividad.
También está el antecedente del reactor prototipo CAREM, cuyo desarrollo fue frenado tras una revisión independiente que sugirió realizar correcciones en el diseño. Fuentes al tanto del proceso señalaron a este medio que el proyecto de Meitner implica la construcción directa de un reactor comercial, sin pasar antes por un prototipo.
En cualquier caso, el desarrollo del ACR-300 se encuentra en un estadio aún preliminar. Meitner concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.
La empresa está empleando a un equipo de 120 profesionales, principalmente en Bariloche. Muchos profesionales provienen de Nucleoeléctrica y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Algunos inclusive dejaron el proyecto CAREM para sumarse a Meitner, en un contexto de bajos salarios y recorte presupuestario en la CNEA, que esta semana registró un conflicto mayor por la desvinculación de 61 contratados.
En paralelo, la empresa deberá licenciar el diseño y la construcción de un primer reactor ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear argentino. Una vez cumplidos con esos pasos y con la aprobación de la iniciativa por parte del Ministerio de Economía, la empresa proyecta que construirá el reactor en aproximadamente cinco años.
Se estima la creación de alrededor de 2000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación del reactor.
Cómo será el reactor ACR-300
Lacroze adelantó algunos puntos sobre el diseño ACR-300 y la perspectiva general del proyectoy negocio que impulsa Meitner en un evento realizado el mes pasado en Buenos Aires. Fue la primera presentación formal de la compañía que tiene a INVAP como accionista minoritario con el 40% de las acciones y a un grupo inversor liderado por el empresario estadounidense de origen iraní Hamid Ansari con el resto del paquete accionario.
El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente también reactores de agua presurizada.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.
Según Lacroze, la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó en el evento FIRST a comienzos de junio.
«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, concluyó en aquella oportunidad.
La minería en Neuquén se rige hoy por una ley de procedimiento de 1975.
El gobierno de Neuquén abrió un debate en la Legislatura para «limpiar el mapa» de la minería en la provincia y tentar a nuevos inversores a una actividad hoy subexplotada, aunque complementaria a Vaca Muerta. Con la presentación de un Código de Procedimiento Minero actualizado y un inédito régimen para cobrar regalías sobre la extracción, Rolando Figueroa busca aval de los diputados para reescribir las reglas del sector.
La expectativa de la gestión está puesta, no solo en reactivar la mina de oro de Andacollo, en el Norte Neuquino, sino también ampliar la explotación de las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia y tentar a inversores con un yacimiento «de clase mundial» de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Si bien ambos proyectos los envió el gobernador a la Legislatura el 1 de marzo, el debate comenzó a tomar forma recién esta semana en la comisión de Energía. El miércoles, los diputados recibieron al director provincial de Minería, Carlos Portilla, y al director general de Legales, Elías Salazar, quienes explicaron los alcances de los cambios.
Los legisladores aún no pusieron fecha para someter el despacho a votación, algo que recién podría suceder tras el receso de invierno.
Los funcionarios indicaron que el nuevo código busca unificar la legislación vinculada a la materia y, principalmente, modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
«La idea principal es contener en un solo texto normativo toda esa legislación para hacer más expedito cada trámite y garantizar la estabilidad jurídica necesaria para las inversiones mineras y la sociedad en su conjunto», afirmó Portilla.
El nuevo código eleva a rango de ley las disposiciones ambientales, incorpora la tramitación electrónica de los expedientes mineros y contiene un capítulo específico de regulación de las concesiones relativas a minerales de tercera categoría, a las que el gobierno definió de «relevancia económica y social» por su vinculación con la construcción y la obra pública.
Estas concesiones tendrán una duración de diez años prorrogables por tres y pagarán un canon minero. Esto alcanzará a los nuevos trámites como a los que estén vigentes a partir de la sanción de la ley.
Salazar explicó que, para el caso de los minerales de primera y segunda categoría, se reforzaron algunas exigencias para obtener la concesión. «En el caso de los cateos, requieren denunciar un área y, a la vez, presentar un programa mínimo de trabajo que son requisitos técnicos para llevar adelante la exploración. Eso nos da elementos para saber si está realmente interesado en llegar a una explotación», apuntó.
La nueva legislación establece que, en los casos de liberación de áreas ocupadas por trámites o derechos mineros, de declaración de minas vacantes, caducas o abandonadas, la autoridad minera deberá notificar a la estatal Cormine para que, dentro de los 10 días posteriores, comunique su decisión de someter el área a investigación o bien solicitar la concesión de las minas.
Contra la «minería de café»
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados que la ley actual es «bastante permisiva», algo que vinculó a «otro contexto histórico donde la avidez por minerales no tenía la misma fuerza que ahora».
«Bajo esa legislación antigua, la provincia se ve llena en el mapa minero de solicitudes de cateo que tienen la posibilidad de pisar grandes áreas y dejarlas inamovibles hasta que se van cumpliendo los plazos para ir devolviendo hectáreas y conformar la mina», explicó.
Esa maniobra especulativa es la que intenta bloquear el nuevo código, según planteó, exigiendo un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
«Como está hoy, alguien puede pisar un área de interés por mucho tiempo esperando que venga alguien que sí tenga la inversión y tener que recurrir a esta persona que solamente hace, como le llamamos vulgarmente, minería de café», graficó.
Según los datos al 2025, Neuquén tiene unos 135 yacimientos mineros activos de los cuales más del 70% corresponde a áridos.
La minería sigue siendo una actividad poco explotada en la provincia: genera unos 3.800 puestos de empleo directos e indirectos y alcanzó el año pasado una producción total de 4.199.468 de toneladas. De esta cantidad, 3.578.066 toneladas correspondieron a rocas de aplicación, 615.658 toneladas a minerales industriales, y solo 5.744 toneladas a minerales de primera categoría.
Arenas para Vaca Muerta
Carlos Portilla, director de Minería, expuso en la Legislatura el proyecto.
Este año, el gobierno de Neuquén anunció la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén con el objetivo de «ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística» frente al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
También se hicieron las primeras pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia. Vista Energy es una de las operadoras más avanzadas en el proceso, con una cantera propia cuyo procesamiento se hace en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
Neuquén aplicó también una novedad en el tratamiento de este tipo de minerales, a los que asignó como de primera categoría y no de tercera, como sucede en provincias como Río Negro o Entre Ríos.
«Hemos logrado facilitado los trámites interpretando que las famosas arenas para fracking son de primera categoría. Porque contienen cuarzo, principalmente, y feldespato que son dos minerales que el Código de Minería los clasifica en la primera categoría», explicó Carlos Portilla.
«Por lo tanto, para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», sostuvo.
En paralelo a la sanción del Código de Procedimiento Minero, la Legislatura también deberá avanzar en el régimen de regalías mineras que aplicará tanto para los minerales de primera categoría, los de segunda y los de tercera que estén sobre tierras fiscales.
El proyecto fija dos tipos de porcentajes sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
El valor boca mina se determinará conforme al artículo 22 bis de la ley nacional 24.196.
También crea la Tasa de Fiscalización Minera, destinada a solventar las actividades de control, verificación y fiscalización que realice la autoridad de aplicación y que deberán pagar todos los sujetos obligados.
Otra vez el potasio
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados esta semana que una de las expectativas del área para generar un salto de escala de la actividad en Neuquén está puesta en el potasio.
«Tenemos identificado un recurso que puede ser de clase mundial, que es el potasio. La sal de potasio es ampliamente demandada hoy en el mundo, y no va a faltar mucho para que la Argentina lo requiera», explicó el funcionario, quien detalló que es «uno de los principales nutrientes para el agro».
«Vemos que nuestros yacimientos de potasio tienen una potencialidad importante de explotación. ¿Qué ocurre? Se ubican entre los 1.000 y los 1.500 metros de profundidad y, para extraerlo, hay que usar tecnologías que cada vez son más complejas, pero que ofrecen las soluciones. La naturaleza hizo lo suyo. Nosotros intentamos, con este código, facilitar las cuestiones administrativas para limpiar el mapa y que los inversores reales vengan», aseguró.
En Neuquén ya se conoce un antecedente vinculado al potasio que generó amplísimas expectativas en Rincón de los Sauces, pero que fracasó. Fue la inversión anunciada al sur de Mendoza del proyecto Potasio Río Colorado, que prometía puestos de trabajo, la construcción de una vía férrea y aportes económicos para infraestructura en la localidad petrolera de Neuquén.
La empresa brasileña Vale Do Rio Doce, que había adquirido los activos en 2009, finalmente confirmó en 2014 su decisión de venderlos y el yacimiento quedó paralizado hasta hoy.
Portilla insistió con que Neuquén cuenta con un yacimiento que es «de clase mundial», aunque reconoció que del lado mendocino se encuentra a menor profundidad y que «es mucho más fácil desde los aspectos de rentabilidad extraer ese potasio que el nuestro, aunque es el mismo».
La minería en Neuquén se rige hoy por una ley de procedimiento de 1975.
El gobierno de Neuquén abrió un debate en la Legislatura para «limpiar el mapa» de la minería en la provincia y tentar a nuevos inversores a una actividad hoy subexplotada, aunque complementaria a Vaca Muerta. Con la presentación de un Código de Procedimiento Minero actualizado y un inédito régimen para cobrar regalías sobre la extracción, Rolando Figueroa busca aval de los diputados para reescribir las reglas del sector.
La expectativa de la gestión está puesta, no solo en reactivar la mina de oro de Andacollo, en el Norte Neuquino, sino también ampliar la explotación de las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia y tentar a inversores con un yacimiento «de clase mundial» de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Si bien ambos proyectos los envió el gobernador a la Legislatura el 1 de marzo, el debate comenzó a tomar forma recién esta semana en la comisión de Energía. El miércoles, los diputados recibieron al director provincial de Minería, Carlos Portilla, y al director general de Legales, Elías Salazar, quienes explicaron los alcances de los cambios.
Los legisladores aún no pusieron fecha para someter el despacho a votación, algo que recién podría suceder tras el receso de invierno.
Los funcionarios indicaron que el nuevo código busca unificar la legislación vinculada a la materia y, principalmente, modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
«La idea principal es contener en un solo texto normativo toda esa legislación para hacer más expedito cada trámite y garantizar la estabilidad jurídica necesaria para las inversiones mineras y la sociedad en su conjunto», afirmó Portilla.
El nuevo código eleva a rango de ley las disposiciones ambientales, incorpora la tramitación electrónica de los expedientes mineros y contiene un capítulo específico de regulación de las concesiones relativas a minerales de tercera categoría, a las que el gobierno definió de «relevancia económica y social» por su vinculación con la construcción y la obra pública.
Estas concesiones tendrán una duración de diez años prorrogables por tres y pagarán un canon minero. Esto alcanzará a los nuevos trámites como a los que estén vigentes a partir de la sanción de la ley.
Salazar explicó que, para el caso de los minerales de primera y segunda categoría, se reforzaron algunas exigencias para obtener la concesión. «En el caso de los cateos, requieren denunciar un área y, a la vez, presentar un programa mínimo de trabajo que son requisitos técnicos para llevar adelante la exploración. Eso nos da elementos para saber si está realmente interesado en llegar a una explotación», apuntó.
La nueva legislación establece que, en los casos de liberación de áreas ocupadas por trámites o derechos mineros, de declaración de minas vacantes, caducas o abandonadas, la autoridad minera deberá notificar a la estatal Cormine para que, dentro de los 10 días posteriores, comunique su decisión de someter el área a investigación o bien solicitar la concesión de las minas.
Contra la «minería de café»
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados que la ley actual es «bastante permisiva», algo que vinculó a «otro contexto histórico donde la avidez por minerales no tenía la misma fuerza que ahora».
«Bajo esa legislación antigua, la provincia se ve llena en el mapa minero de solicitudes de cateo que tienen la posibilidad de pisar grandes áreas y dejarlas inamovibles hasta que se van cumpliendo los plazos para ir devolviendo hectáreas y conformar la mina», explicó.
Esa maniobra especulativa es la que intenta bloquear el nuevo código, según planteó, exigiendo un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
«Como está hoy, alguien puede pisar un área de interés por mucho tiempo esperando que venga alguien que sí tenga la inversión y tener que recurrir a esta persona que solamente hace, como le llamamos vulgarmente, minería de café», graficó.
Según los datos al 2025, Neuquén tiene unos 135 yacimientos mineros activos de los cuales más del 70% corresponde a áridos.
La minería sigue siendo una actividad poco explotada en la provincia: genera unos 3.800 puestos de empleo directos e indirectos y alcanzó el año pasado una producción total de 4.199.468 de toneladas. De esta cantidad, 3.578.066 toneladas correspondieron a rocas de aplicación, 615.658 toneladas a minerales industriales, y solo 5.744 toneladas a minerales de primera categoría.
Arenas para Vaca Muerta
Carlos Portilla, director de Minería, expuso en la Legislatura el proyecto.
Este año, el gobierno de Neuquén anunció la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén con el objetivo de «ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística» frente al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
También se hicieron las primeras pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia. Vista Energy es una de las operadoras más avanzadas en el proceso, con una cantera propia cuyo procesamiento se hace en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
Neuquén aplicó también una novedad en el tratamiento de este tipo de minerales, a los que asignó como de primera categoría y no de tercera, como sucede en provincias como Río Negro o Entre Ríos.
«Hemos logrado facilitado los trámites interpretando que las famosas arenas para fracking son de primera categoría. Porque contienen cuarzo, principalmente, y feldespato que son dos minerales que el Código de Minería los clasifica en la primera categoría», explicó Carlos Portilla.
«Por lo tanto, para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», sostuvo.
En paralelo a la sanción del Código de Procedimiento Minero, la Legislatura también deberá avanzar en el régimen de regalías mineras que aplicará tanto para los minerales de primera categoría, los de segunda y los de tercera que estén sobre tierras fiscales.
El proyecto fija dos tipos de porcentajes sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
El valor boca mina se determinará conforme al artículo 22 bis de la ley nacional 24.196.
También crea la Tasa de Fiscalización Minera, destinada a solventar las actividades de control, verificación y fiscalización que realice la autoridad de aplicación y que deberán pagar todos los sujetos obligados.
Otra vez el potasio
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados esta semana que una de las expectativas del área para generar un salto de escala de la actividad en Neuquén está puesta en el potasio.
«Tenemos identificado un recurso que puede ser de clase mundial, que es el potasio. La sal de potasio es ampliamente demandada hoy en el mundo, y no va a faltar mucho para que la Argentina lo requiera», explicó el funcionario, quien detalló que es «uno de los principales nutrientes para el agro».
«Vemos que nuestros yacimientos de potasio tienen una potencialidad importante de explotación. ¿Qué ocurre? Se ubican entre los 1.000 y los 1.500 metros de profundidad y, para extraerlo, hay que usar tecnologías que cada vez son más complejas, pero que ofrecen las soluciones. La naturaleza hizo lo suyo. Nosotros intentamos, con este código, facilitar las cuestiones administrativas para limpiar el mapa y que los inversores reales vengan», aseguró.
En Neuquén ya se conoce un antecedente vinculado al potasio que generó amplísimas expectativas en Rincón de los Sauces, pero que fracasó. Fue la inversión anunciada al sur de Mendoza del proyecto Potasio Río Colorado, que prometía puestos de trabajo, la construcción de una vía férrea y aportes económicos para infraestructura en la localidad petrolera de Neuquén.
La empresa brasileña Vale Do Rio Doce, que había adquirido los activos en 2009, finalmente confirmó en 2014 su decisión de venderlos y el yacimiento quedó paralizado hasta hoy.
Portilla insistió con que Neuquén cuenta con un yacimiento que es «de clase mundial», aunque reconoció que del lado mendocino se encuentra a menor profundidad y que «es mucho más fácil desde los aspectos de rentabilidad extraer ese potasio que el nuestro, aunque es el mismo».
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el período 13/07/2026 al 02/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se registraron 24 ofertas por un volumen total de 20.650.000 metros cúbicos día, y Precios Promedio Ponderado de U$S 3,98 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,76 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Desde Neuquén se ofrecieron 8.550.000 m3/día. Desde Chubut 3.800.000 m3/día. Desde Tierra del Fuego 6.400.000 m3/día. Desde Noroeste 1.000.000 m3/día, y desde Santa Cruz 900.000 m3/día.
Los PPP en el PIST fueron de U$S 4,15 el MBTU desde Neuquen y desde Noroeste; U$S 3,82 el MBTU desde Chubut y Santa Cruz; y U$S 3,83 desde Tierra del Fuego.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) instruyó, a través de la Resolución 199/2026, a las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural y a las concesionarias de transporte y distribución de electricidad de jurisdicción federal, a inscribirse en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), dependiente de la Oficina Anticorrupción. Tendrán un periodo de un año para adherirse.
El nuevo Directorio del ENReGE, integrado por su vicepresidente, Vicente Serra; el vocal primero, Marcelo Nachón; la vocal segunda, Griselda Lambertini; y el vocal tercero, Sergio Falzone, concluyó que resulta oportuno y necesario instrumentar políticas de promoción de integridad, transparencia y buenas prácticas empresariales impulsadas por el Estado Nacional.
Esta propuesta constituye una herramienta apropiada para promover una interacción entre el organismo regulador y los actores del sector privado, guiada por los valores de transparencia, competitividad y eficiencia, con el fin de profundizar la prevención y la lucha contra la corrupción, así como combatir los factores que puedan favorecer conductas ilícitas, se indicó.
Por otro lado, los demás sujetos de la industria del gas definidos en la Ley Marco 24.076, así como los otros agentes y actores reconocidos del mercado eléctrico conforme a la Ley 24.065, quedan invitados a inscribirse al RITE durante un periodo de adhesión de dos años, siguientes a la entrada en vigencia de la resolución 199/26.
El ENReGE tiene como objetivo principal alcanzar los estándares internacionales aplicados por distintos entes reguladores, siguiendo los lineamientos propuestos por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) para favorecer la inserción de la República Argentina en el comercio mundial, conforme a lo previsto en el artículo 3° del Decreto 70/2023.
Cabe recordar que el RITE funciona como una plataforma online, gratuita y de adhesión voluntaria, destinada a ayudar a organizaciones de todos los tamaños a desarrollar, mejorar y registrar sus programas de integridad y su vinculación con distintos organismos del Estado.
Como consecuencia de la ola polar, en las últimas horas se intensificaron los cortes de gas a industrias y estaciones de GNC. La medida es esperable porque en los días de frío extremo no hay capacidad de transporte de gas suficiente para garantizarle el suministro a todos los agentes del sistema y en ese escenario siempre se privilegia a los hogares.
Sin embargo, la novedad de este año es que aún durante días templados de mayo y junio las industrias sufrieron muchos más cortes que el año pasado, pese a que la producción de gas es mayor, aumentó la capacidad de transporte desde Vaca Muerta y el país importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado. ¿Por qué ahora sí y antes no?
La explicación hay que buscarla en una serie de medidas que ha venido tomando el gobierno para que productores, distribuidoras y consumidores vuelva a operar bajo las reglas básicas de la licencia del servicio, después de más de 20 años en los que la intervención estatal había desdibujado el funcionamiento del mercado.
El regreso de los contratos
Durante casi dos décadas, la fuerte intervención del Estado sobre el mercado gasífero terminó modificando en la práctica el funcionamiento previsto por los contratos de abastecimiento y de transporte. Las asignaciones de capacidad dejaron de reflejar el origen efectivo del gas y la administración cotidiana del sistema pasó a depender crecientemente de decisiones discrecionales del Poder Ejecutivo.
Como consecuencia, muchas cláusulas contractuales quedaron prácticamente desactivadas. Una de ellas fue el denominado ‘contrato de transporte en firme con ventana‘, utilizado principalmente por las industrias P3 abastecidas por distribuidoras.
Ese contrato garantiza capacidad firme durante unos 300 días al año, pero habilita a la distribuidora a interrumpir el servicio durante aproximadamente 60 días cuando la capacidad de transporte debe priorizar el abastecimiento residencial. Durante años esa ventana existió en los contratos, pero su utilización fue excepcional.
Qué cambió este año
En marzo, el Gobierno redefinió a través de la resolución 66/26 el mix de transporte asignado a cada distribuidora para que reflejara con mayor precisión el origen efectivo del gas que abastece a cada zona del país. Esa modificación permitió que las empresas comenzaran a administrar el sistema de acuerdo con las condiciones originalmente previstas en los contratos.
El resultado fue que las cláusulas de ‘firme con ventana’ dejaron de ser una formalidad testimonial y comenzaron a aplicarse efectivamente. Es decir, durante este año las distribuidoras tuvieron que reformular sus propios contratos de suministro de gas natural firmados con productores y comercializadores y, al mismo tiempo, adecuar los contratos de acceso al sistema de gasoductos troncales con las transportistas TGN y TGS para reflejar la nueva asignación de capacidad dispuesta por la Secretaría de Energía.
Esa reestructuración aguas arriba terminó modificando la forma en que se administra el abastecimiento de gas durante los picos de demanda invernal, con coletazos sobre los grandes usuarios industriales, que funcionan como una suerte de “buffer” del sistema cuando comienza a crecer la demanda prioritaria de los usuarios residenciales durante los meses de mayor consumo.
Con un agravante. Hasta el año pasado, la empresa estatal Enarsa actuaba, en los hechos, como proveedor de gas de última instancia. Es decir, aportaba el gas adicional necesario para cubrir los «desbalanceos» que se generaban durante los días de mayor demanda, evitando que distribuidoras, comercializadores y grandes usuarios quedaran expuestos a faltantes de suministro por haber consumido más gas del efectivamente contratado.
Hasta el año pasado esos volúmenes adicionales eran provistos por Enarsa y posteriormente abonados por las distribuidoras, comercializadoras e industrias, por lo general a un precio menor al que lo había pagado Enarsa.
Este invierno Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia. En su lugar empezaron a ganar protagonismo comercializadores privados y, en particular, Trafigura, que pasó a desempeñar un papel central en la comercialización del gas natural licuado (GNL) importado a través de la terminal regasificadora de Escobar.
La diferencia es que ese gas tiene un costo significativamente mayor. El precio internacional del GNL superó los US$ 15 por millón de BTU como consecuencia de la guerra entre Israel e Irán, muy por encima de los valores que predominan en el mercado doméstico.
En ese contexto, para las distribuidoras resulta mucho más complejo garantizar el abastecimiento físico de todo el gas comprometido con sus distintos segmentos de clientes —hogares, industrias, estaciones de GNC y comercios— sin incurrir en mayores costos de aprovisionamiento, porque además el gobierno no autorizó a las distribuidoras a trasladar el costo del GNL a las tarifas residenciales de invierno, sino que el Estado accedió a financiarlas en seis cuotas mensuales a partir de noviembre por medio del mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), aunque por el momento esa decisión no se formalizó en ninguna resolución del Ejecutivo.
La discusión de fondo
En base a este novedoso contexto de cambios que se están instrumentando a partir de este año, grandes industrias consultadas por EconoJournalsostienen que, en varios casos, las distribuidoras están utilizando la ventana contractual de corte no porque exista una saturación física en los gasoductos, sino porque no contrataron suficiente gas para abastecer simultáneamente a todos sus clientes.
La diferencia no es menor. Si el problema es falta de capacidad de transporte, las distribuidoras están habilitada a activar la ventana prevista en los contratos. Pero si la limitación responde a un faltante comercial de gas, las industrias entienden que corresponde convocar al comité de emergencia del ente regulador —antes del Enargas, ahora del ENREGE— para verificar si otros productores o comercializadores disponen de volúmenes que puedan abastecer esa demanda.
«En mayo y junio de este año las restricciones y cortes de gas más que se duplicaron con relación a los mismos meses del año pasado y la razón no es la falta de oferta de gas, porque este año hay más gas disponible en el sistema», explicó el director comercial de una gran industria de Córdoba, una de las provincias —el suministro está a cargo de EcoGas— que más restricciones de gas registró en los últimos dos meses.
En la visión extendida de las industrias, aplicar directamente el corte evita exponer públicamente que la distribuidora enfrenta un problema de abastecimiento propio. Como indicó Nicolás Arceo, director de Economía & Energía, en el último episodio de Dínamo, este invierno el sistema cuenta con más producción disponible que hace un año porque hay una mayor cantidad de pozos de gas enganchados en Vaca Muerta. A eso se suma que la Argentina importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado a través de la terminal de Escobar.
Por eso, la paradoja no radica en la disponibilidad física de gas. El cambio pasa por otro lado: después de muchos años de intervención estatal, el mercado comenzó a volver a operar bajo las reglas contractuales originales. Y esa normalización dejó al descubierto tensiones comerciales que hasta ahora permanecían ocultas o poco visibles.
La Argentina atraviesa uno de los mejores momentos de su historia energética, pero ese desempeño todavía no se refleja en un ingreso significativo de inversión extranjera directa. Mientras el Gobierno destaca los anuncios de grandes proyectos y las reformas promercado, los datos muestran que el país continúa rezagado en la región. ¿Qué explica esta brecha entre el potencial económico y las decisiones de inversión?
En lo que va de 2026, la balanza comercial energética argentina atraviesa uno de los mejores momentos de su historia. El país consolidó su condición de exportador neto de energía gracias al crecimiento de la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta y a la fuerte reducción de las importaciones de combustibles. Los datos reflejan la magnitud del cambio. En enero, el superávit energético alcanzó los US$ 618 millones, equivalente a cerca del 31% del superávit comercial total del mes; en el primer trimestre llegó a un récord de US$ 2.405 millones, el mayor registrado para ese período desde que existen estadísticas comparables; en marzo obtuvo un saldo positivo de US$ 1.090 millones, máximo histórico mensual; y en mayo ascendió a US$ 1.513 millones, aportando alrededor del 43% del superávit comercial del país.
Este desempeño responde al crecimiento sostenido de las exportaciones de petróleo desde Vaca Muerta, al aumento de la producción de gas natural —que redujo significativamente la necesidad de importar GNL y combustibles líquidos— y a un contexto internacional de precios del petróleo relativamente elevados, que favoreció el valor de las exportaciones.
Las perspectivas para el resto de 2026 también son alentadoras. Si se mantienen los actuales niveles de producción y los precios internacionales, distintas estimaciones ubican el superávit energético anual en torno a los US$ 11.000 millones, lo que constituiría un nuevo récord histórico. La energía parece haber encontrado el rumbo. La incógnita es si el resto de la economía y, especialmente, la capacidad del país para atraer inversiones estarán a la altura de ese desempeño.
¿Y las inversiones?
Durante el último año, el presidente Javier Milei ubicó a la inversión extranjera directa (IED) en el centro de su discurso económico, presentándola como uno de los principales indicadores del éxito de las reformas impulsadas por su administración. Según sostuvo en noviembre de 2025, los anuncios de inversión vinculados a proyectos estratégicos —entre ellos el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los desarrollos conjuntos entre YPF y ENI y diversas iniciativas tecnológicas— alcanzaban la exorbitante cifra de US$ 100.000 millones. Se trata de una cifra significativa, equivalente a más de la mitad de toda la inversión extranjera directa recibida por América Latina en un año.
El Gobierno identifica al RIGI como la principal herramienta para canalizar inversiones de gran escala hacia sectores estratégicos como minería, energía, hidrocarburos, litio, cobre e infraestructura, bajo la premisa de que la estabilidad normativa y los incentivos de largo plazo constituyen condiciones indispensables para atraer capital internacional. Al mismo tiempo, reconoce que la consolidación de ese proceso requiere resolver limitaciones estructurales, entre ellas el déficit de infraestructura y el elevado costo del financiamiento. En este contexto, resulta significativo que el mayor proyecto presentado bajo el RIGI corresponda a una empresa de mayoría estatal: YPF anunció para el desarrollo LLL Oil una inversión prevista de US$ 25.000 millones a ejecutarse durante quince años.
Sin embargo, para evaluar estos anuncios resulta conveniente distinguir entre compromisos de inversión y flujos efectivos de inversión extranjera directa. No todos pueden distinguir la diferencia. Los anuncios reflejan decisiones empresariales cuya ejecución puede extenderse durante varios años, mientras que la IED registra exclusivamente el capital que efectivamente ingresa al país en un período determinado y se contabiliza en la balanza de pagos. Esta diferencia metodológica explica por qué un elevado volumen de proyectos anunciados no necesariamente se traduce, al menos en el corto plazo, en un incremento equivalente de la inversión efectivamente registrada.
La Argentina frente a América Latina
La minería y la energía constituyen hoy los principales motores de la inversión extranjera directa en América Latina. Una parte sustancial de los US$ 194.233 millones recibidos por la región en 2025 se concentró en proyectos vinculados con hidrocarburos, minerales críticos, energías renovables e infraestructura energética, sectores impulsados por la transición energética y la creciente demanda de recursos estratégicos. Brasil volvió a consolidarse como el principal receptor regional al captar US$ 77.676 millones —casi el 40% del total latinoamericano—, impulsado por inversiones en petróleo offshore, energías renovables, biocombustibles e infraestructura. México recibió US$ 43.221 millones gracias al proceso de nearshoring y a su integración productiva con Estados Unidos. Chile captó US$ 14.152 millones apoyado en el cobre y el litio; Perú recibió US$ 11.794 millones destinados principalmente a proyectos mineros; y Colombia obtuvo US$ 11.469 millones concentrados en hidrocarburos, minería y energías renovables.
En conjunto, estos cinco países concentraron alrededor del 81% de toda la inversión extranjera directa recibida por América Latina durante 2025, confirmando que la disponibilidad de recursos naturales estratégicos, la integración a las cadenas globales de valor y la capacidad para desarrollar proyectos de gran escala continúan siendo los principales determinantes de la localización del capital internacional.
El caso argentino contrasta con ese escenario. En 2025 el país captó apenas US$ 3.134 millones, equivalentes al 1,6% de la inversión extranjera directa recibida por América Latina y el Caribe, ubicándose por detrás de Brasil, México, Chile, Perú y Colombia. Esta brecha plantea un interrogante central: ¿por qué un país que atraviesa uno de los mejores momentos de su historia energética continúa recibiendo una proporción tan reducida de la inversión extranjera que llega a la región?
¿Por qué tan poco?
Desde la perspectiva de los inversores internacionales, la estabilidad de un país no depende únicamente de sus indicadores macroeconómicos, sino también de la previsibilidad institucional y de la continuidad de las políticas económicas. En ese sentido, la Argentina registró avances significativos durante el último año, aunque todavía no reúne las condiciones necesarias para ser percibida como un destino plenamente consolidado para inversiones de largo plazo.
Entre los aspectos mejor valorados se destacan la marcada desaceleración de la inflación respecto de 2023 y 2024, la obtención de superávit fiscal primario —e incluso financiero en varios meses—, la flexibilización gradual de las restricciones cambiarias, la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y el compromiso oficial con una agenda de reformas orientadas al mercado.
Estas señales mejoraron la percepción macroeconómica del país, pero aún conviven con dudas sobre la continuidad de las reformas y su sostenibilidad más allá del actual ciclo político.
Persisten, además, factores que continúan elevando la percepción de riesgo. El prolongado historial de modificaciones en los regímenes cambiario, tributario y regulatorio debilitó la previsibilidad de las reglas económicas; el riesgo político sigue siendo particularmente relevante para proyectos de minería, energía e infraestructura, cuya recuperación de la inversión puede extenderse entre veinte y cuarenta años; y, aunque el costo del financiamiento disminuyó, el riesgo país continúa siendo elevado en comparación con la mayoría de las economías latinoamericanas, encareciendo el acceso al crédito y aumentando el costo de oportunidad del capital. A ello se suma un aspecto que los grandes inversores consideran decisivo: la fortaleza institucional. La independencia del Poder Judicial, la estabilidad regulatoria y la capacidad del Estado para garantizar el cumplimiento de las reglas de largo plazo pesan tanto como los indicadores económicos al momento de decidir una inversión.
Geopolítica, ideología e inversión
En el debate público suele asumirse que una relación estratégica con Estados Unidos se traduce automáticamente en un mayor ingreso de inversión extranjera directa. La evidencia disponible no confirma esa conclusión. Una estrecha relación política y diplomática con Washington puede fortalecer la confianza institucional, mejorar la percepción de estabilidad macroeconómica y facilitar el acceso al financiamiento internacional —en parte por la influencia que Estados Unidos ejerce en organismos como el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial—, además de favorecer inversiones en sectores estratégicos como energía, minería, tecnología, defensa y telecomunicaciones. Del mismo modo, la creciente competencia geopolítica entre Estados Unidos y China incrementó el interés por asegurar el abastecimiento de minerales críticos, recursos energéticos y cadenas de suministro más seguras, generando oportunidades para países capaces de ofrecer estabilidad, previsibilidad y proyectos competitivos. Sin embargo, ninguno de estos factores sustituye el criterio central de cualquier decisión empresarial: la rentabilidad esperada.
La experiencia latinoamericana resulta ilustrativa. Brasil continúa siendo el principal receptor regional de inversión extranjera por el tamaño de su mercado, su base industrial y sus recursos energéticos y mineros; México mantiene un flujo sostenido de capitales gracias a su integración productiva con Estados Unidos a través del T-MEC y al proceso de nearshoring; Chile preserva su atractivo por su liderazgo mundial en cobre y litio; y Colombia continúa captando inversiones apoyada en sus recursos naturales. Se trata de ventajas estructurales que anteceden a los gobiernos actuales y que probablemente subsistan más allá de los cambios políticos.
Además, una parte considerable de la inversión extranjera responde a decisiones adoptadas varios años antes de su ejecución: una mina de cobre, un proyecto de litio o un desarrollo petrolero pueden requerir entre cinco y diez años desde la exploración hasta el desembolso de la mayor parte del capital, razón por la cual los flujos observados durante un gobierno reflejan, en parte, decisiones tomadas bajo administraciones anteriores. Este fenómeno también explica por qué gobiernos identificados con distintas orientaciones ideológicas continuaron recibiendo importantes inversiones. Bajo Luiz Inácio Lula da Silva se mantuvieron incentivos para la inversión industrial, energética y vinculada a la transición verde; durante la administración de Andrés Manuel López Obrador, el nearshoring y el T-MEC impulsaron una fuerte entrada de capitales pese a las diferencias con algunas empresas privadas; Gabriel Boric promovió reformas preservando los pilares institucionales de Chile, mientras la minería siguió atrayendo inversiones; y Gustavo Petro generó incertidumbre en algunos segmentos del sector hidrocarburífero sin impedir que Colombia continuara captando capitales mediante proyectos ya iniciados y nuevas inversiones en otros sectores. Las comparaciones sugieren, por lo tanto, que la orientación ideológica de un gobierno puede influir, de manera positiva o negativa, en la inversión extranjera. Sin embargo, son las políticas que efectivamente implementa y la credibilidad que estas generan las que, en última instancia, determinan las decisiones de inversión. El capital es, en ese sentido, mucho más pragmático de lo que suele suponerse. La situación argentina presenta una particularidad adicional. Si bien el Gobierno impulsó un conjunto de reformas orientadas al mercado, los inversores todavía evalúan si esas transformaciones lograrán consolidarse más allá del actual mandato y si la mayoría de los proyectos vinculados al RIGI alcanzará la etapa de desembolsos efectivos.
En otras palabras, el interrogante ya no parece ser si la Argentina ofrece oportunidades de inversión —sus recursos naturales y el desempeño reciente del sector energético indican claramente que sí—, sino si será capaz de demostrar que las condiciones que hoy vuelven atractivos esos proyectos permanecerán vigentes durante las próximas dos o tres décadas.
En definitiva, la estabilidad macroeconómica, la calidad institucional, la previsibilidad de las reglas y la capacidad para sostener políticas de largo plazo continúan pesando mucho más que cualquier alineamiento geopolítico o afinidad ideológica.
YPF anunció este lunes la firma de acuerdos para sumar a Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG, mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas no convencional de Vaca Muerta afectados a la iniciativa.
Según detalló el sitio especializado MasE, Eni y XRG adquirirán el 32% del capital social cada una, mientras que YPF conservará el 36%.
Los bloques que pasarán a manos de la sociedad son Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, las mismas áreas que la provincia del Neuquén reconvirtió a no convencional y concesionó a la petrolera estatal. La transacción está sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación, por parte de la Autoridad de Aplicación, de la cesión de esas áreas de YPF a UPCO ARLNG I. A partir de la firma, los bloques quedan dedicados al proyecto exportador.
Las dos compañías ya eran socias de YPF en el tramo de licuefacción y exportación; con este paso entran también al upstream, es decir, a la etapa de producción del gas en boca de pozo. Quedan así presentes a lo largo de toda la cadena de valor: desde la extracción en Vaca Muerta hasta la venta de GNL en los mercados internacionales.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global“, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El acuerdo llega después de que YPF consolidara el control de las áreas. El pasado 30 de abril, la petrolera adquirió mediante un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol el 50% que esta detentaba en los bloques, con lo que pasó a ser titular del 100% antes de abrir el capital a sus dos socios internacionales.
Argentina LNG es una iniciativa integrada de gran escala que articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con la infraestructura de midstream y licuefacción, con el objetivo de abastecer GNL a los mercados internacionales.
YPF lanzó la tercera edición del programa Jóvenes en Ingeniería, una convocatoria destinada a ingenieros graduados que quieran sumarse a equipos técnicos y participar en proyectos de infraestructura considerados estratégicos para el país.
La fecha estimada de ingreso al programa será en septiembre de 2026 y la postulación se realiza de manera online, a través del sitio de oportunidades laborales de la compañía. En la página oficial, YPF mantiene disponible el botón para iniciar la inscripción.
La propuesta está pensada para profesionales con formación técnica y experiencia previa en áreas vinculadas al diseño, la planificación, los costos, la gestión de ingeniería, los procesos y la seguridad de proyectos.
Qué propone el programa Jóvenes en Ingeniería de YPF
Según detalla YPF, el programa permite participar en proyectos de infraestructura relevantes para el país, trabajar junto a equipos técnicos de alto nivel y recorrer distintas etapas de proyectos y operaciones de la compañía.
El objetivo es que los participantes desarrollen una mirada integral de la ingeniería aplicada a desafíos reales de la industria energética. No se trata sólo de tareas técnicas: también implica conocer cómo se planifican, coordinan y ejecutan proyectos dentro de una empresa con operaciones en distintas regiones.
La convocatoria forma parte de las iniciativas de talento joven de YPF y apunta a perfiles que puedan integrarse a proyectos de infraestructura con impacto en la matriz energética argentina.
Quiénes pueden postularse al programa
Para anotarse en Jóvenes en Ingeniería, los interesados deben haber egresado de alguna de estas carreras:
Ingeniería Mecánica.
Ingeniería Electromecánica.
Ingeniería Eléctrica.
Ingeniería Electrónica.
Ingeniería Química.
Ingeniería Civil.
Ingeniería en Materiales.
Ingeniería Aeronáutica.
Además, la compañía solicita contar con al menos dos años de experiencia en gestión de ingeniería o procesos, seguridad en el diseño, planificación, estimación o costos de proyectos. También se requiere nivel de inglés intermedio o avanzado.
Otro punto clave es la disponibilidad para viajar y participar en proyectos en distintas locaciones, ya que las obras e iniciativas de infraestructura de YPF pueden desarrollarse en diferentes puntos del país.
Cómo anotarse a Jóvenes en Ingeniería de YPF
La inscripción se realiza desde el sitio de oportunidades laborales de YPF. Allí, dentro de la página del programa Jóvenes en Ingeniería, se encuentra el botón de postulación para completar el proceso online.
La compañía informó que el ingreso estimado será en septiembre de 2026. Sin embargo, en la información oficial consultada no se detalla una fecha de cierre para la inscripción.
Por ese motivo, quienes cumplan los requisitos deberían revisar la convocatoria y postularse cuanto antes desde el canal oficial, para evitar quedar afuera si el proceso se cierra sin nuevo aviso.
Preguntas frecuentes sobre Jóvenes en Ingeniería de YPF
¿El programa es para estudiantes o graduados? La convocatoria está dirigida a profesionales graduados en carreras de ingeniería incluidas en los requisitos del programa.
¿Cuánta experiencia pide YPF? Se solicita al menos dos años de experiencia en gestión de ingeniería o procesos, seguridad en el diseño, planificación, estimación o costos de proyectos.
¿Qué nivel de inglés se necesita? YPF pide nivel de inglés intermedio o avanzado.
¿Hay que viajar para participar del programa? Sí. La convocatoria exige disponibilidad para viajar y participar en proyectos en distintas locaciones.
¿Cuándo empieza Jóvenes en Ingeniería? La fecha estimada de ingreso informada por YPF es septiembre de 2026.
¿Hasta cuándo hay tiempo para anotarse? La página oficial del programa no informa una fecha de cierre para la inscripción.
El Gobierno nacional oficializó un nuevo aumento del impuesto a los combustibles que comienza a regir desde este 1° de julio de 2026 y, al mismo tiempo, decidió volver a postergar parte de las actualizaciones pendientes para la nafta y el gasoil.
La medida fue establecida en la primera edición del Boletín Oficial de julio, mediante el Decreto 562/2026 de Combustibles, con las firmas del presidente Javier Milei, el ministro de Economía, Luis Caputo y el nuevo jefe de Gabinete, Diego Santilli. De esta forma se modificó el cronograma vigente para la aplicación de los incrementos derivados de las actualizaciones correspondientes a 2024, 2025 y parte de 2026.
Según el decreto, la actualización alcanza al Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Impuesto al Dióxido de Carbono, aunque el Poder Ejecutivo resolvió diferir nuevamente una porción de los aumentos remanentes con el objetivo de sostener el sendero fiscal definido por el Gobierno.
La norma incorpora un nuevo esquema de incrementos para los hechos imponibles que se perfeccionen entre el 1° y el 31 de julio de 2026. En el caso de la nafta sin plomo, la nafta de más de 92 RON y la nafta virgen, el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos aumentará $21,192 por unidad de medida, mientras que el Impuesto al Dióxido de Carbono se incrementará en $1,298.
Para el gasoil, el incremento será de $18,959 en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos, de $10,266 en el tratamiento diferencial previsto para determinadas jurisdicciones y de $2,161 en el Impuesto al Dióxido de Carbono.
El tratamiento diferencial para el gasoil continúa vigente para el consumo en el área de influencia integrada por las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del partido bonaerense de Patagones y el departamento mendocino de Malargüe.
El Gobierno volvió a postergar parte de las actualizaciones
Además de aplicar el incremento correspondiente a julio, el decreto modifica el esquema fijado por el Decreto 617/2025 y establece que los remanentes de las actualizaciones de los impuestos correspondientes al año calendario 2024 y al primer y segundo trimestre de 2025 continuarán aplicándose de manera escalonada.
En ese sentido, el texto dispone que el incremento total pendiente derivado de las actualizaciones de los años calendario 2024 y 2025, junto con la correspondiente al primer trimestre de 2026, “surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de agosto de 2026, inclusive“, según establece el Decreto 562/2026.
Entre los fundamentos de la decisión, el Poder Ejecutivo sostuvo que “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
Por último, el decreto también recuerda que los montos fijos de estos tributos se actualizan en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) elaborado por el INDEC, conforme al mecanismo previsto en la Ley 23.966 y en el Decreto 501/2018, aunque durante los últimos meses distintas normas fueron postergando sucesivamente la aplicación plena de esas actualizaciones.
El Gobierno nacional oficializó este miércoles una nueva actualización de las tarifas de electricidad y gas durante julio. Según datos aportados por la Secretaría de Energía, las boletas de gas aumentarán en promedio 3,01% a nivel nacional, mientras que en el caso de la electricidad la suba será de 1,5% para los usuarios del AMBA.
Las medidas fueron publicadas en el Boletín Oficial mediante resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), disposiciones de la Secretaría de Energía y el Decreto 562/2026.
En el caso de la electricidad, el ENReGE aprobó nuevos cuadros tarifarios para Edenor y Edesur aplicables a usuarios residenciales, comerciales y el resto de las categorías. El organismo explicó que la actualización responde a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC), lo que derivó en un ajuste del componente de distribución del 2,39%. Como resultado, el Costo Propio de Distribución aumentó un 2,95% en Edenor y un 2,76% en Edesur.
En concreto, las tarifas en el AMBA subirán 5% en promedio para casi el 40% de los usuarios residenciales que no perciben ningún tipo de subsidio. Para los comercios e industrias será más del doble. El resto de los hogares, sin embargo, tendrá una leve baja de 0,75% promedio porque el Gobierno decidió incrementar el porcentaje de bonificación que vienen percibiendo. El promedio ponderado que se informará oficialmente es 1,5%.
Para los usuarios residenciales sin subsidio, Edesur fijó un cargo variable de $153,935 por kWh para los primeros 150 kWh mensuales, mientras que Edenor estableció un valor de $154,881 por kWh para el mismo nivel de consumo.
En tanto, los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) continuarán recibiendo asistencia sobre un bloque de hasta 300 kWh mensuales, mientras que el consumo excedente será facturado a tarifa plena. El esquema también alcanza a clubes de barrio, entidades de bien público y organizaciones sin fines de lucro.
Los aumentos para el gas
En el servicio de gas natural, el ENReGE aprobó nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y Naturgy BAN. Para los usuarios residenciales sin subsidio de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires, el cargo fijo mensual quedó establecido en $22.606,14 para las categorías R1 a R3 y en $85.449,38 para la categoría R4.
En Naturgy BAN, los usuarios de la subzona Buenos Aires Norte abonarán un cargo fijo de $19.694,91 para las categorías R1 a R3 y de $74.776,64 para la categoría R4.
Los usuarios R1 sin subsidios del interior de la provincia de Buenos Aires, abastecidos por Camuzzi Gas Pampeana, van a tener un aumento en torno al 3%. Para la categoría R1 el cargo fijo aumenta de $4.251,80 a $4.383,88 y el cargo variable otros 3 puntos (de $275,48 a $283,69).
En paralelo, la Secretaría de Energía prorrogó la bonificación extraordinaria del 25% sobre el consumo de gas para los usuarios alcanzados por el régimen de subsidios focalizados. Para el servicio eléctrico, continuará vigente una bonificación del 16,59% sobre un consumo base de hasta 300 kWh mensuales, con el objetivo de atenuar el impacto de las nuevas tarifas.
En plena ola polar, el Gobierno ratificó la quita de subsidios al gas en todo el país, afirmó que ciertos sectores “nunca tuvieron que tenerlos” y volvió a defender el esquema de revisión de asistencia estatal en servicios públicos. El vocero presidencial Adrián Ravier fue quien encabezó la explicación del posicionamiento oficial ante la prensa en Casa Rosada.
Durante su primera conferencia al frente de la vocería, Ravier sostuvo que la política oficial apunta a que las tarifas de los servicios públicos “vayan retornando a sus precios libres, a sus precios de mercado, a sus costos, por lo menos para cubrir los costos”. En ese marco, reconoció que la medida implica incrementos en los valores finales.
El funcionario explicó el impacto del ajuste en los hogares y describió cambios en los hábitos de consumo con un polémico análisis. “Ahora que está más caro el gas, voy a tratar de abrigarme más que prender el gas”, señaló al ejemplificar cómo deberían modificarse conductas frente a la suba de precios.
Ravier también cuestionó el esquema anterior de financiamiento estatal y apuntó contra el peso fiscal de los subsidios. “Esos subsidios que se tenían que dar a las empresas como Camuzzi y Enargas o Edenor o Edesur y demás, alguien lo tiene que pagar”, afirmó durante su exposición.
En esa línea, sostuvo que el criterio del Gobierno es que “cada individuo, como es el principal beneficiario de ese servicio, debería ser el que aporte la tarifa”, en el marco de un proceso de revisión integral del sistema de asistencia energética del Estado.
Adrián Ravier: “Este gobierno selecciona a quién se le da subsidio y a quién no”
Más tarde, en una entrevista televisiva con Luis Majul en La Nación+, el vocero intentó aclarar sus dichos tras la repercusión pública. Allí defendió el esquema de segmentación y aseguró que el objetivo es concentrar la ayuda en los sectores de menores ingresos.
“Este gobierno selecciona a quién se le da subsidio y a quién no”, afirmó Ravier en diálogo con el periodista y cuestionó que sectores de ingresos altos reciban asistencia para pagar servicios esenciales. “No está bien que en un barrio cerrado y clase media alta, clase alta, tengan subsidios cuando quizás pueden pagar por estos servicios”, señaló y remarcó la necesidad de reasignar recursos dentro del esquema fiscal.
Finalmente, el vocero explicó que la política oficial busca evitar la emisión monetaria para sostener subsidios generalizados. “Queremos que los recursos vayan a donde más se necesitan”, afirmó.
Durante la entrevista, Luis Majul advirtió que las declaraciones podían interpretarse como una recomendación directa sobre el consumo energético. “¿De alguna manera lo que está diciendo es ‘abríguense porque la tarifa va a seguir subiendo’?”, preguntó el conductor.
El Vocero Presidencial, @AdrianRavier, en LN+, se refiere a sus dichos sobre el sinceramiento de las tarifas y el fin de los subsidios indiscriminados, donde el Estado deja de emitir para financiar privilegios y reasigna los recursos hacia quienes más los necesitan: “Este… pic.twitter.com/h7Qlkcgxwy
— Oficina de Respuesta Oficial (@RespOficial_Arg) July 1, 2026
Ravier rechazó esa lectura y aclaró que su planteo apuntaba a otro sector de la sociedad. “No, me refiero a tu caso, Luis, al mío, que quizás en una situación…”, respondió, en referencia al consumo en sectores con mayor capacidad de pago y arremetió con la anterior normativa sobre zonas frías: “Había subsidios para que el gas cueste más barato en zonas templadas”, advirtió y afirmó que se hicieron las correcciones correspondientes.
Majul replicó que intenta cuidar el uso de energía en su vida cotidiana. “Yo me abrigo bastante bien y trato de usar poca electricidad y poco gas”, sostuvo el periodista durante el intercambio en vivo y Ravier respondió: “Este gobierno sostiene los subsidios a los más desfavorecidos y les quita así subsidios a clases medias altas y altas que nunca debieron tenerlos”.
El vocero cerró la discusión y reconoció la necesidad de aclarar su mensaje inicial. “Era un poco ese el mensaje. Quizás no lo expresé bien y viene bien la pregunta para aclararlo”, concluyó.
Por la suba del precio del crudo registrada en el primer semestre, las petroleras que operan en el país registraron un fuerte ingreso adicional que no estaba previsto antes del inicio de la Guerra en Medio Oriente. “Son US$ 5.500 millones más de free cash flow para el sector hidrocarburífero que van a dinamizar inversión”, aseguró Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, quien analizó en Dínamo las perspectivas de la industria hidrocarburífera para el segundo semestre junto a Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, y Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy.
El panel repasó también en el streaming organizado por EconoJournal la licitación de baterías Alma Sadi, el impacto de la privatización de las hidroeléctricas del Comahue en las tarifas de invierno y el proyecto del Súper RIGI.
El segundo semestre en Vaca Muerta
Las declaraciones de inversión que las empresas hicieron a la Secretaría de Energía a comienzos de año rondaban los US$ 13.000 millones, en base a una proyección de barril en torno a los US$ 60. Con el precio actual del Brent en los mercados de futuros, de entre US$ 75 y 80 para el año, representaría US$ 5.500 millones adicionales de free cash flow para el sector hidrocarburífero, disponibles para dinamizar la inversión. “Nosotros creemos que se va a acelerar el nivel de inversión respecto a lo que estaba planificado”, sostuvo Arceo, que no descartó que ese número original pueda escalar hasta los US$ 15.000 millones.
En el plano del comercio exterior, el economista proyectó que el superávit comercial pasará de US$ 7.800 millones el año pasado a US$ 11.000 millones este año, impulsado por el mayor precio y el mayor volumen exportado. En el último trimestre las exportaciones de crudo rondarían los 400.000 barriles diarios. Para dimensionar el crecimiento, recordó que en 2022 la Argentina exportaba 100.000 barriles día, una cifra que se multiplicó por cuatro en apenas cuatro años: “El crecimiento fue muy significativo y esta condición lo acelera”.
De cara a 2027, si se mantiene la tendencia actual, proyectó un nivel de exportaciones promedio de 550.000 barriles diarios y un superávit comercial en torno a los US$ 14.500 millones.
Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, matizó el optimismo de corto plazo. “Lo que vamos a ver en este segundo semestre 2026 y 2027 va a ser una alta volatilidad de precio”, con una banda entre US$ 65 y 75 —un piso puesto por la prima de riesgo geopolítico y un techo por la sobreoferta global, que estimó entre 4,5 y 5 millones de barriles diarios provenientes de Estados Unidos, Sudamérica y, eventualmente, Medio Oriente—, y se mostró escéptico respecto de la durabilidad del acuerdo entre Estados Unidos e Irán: “No confiaría tanto en un acuerdo. Yo miraría qué es lo que está pasando con esos barcos día a día”.
Consultado sobre si el próximo salto inversor en Vaca Muerta podría verse afectado por eventos como la incertidumbre de un año electoral en 2027, Díaz relativizó el riesgo en el sector petrolero: “Ya tenés infraestructura que está disponible, que se va a usar independientemente del precio”.
El salto siguiente depende de los proyectos de GNL. A los dos proyectos encaminados —Southern Energy e YPF—, probablemente se le sumarán otros. En ese desarrollo, Díaz señaló que tendrán prioridad los proyectos brownfield — que aprovechan infraestructura de transporte y procesamiento ya existente— por sobre los greenfield, más difíciles de financiar en la región porque requieren capitales del exterior que, en general, no llegan a construir infraestructura desde cero. “Ya tuvimos anuncios en el pasado, experiencias con hidrógeno verde y demás que no han prosperado”, recordó.
Sistema eléctrico: privatización de las represas de Comahue, la factura de invierno y AlmaSADI
En el segmento eléctrico, el panel repasó la licitación de baterías de almacenamiento Alma SADI, que buscaba cubrir 770 megavatios y recibió ofertas por 8.350. “Eso habla de que el mercado, las empresas generadoras o nuevos desarrolladores confiaron en el instrumento que se diseñó para poder avanzar”, señaló Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, quien remarcó además que el precio promedio de adjudicación quedó por debajo del tope de US$ 12.500 fijado a partir de la licitación previa, AlmaGBA. Sobre el invierno en curso, Sager anticipó que julio se mantendrá con precios elevados por el costo del GNL importado, con una baja recién proyectada para agosto.
Respecto a las políticas oficiales en el sector, Arceo cuestionó el esquema bajo el cual se privatizaron las hidroeléctricas del Comahue, que llevó la remuneración hídrica de US$ 11 a US$ 19 por megavatio: “Deberían haber licitado gestión privada, y operación y mantenimiento privado”. A esa decisión sumó el acuerdo binacional con Paraguay —que llevó la remuneración de la generación hidroeléctrica binacional de US$ 13 a 26— y el esquema de gestión propia de combustible, que en conjunto explican buena parte del encarecimiento del sistema eléctrico en un invierno también presionado por el precio internacional del GNL.
Sobre el impacto fiscal, Arceo apuntó que los subsidios energéticos bajaron de US$ 9.800 millones en 2023 a US$ 3.999 millones el año pasado, y que, aunque subirán durante este invierno, el ratio sobre el PIB rondaría el 0,7%, por encima del 0,5% que preveía originalmente el Gobierno, pero sin representar un problema macroeconómico de magnitud.
Súper RIGI y la incógnita del gas natural licuado
Díaz, que hizo pública su defensa del Súper RIGI, aclaró que a su entender el régimen no está pensado para un proyecto como Argentina LNG, sino para los centros de datos e inteligencia artificial. Para el ejecutivo de Rystad Energy, la vía por la que el instrumento debería orientarse es dándole a los productores de Vaca Muerta una opción adicional de monetización del gas, más allá del GNL.
Minas Argentinas, empresa integrante de AISA Group, analiza presentar un segundo proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por hasta u$s1.500 millones, orientado a consolidar a Gualcamayo como un distrito minero de largo plazo en la provincia de San Juan.
La iniciativa complementa el RIGI ya aprobado para el proyecto Carbonatos Profundos (DCP), que contempla una inversión inicial de u$s665 millones y exportaciones estimadas en u$s26.500 millones entre 2030 y 2055.
El anuncio fue realizado por Juan José Retamero, CEO y propietario de AISA Group, durante un encuentro en Madrid con el presidente Javier Milei y empresarios españoles. El nuevo desarrollo, denominado Programa G50, apunta a integrar exploración brownfield, nuevos targets y la expansión del proyecto DCP dentro de las 38.000 hectáreas de concesiones mineras que conforman Gualcamayo.
Actualmente, la operación cuenta con 7,1 millones de onzas de oro en recursos y 4,9 millones de onzas en reservas, certificadas bajo los estándares internacionales NI 43‑101 y Código JORC. La estrategia de AISA busca ampliar ese inventario mediante una asignación progresiva de capital para exploración, reposición de reservas y desarrollo productivo durante las próximas décadas.
El Programa G50 prevé una primera fase de 24 a 36 meses para acelerar la evaluación de recursos remanentes y sumar nuevas onzas al perfil productivo de corto plazo.
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En paralelo, la compañía avanzará sobre zonas adicionales del distrito con potencial aurífero y de metales industriales, con el objetivo de sostener la vida útil del proyecto y consolidar una plataforma minera de largo plazo.
El primer RIGI aprobado para Gualcamayo permitió viabilizar Carbonatos Profundos, un cuerpo mineralizado ubicado debajo de las antiguas áreas productivas del yacimiento, junto con la construcción y puesta en marcha de una nueva planta de tratamiento. La segunda presentación ante el régimen busca escalar la inversión y profundizar la exploración distrital para fortalecer el horizonte productivo de la operación.
Desde su llegada a Gualcamayo en 2023, AISA Group impulsó un proceso de continuidad operativa, saneamiento financiero, actualización de recursos y reservas y reactivación de la exploración. La compañía sostiene que el régimen de incentivos es una herramienta central para atraer capital y transformar potencial geológico en inversión real.
El proyecto apunta a consolidar una nueva etapa para Gualcamayo, que pasó de ser una operación madura a un distrito con futuro. La estrategia de AISA se basa en inversión privada, empleo local, estándares internacionales y desarrollo productivo en territorio sanjuanino, con el objetivo de sostener la actividad minera durante las próximas décadas.
Pan American Energy (PAE) avanzó en la exploración no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge y perforó tres pozos en la formación D‑129, renombrada Aurora Austral.
La compañía confirmó que la roca presenta condiciones petrofísicas compatibles con un desarrollo shale y que el proyecto se encuentra en una etapa temprana de aprendizaje técnico y operativo. El primer pozo horizontal ya fue ejecutado y se evalúan nuevos pozos para ampliar la información geológica.
Durante el evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, sostuvo que concentrar la inversión no convencional en una sola cuenca limita el potencial del país.
El ejecutivo comparó el momento actual de Vaca Muerta con el punto de inflexión que atravesó el shale estadounidense en 2008 y planteó que la industria local debe avanzar en perforación sistemática para consolidar la curva de desarrollo.
Bulgheroni señaló que Estados Unidos desarrolló sucesivamente distintas cuencas no convencionales —Marcellus, Haynesville y Eagle Ford— y que cada una generó economías y especializaciones propias.
En ese marco, afirmó que Argentina cuenta con al menos tres cuencas adicionales con potencial shale y que el foco exclusivo en la Cuenca Neuquina no refleja la totalidad de las oportunidades geológicas del país.
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PAE confirmó que el proyecto Aurora Austral se financia actualmente con capital propio y que la compañía buscará socios internacionales para escalar la inversión y acelerar la perforación. El objetivo es replicar el esquema de asociación que permitió el crecimiento de Vaca Muerta, incorporando empresas con experiencia en desarrollos no convencionales y capacidad de inversión en etapas de desriesgo geológico.
La compañía destacó que la presencia de infraestructura existente en Cerro Dragón y la disponibilidad de un barco de GNL para exportación constituyen ventajas logísticas para el proyecto.
El ejecutivo remarcó que la llegada de nuevas operadoras a las cuencas argentinas favorece el desarrollo de infraestructura, la transferencia de conocimiento técnico y la competencia entre compañías.
Según Bulgheroni, la expansión del mapa no convencional requiere perforación continua y la participación de actores con escala suficiente para sostener campañas de aprendizaje y desarrollo.
La exploración en Aurora Austral continuará durante los próximos meses con el objetivo de obtener parámetros de productividad, comportamiento mecánico de la roca y respuesta a fractura hidráulica. La información resultante permitirá evaluar la viabilidad comercial del shale en Golfo San Jorge y determinar el alcance de un eventual nuevo polo no convencional en el país.
Eni y Mercuria acordaron conformar una empresa conjunta de propiedad igualitaria destinada a desarrollar actividades de comercio internacional de materias primas energéticas. La nueva sociedad operará de manera independiente y estará enfocada exclusivamente en el negocio del trading, con presencia en los principales mercados energéticos del mundo.
La operación no involucra activos de exploración y producción, por lo que no modifica la participación de Eni en sus proyectos upstream.
La estructura prevista contempla un holding con centros internacionales de comercialización y capacidades integradas de logística y gestión de riesgos. Su actividad abarcará el trading de petróleo, gas natural, gas natural licuado (GNL), biocombustibles y otros productos energéticos, además de derechos vinculados a infraestructura y transporte.
La plataforma funcionará como vehículo comercial para gestionar los volúmenes que correspondan a Eni en distintos desarrollos, incluido el GNL asociado a iniciativas como Argentina LNG.
La alianza responde a una estrategia de expansión en el negocio global del trading energético. Eni busca optimizar la gestión de sus activos comerciales, acelerar la generación de flujo de caja proveniente de la comercialización y capturar valor a lo largo de la cadena energética mediante la asociación con un operador especializado.
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Mercuria, uno de los mayores traders independientes del mundo, aporta infraestructura comercial global, experiencia en logística y sistemas avanzados de administración de riesgos.
Las compañías señalaron que la integración de flujos físicos con capacidades de trading y logística permitirá operar con mayor eficiencia en mercados energéticos caracterizados por alta volatilidad y creciente complejidad.
La nueva sociedad combinará las carteras de activos y la experiencia comercial de ambas empresas para desarrollar un actor relevante dentro del comercio internacional de energía y explorar nuevas iniciativas conjuntas.
La operación está sujeta a las aprobaciones regulatorias correspondientes. Una vez completado ese proceso, la empresa conjunta comenzará a operar de manera independiente en los mercados internacionales.
Mercuria, con presencia global en petróleo, productos refinados, gas natural, GNL, electricidad, energías renovables, metales y créditos de carbono, reforzó recientemente su actividad en Argentina tras adquirir el negocio de estaciones de servicio de Shell.
El Decreto 482/2026 sustituyó íntegramente el reglamento histórico de la Ley de Inversiones Mineras (LIM), vigente desde 1993, y actualizó aspectos centrales del régimen a partir de tres décadas de cambios normativos, institucionales y operativos en la actividad.
La norma introduce precisiones sobre estabilidad fiscal, recupero de IVA en exploración, importaciones y criterios de integración regional, con el objetivo de modernizar procedimientos y reducir incertidumbre para proyectos en etapas de exploración, construcción y operación.
El punto jurídico más relevante es la definición del inicio de la estabilidad fiscal. El decreto establece que los 30 años previstos por la LIM comienzan con la presentación del estudio de factibilidad y que el certificado de estabilidad del artículo 10 tiene carácter declarativo.
De este modo, la estabilidad no depende de la emisión del certificado por parte de una jurisdicción provincial adherida ni de la aprobación administrativa del estudio, lo que elimina una controversia sostenida durante años y homogeneiza el criterio aplicable a proyectos de gran escala.
En materia de exploración, el decreto simplifica el régimen de recupero de IVA. La etapa exploratoria, caracterizada por flujo de fondos negativo y financiamiento de riesgo, enfrentaba plazos extensos y trámites complejos que dificultaban el acceso efectivo al beneficio.
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El nuevo esquema fija plazos perentorios —30 días para la Secretaría de Minería y 30 días para ARCA—, reduce documentación y elimina la obligación de notificar previamente los trabajos, lo que otorga previsibilidad a campañas que pueden extenderse durante varios años antes de la producción.
El régimen de importaciones también fue modificado. Las autorizaciones previas que debía emitir la Secretaría de Minería son reemplazadas por una declaración jurada del importador, validada automáticamente a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior (VUCEA) y el Sistema Informático Malvina.
El cambio reduce tiempos de ingreso de equipos y repuestos, elimina la discrecionalidad administrativa y mejora la trazabilidad de las operaciones.
La simplificación no obliga a sustituir proveedores locales, pero sí expone a las empresas nacionales a una competencia operativa que no es simétrica en términos de costos financieros, tributarios y logísticos, dado que los bienes importados ingresan bajo regímenes que reducen cargas y agilizan procedimientos.
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El decreto incorpora además otras precisiones: la ampliación del radio de integración regional a 500 kilómetros; criterios actualizados para amortización de bienes; la posibilidad de sustituir la previsión especial ambiental del artículo 23 de la LIM por el Seguro Ambiental Obligatorio de la Ley 25.675; definiciones para prestadores de servicios mineros; y la habilitación para importar bienes reparados o reacondicionados.
Todas estas modificaciones se enmarcan en un esquema orientado a aumentar la previsibilidad regulatoria y reducir costos administrativos.
El Decreto 482/2026 se integra con reformas recientes del marco minero, entre ellas la modificación de la LIM aprobada el año pasado, la actualización de la ley de glaciares y la implementación del régimen de grandes inversiones.
La actualización del reglamento busca adecuar procedimientos a las condiciones actuales de la industria y consolidar un entorno normativo que permita avanzar en proyectos de cobre, litio y otros minerales estratégicos.
El Decreto 566/2026, vigente desde el 1 de julio, estableció la eliminación de los derechos de exportación para cerca de 1.000 productos industriales y definió tres esquemas diferenciados de reducción para posiciones arancelarias que aún mantienen alícuotas.
La medida abarca bienes de la industria química, petroquímica, plásticos, resinas, fertilizantes, caucho, siderurgia, aluminio, cobre, metalurgia y autopartes, entre otros segmentos.
El primer esquema fija la exención inmediata para un conjunto amplio de bienes con valor agregado industrial. El segundo establece un cronograma de reducción gradual para posiciones que actualmente tributan entre 3% y 4,5%, con convergencia a alícuota cero en junio de 2027.
El tercer esquema aplica un calendario específico para aceites de petróleo y derivados, que parten de una alícuota inicial en julio y alcanzarán la eliminación total en un plazo de doce meses.
En el caso de la industria automotriz, el decreto incorpora un tratamiento particular. El texto oficial destaca el peso del sector en la producción industrial y su rol exportador, por lo que los vehículos de transporte y carrocerías quedan incluidos en el esquema de reducción gradual. Las autopartes figuran entre los bienes con eliminación inmediata.
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Según el decreto, la decisión busca fortalecer la competitividad de la producción nacional, promover el empleo y consolidar el agregado de valor industrial. El Gobierno sostiene que la medida se integra a un proceso más amplio de revisión de derechos de exportación y que su implementación no compromete los objetivos de equilibrio fiscal.
Para verificar el alcance de la norma, las empresas deben consultar la posición arancelaria correspondiente en la Nomenclatura Común del Mercosur y contrastarla con los anexos publicados en el Boletín Oficial.
El Decreto 566/2026 se suma a antecedentes recientes de política tributaria: la eliminación de retenciones para miles de productos industriales en 2025, la exención para actividades agroindustriales de economías regionales y la reducción escalonada para los principales complejos agrícolas establecida en junio de este año mediante el Decreto 423/2026.
En ese marco, el Ejecutivo reiteró que los derechos de exportación constituyen un impuesto distorsivo y que su eliminación gradual dependerá de la evolución del superávit fiscal.
A través de la resolución 148/2026 la Secretaría de Energía fijó en $ 1.924.080 por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra resolución (149/2026) Energía fijó en PESOS UN MIL CUARENTA Y TRES CON SEISCIENTAS QUINCE MILÉSIMAS ($ 1.043,615) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de julio y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS NOVECIENTOS CINCUENTA Y SEIS CON QUINIENTAS CINCO MILÉSIMAS ($ 956,505) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, el cual regirá durante el mes de julio de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) oficializó una serie de resoluciones estableciendo los incrementos que rigen desde el 1 de julio para las tarifas que deberán pagar los usuarios de gas y de electricidad. Las subas promedian 3,01 por ciento para el gas, y 1,5 por ciento para la electricidad en el AMBA, indicaron fuentes del ministerio de Economía.
Los aumentos en éstas tarifas (para transportadoras y para distribuidoras) se componen por la aplicación de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada en 2024, que comprende 31 cuotas mensuales y consecutivas (hasta mediados de 2027), y el ajuste mensual en base a la evolución de un indicador que combina el IPIM y el IPC del INDEC, que para julio es de 2,39 por ciento.
A modo de referencia, cebe señalar que el aumento promedio para un Usuario R23 (consumo de entre 801 y 1.000 m3 año) del área a cargo de MetroGAS es de 2,9 por ciento respecto a la tarifa de mayo.
En el caso de la electricidad se establece para las distribuidoras del AMBA, Edenor y Edesur, la actualizacion mensual en julio del Costo Propio de Distribución (CPD) que es de 2,95 % en el caso de Edenor, y de 2,76 % para Edesur, y un Valor Agregado de Distrbución (VAD) de $ 68,182 (Edenor), y $ 62,470 (Edesur).
Con respecto al gas, la Secretaría de Energía estableció el Precio Anual Uniforme (PAU) que es trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar 2023-2028”. El PAU se aplica a los consumos de gas realizados durante el año 2026.
En cuanto a las tarifas parcialmente subsidiadas, según bloques de consumo, a través del Decreto 943/25 se dispuso que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, (Subsisios Focalizados) las bonificaciones “aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar, según lo determine la autoridad de aplicación”.
El D-943/25 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que incluye a hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el Ente a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por la Ley 24.076 (marco regulatorio).
Se trata del precio del gas en el PIST a trasladar a los usuarios finales en función del GNL regasificado y de los volúmenes no contemplados en la conformación del Precio Anual Uniforme (PAU).
El ENReGE oficializó los incrementos a través de Resoluciones que comprenden a las empresas TGS, TGN, Enarsa, Cía. Entrerrina de Gas, Gas Andes, Gasoducto Norandino, Gas Link, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Transportadora de gas del Mercosur, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, GasNea, Litoral Gas, MetroGAS, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas Cuyana, Naturgy BAN.
También a Transener, Transpa, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transcomahue, Transba, EPEN, Transacue, Yacylec, DPEC, Limsa, Litsa, Interandes, Enecor, Edersa, Edenor y Edesur.
La secretaría de Energía de la Nación decidió prorrogar para el mes de julio la “bonificación adicional extraordinaria” del 25 % que fuera establecida para el mes de mayo último (Resolución 111/2026) sobre el consumo base de gas, aplicable a los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, comprendidos por el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado en diciembre de 2025 (Decreto 943).
Asimismo, dicha Secretaría estableció, también para el mes de julio, una “bonificación adicional extraordinaria” del 16,59 %, sobre el consumo base de electricidad, aplicable a los usuarios alcanzados por el Régimen de SEF, en reemplazo de la menor bonificación (11,97 %) prevista para el mismo mes por la Resolución 109/2026. El consumo que exceda al “Base” establecido tanto para el gas como para la electricidad habrá de facturarse con la tarifa plena vigente.
La medida fue oficializada a través de la resolución 146/2026, y señala que las “bonificaciones adicionales extraordinarias” se adicionarán a la bonificación general prevista en el Decreto 943/25.
Se trata del decreto que creó el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados para usuarios de Gas y de Electricidad, fijando un tope de ingresos equivalente a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) del INDEC, eliminando los niveles de segmentación (por ingresos N1,N2 y N3) anteriores.
El D-943/25 determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluido por redes a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF.
Por el Artículo 8° del citado decreto se determinó la “bonificación adicional extraordinaria” sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar a los usuarios durante el año 2026, que se adicionará a la bonificación general “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”.
En el caso de la energía eléctrica, corresponde aplicar en julio la bonificación adicional 16,59 % sobre el consumo base de 300 kilovatios por hora (kWh) mensuales de los usuarios residenciales beneficiarios del SEF, “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, se consideró.
El decreto faculta a la S.E. a “modificar el porcentaje de la bonificación extraordinaria en función de la evaluación de las necesidades de los usuarios, siempre que no supere la alícuota del 25 por ciento”.
Asimismo, la R-146 puntualizó que “quedarán alcanzadas por la bonificación las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables” (Leyes 27.098 y 27.218), considerando en estos casos la totalidad del volumen consumido.
La Resolución instruye al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad para aplicar los dispuesto, incluyendo los cuadros tarifarios y en los mecanismos de facturación correspondientes.
Trafigura, uno de los principales traders globales de materias primas, que en el país controla la marca de combustibles Puma y este año se posicionó como principal proveedor de Gas Natural Licuado (GNL) para industrias y empresas eléctrica, anunció este miércoles la compra de la central termoeléctrica Los Guindos, ubicada en la región del Biobío, en Chile. Trafigura concretó la adquisición en asociación con la empresa Generadora Metropolitana, una de las principales empresas de energía del país trasandino, que se encargará de la operación de la usina térmica, que cuenta con una capacidad instalada de 273 megwatt (MW) por medio de dos turbinas de generación que hoy consumen diésel.
Una imagen aérea de la Central Los Guindos en Chile.
El desembarco en el parque de generación chileno le permitirá a Trafigura, que apunta a convertirse en uno de las mayores comercializadoras de gas natural de la Argentina, explorar sinergias entre los mercados energéticos de ambos lados de la Cordillera. Es más que factible que Los Guindos empiece a futuro a consumir gas natural producido en Vaca Muerta (en Neuquén) u otras cuencas productoras de hidrocarburos de nuestro país.
Integración
«Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo», indicó Gerardo Zmijak, Director Comercial de Trafigura en Argentina.
Por su parte, Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana, que es propiedad de Electricité de France (EDF) y el grupo local AME, señaló que “esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable». «La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, agregó.
Un operario sufrió un accidente laboral grave en el yacimiento Los Toldos II Este, ubicado en la zona productiva de Rincón de los Sauces. Mientras descargaba material, el trabajador se aplastó los dedos de una mano, lo que desencadenó un operativo sanitario de emergencia.
El empleado, oriundo de Tucumán y contratado por la empresa Techint, realizaba tareas de obra civil dentro del predio petrolero. Aunque el accidente ocurrió en un yacimiento hidrocarburífero, su función correspondía a construcción e infraestructura, por lo que está afiliado a la UOCRA y no al sindicato de Petroleros, reflejando la diversidad de cuadrillas y contratistas que trabajan en el lugar.
De inmediato se activó el protocolo de emergencia previsto para este tipo de incidentes. El personal médico del yacimiento asistió y estabilizó al trabajador en el sitio antes de iniciar su traslado.
El traslado consistió en dos etapas: primero, el operario fue trasladado en helicóptero hasta el aeropuerto de Rincón de los Sauces, donde continuó recibiendo atención médica. Luego, fue derivado en un vuelo sanitario hacia Neuquén para ser internado en una clínica privada.
Esa misma noche, alrededor de las 19 horas, el trabajador fue sometido a una cirugía que, según fuentes consultadas, transcurrió sin inconvenientes. El parte médico indicó que las lesiones se limitaron a fracturas en los dedos de la mano, sin afectar otras partes del cuerpo.
Actualmente, el operario se encuentra en recuperación y evoluciona favorablemente tras la intervención quirúrgica. Se espera que pueda recuperarse en los próximos días.
El Gobierno aprobó la adhesión del proyecto número 20 al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) por un total de US$4.500 millones, vinculado al desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta.
El aval oficial fue confirmado por el ministro de Economía, Luis Caputo, en su cuenta de X donde detalló que “el Comité Evaluador aprobó el vigésimo proyecto RIGI”, resaltando que “invertirá un total de US$4.500 millones y generará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos”.
IMPORTANTE
El Comité Evaluador aprobó el vigésimo proyecto RIGI. Se trata del Proyecto Rincón de Aranda de Pampa Energía, un desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta que prevé la exportación de USD 17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de…
Al explicar la iniciativa aprobada, el funcionario expresó que “se trata del Proyecto Rincón de Aranda de Pampa Energía, un desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta que prevé la exportación de US$17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de duración”.
Al valorar la inserción del proyecto al régimen, Caputo sostuvo que “las condiciones favorables que generó el RIGI permitieron que la empresa pudiera incrementar 50% la actividad de explotación y producción de hidrocarburos inicialmente planeada en el área”.
En febrero pasado, el Ejecutivo había extendido el plazo de adhesión al RIGI hasta el 8 de julio de 2027, y al mismo tiempo decidió ampliar su alcance al incorporar nuevas actividades comprendidas en el sector de petróleo y gas.
Así, quedó habilitada la posibilidad de que se presenten proyectos de explotación y producción de desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro, fijando un monto mínimo de inversión de US$600 millones en activos computables.
Con la aprobación del proyecto Rincón de Aranda, el RIGI ya tiene 20 proyectos aprobados por un monto acumulado de 46 mil millones de dólares. La perspectiva es que ese monto se seguirá incrementando ya que hay otros 21 proyectos en estudio.
Trabajadoras y trabajadores de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) denuncian cientos de notificaciones de despidos durante el transcurso del día. Cerca de 350 empleados contratados comenzaron a recibir notificaciones de vencimientos de su contratos a partir del 1° de julio. Los empleados se movilizaron a la Sede Central para obtener respuestas a pesar de la negativa de las autoridades.
Durante los últimos meses la crisis en la Comisión Nacional de Energía Atómica se agravó la inversión en la Comisión Nacional de Energía Atómica descendió 26,8% en 2024 y 21,4% en 2025, según datos del Grupo epc. Además empleados denunciaron un vaciamiento de entre 300 y 400 personas al no alcanzarles el sueldo.
Martín Porro, presidente libertario de CNEA, hizo lo único que saben hacer, comenzó a despedir trabajadorxs. Van a pagar el daño que están haciendo. pic.twitter.com/NtgyKKMlkH
Cerca del “92% de los laburantes tienen un básico por debajo de la línea de pobreza” remarcó meses atrás Carolina Komar, investigadora de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Mediante un comunicado desde ATE CNEA informaron que “mientras se multiplican las notificaciones, las autoridades de la CNEA se niegan a recibir a los representantes de los trabajadores, profundizando un conflicto que mantiene en estado de alerta a toda la comunidad del organismo”.
Hasta el momento no se sabe la cifra exacta de despidos.” Las desvinculaciones afectan a profesionales, investigadores, técnicos y personal especializado que sostienen áreas críticas del desarrollo nuclear argentino”, añadieron en el escrito.
Despidieron 170 trabajadores de CNEA. Ahora se convocan en la puerta de los centros Atómicos. Esto en General Paz NO A LOS DESPIDOS pic.twitter.com/RJypaz36MD
Por lo que esta medida “contradice las últimas versiones que habían trascendido desde la propia institución, que apuntaban a la renovación de la totalidad de los contratos hasta fin de año”, denunciaron.
En redes sociales comenzaron a circular videos de movilizaciones en distintos puntos, desde la Sede Central de CNEA ubicada en Av. Libertador hasta convocatorias para marchar en el Centro Atómico de Bariloche.
La producción nacional de petróleo alcanzó un nuevo récord histórico en mayo: 903,7 mil barriles diarios, lo que implica un crecimiento del 19,6% interanual. La participación de Vaca Muerta fue del 69%.
En tanto, el gas alcanzó los 156,6 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento mensual del 11,4% e interanual del 6%.
Según un informe de la Gerencia de Inteligencia Comercial de PromArgentina, basado en estadísticas oficiales, el intercambio bilateral con Estados Unidos totalizó u$s1.383 millones en el quinto mes del año, con un saldo positivo para el país de u$s373 millones.
El crecimiento estuvo explicado principalmente por el salto de las ventas externas argentinas, que alcanzaron los u$s878 millones, un incremento del 76% interanual. Entre los sectores que más aportaron se destacaron el petróleo crudo, con exportaciones por u$s367 millones (+86% interanual).
El mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzado los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6% respecto al mismo mes del año anterior.
Con un dato adicional, la participación de Vaca Muerta fue del 69%, contabilizando un total… pic.twitter.com/iXHslZInPV
El mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzado los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6% respecto al mismo mes del año anterior.
Un relevamiento realizado en comercios de distintos puntos de Mar del Plata refleja que las garrafasde gas de 10 kilos cuestan entre los $20.000 y $27.000, un 218% más desde que el gobierno de Javier Milei decidió desregular el mercado.
Los datos fueron elaborados por el Instituto Provincial de Asociativismo y Cooperativismo (IPAC), que reflejó el desmedido aumento de las garrafas antes de después de la desregulación del mercado en agosto de 2024. Según el informe, de $8.500 la unidad pasó a comercializarse entre $10.000 y $15.000 y actualmente pueden llegar a conseguirse en los barrios a $20.000 e incluso $27.000.
El trabajo advierte que en ese mismo período, el Salario Mínimo, Vital y Móvil aumentó apenas un 38%. “Antes de la desregulación, un trabajador que percibía el salario mínimo podía comprar aproximadamente 31 garrafas. Actualmente, ese mismo ingreso alcanza para adquirir apenas entre 13 y 18 garrafas, dependiendo del punto de venta”, afirmó Facundo Villalba, director del IPAC.
Según el informe, la situación impacta especialmente sobre los sectores de menores ingresos, los trabajadores informales, los jubilados y sectores de la economía popular que necesitan del gas envasado para cocinar y calefaccionar su casa. “El impacto de estos aumentos tiene una fuerte dimensión local. Según los datos del Censo Nacional 2022, Mar del Plata cuenta con 259.623 hogares. De ellos, 46.194 hogares, es decir, casi uno de cada cinco, no cuentan con acceso a la red de gas natural”, alertaron.
El relevamiento también detectó una marcada desigualdad territorial: los precios más elevados se registran en los barrios populares de la ciudad, donde la menor oferta de distribuidores y las dificultades de acceso terminan encareciendo aún más un recurso esencial.
La mayor incidencia positiva de los derivados en el sector energético provino del consumo de gasoil neto de centrales eléctricas.
El desempeño del sector energético en la Argentina experimentó una moderada expansión durante el primer trimestre de 2026. Según el informe técnico publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), el nivel general del Indicador Sintético de Energía (ISE) registró una suba de 1,2% con respecto a igual período de 2025.
En tanto, la serie desestacionalizada presentó un incremento de 1,4% frente al trimestre anterior, mientras que el índice de tendencia-ciclo marcó un avance de 0,7% en la comparación intertrimestral, lo que consolidó una trayectoria positiva en el inicio del año.
El resultado global del indicador reflejó un comportamiento heterogéneo entre los distintos componentes que integran la matriz energética. Mientras que los derivados del petróleo seleccionados para la medición exhibieron un fuerte incremento interanual, la generación neta de energía eléctrica y el gas distribuido por redes sufrieron retrocesos significativos en comparación con el primer trimestre del año previo.
En el sector de la electricidad, la generación neta del Sistema Interconectado Nacional, excluyendo el insumo propio utilizado por las plantas, sufrió una caída de 1,6% respecto al primer trimestre de 2025. Desde el organismo estadístico asociaron esta contracción principalmente a una menor producción de origen hidráulico y térmico.
En cuanto a las perspectivas para el segundo trimestre de 2026, la encuesta cualitativa sectorial reveló que el 50% de las firmas consideró que la demanda interna no variará, un 33,3% anticipó una disminución y solo un 16,7% estimó un incremento.
El sector gasífero también en negativo
El empuje de la autogeneración en yacimientos y plantas fabriles, y el incremento de los biocombustibles también consolidaron el avance del ISE.
El panorama del sector gasífero también tuvo signo negativo, ya que el volumen de gas distribuido por redes, neto de las entregas efectuadas a las centrales de generación eléctrica, registró una disminución de 9,6% interanual. La caída obedeció de forma particular a un menor requerimiento por parte de los usuarios industriales.
De cara al trimestre siguiente, el 70% de las empresas distribuidoras consultadas por el Indec previó una estabilidad en la demanda local, en tanto que el 30% proyectó un escenario de aumento, sin que la mayoría prevea saldos exportables.
En contraposición, el sector petrolero actuó como el principal motor de crecimiento del bloque energético general. Los derivados del petróleo considerados para la estructura del ISE, medidos en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), registraron una suba conjunta de 9,8% respecto al primer trimestre de 2025.
Al analizar este comportamiento, la mayor incidencia positiva provino del consumo de gasoil neto de centrales eléctricas, es decir el campo, la industria o la generación. A la vez, para el período abril-junio, la mitad de los refinadores locales consideró que el mercado doméstico permanecerá estable.
Por su parte, el segmento de autogeneración y cogeneración eléctrica reflejó las variables operativas de la actividad industrial pesada y extractiva de la Argentina. Durante el primer trimestre de 2026, la autogeneración total combinada entre la minería y la industria manufacturera aumentó 6,5% interanual.
Este salto se produjo como consecuencia de una fuerte expansión del 36,1% en los excedentes de energía despachados al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual logró mitigar el impacto de una contracción del 2,0% en la energía destinada al autoconsumo puro.
El inicipiente peso de la demanda minera
La fuerte expansión de los derivados del petróleo (+9,8%) logró contrarrestar el marcado retroceso del gas distribuido por redes (-9,6%) y de la generación eléctrica (-1,6%).
Al evaluar de forma aislada el desempeño de los campamentos mineros, la autogeneración eléctrica en este sector específico evidenció un crecimiento de 10,5% interanual. Dicho incremento estuvo traccionado por las ventas de energía despachada al MEM, que experimentaron un ascenso del 42,8% respecto al mismo lapso del año anterior.
Por el contrario, la energía dirigida al autoabastecimiento de los propios yacimientos mineros se redujo un 3,8%, confirmando una mayor interacción de las empresas privadas con la red nacional interconectada.
Finalmente, el mercado de los biocombustibles aportó cifras de crecimiento sostenido a la oferta verde. Los datos resumidos por la Dirección Nacional de Estadísticas Económicas arrojaron que la producción y despacho de biodiésel anotó una variación positiva del 12,5% interanual.
En paralelo, el sector del bioetanol registró un progreso del 4,3% en comparación con igual trimestre de 2025, cerrando un balance trimestral donde los combustibles de origen vegetal y los refinados de petróleo lideraron los indicadores de reactivación.
El Decreto 482/2026 actualizó la reglamentación del régimen de inversiones mineras luego de más de tres décadas sin modificaciones. La norma introduce cambios administrativos, operativos y fiscales orientados a simplificar procesos, digitalizar trámites y mejorar la competitividad del sector.
En materia administrativa, el decreto establece la constitución obligatoria de un domicilio legal electrónico y migra las presentaciones al sistema Trámites a Distancia. El esquema reemplaza procedimientos presenciales y documentación física por un modelo digital con verificación posterior, reduciendo tiempos y redefiniendo la interacción con la autoridad de aplicación.
La reforma amplía el alcance de las actividades comprendidas en el régimen, incorporando productos derivados de minerales como silicio metálico, siliciuro de calcio, siliciuro de calcio-bario y litio metálico. También extiende a 500 kilómetros el radio de integración regional requerido para procesos de tratamiento de minerales.
Respecto de las importaciones, se elimina el sistema de autorizaciones previas y los procesos manuales, que son reemplazados por declaraciones juradas integradas con la Ventanilla Única de Comercio Exterior. El régimen habilita que bienes reacondicionados accedan a las franquicias previstas, ampliando el universo de equipos elegibles.
La norma incorpora requisitos específicos para prestadores de servicios mineros, que deberán acreditar actividad concreta y cumplir mecanismos de control y sanción establecidos por la autoridad de aplicación.
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En el plano fiscal, el decreto otorga carácter declarativo al certificado de estabilidad y retrotrae su vigencia a la fecha de presentación del estudio de factibilidad. Se incorpora la deducción de gastos de publicidad vinculados a la actividad exploratoria y se habilita la amortización acelerada de bienes reacondicionados.
La devolución del IVA en etapa exploratoria se simplifica mediante la reducción de documentación exigible y la disminución de la discrecionalidad administrativa, con impacto en los tiempos de recupero del crédito fiscal.
En materia ambiental, se incorpora el uso del seguro ambiental obligatorio —deducible del impuesto a las ganancias— en reemplazo de esquemas basados en previsiones contables, y se establecen reglas para la imputación de fondos erogados contra la previsión o el seguro contratado.
La autoridad de aplicación deberá dictar las normas complementarias previstas para implementar el nuevo esquema operativo del régimen.
La Secretaría de Energía analiza una nueva prórroga en la actualización de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, cuyo diferimiento vence el 1° de julio. Si no se dicta una extensión, comenzarán a regir las actualizaciones pendientes correspondientes a 2024, 2025 y al primer trimestre de 2026, con impacto directo en los precios de la nafta y el gasoil.
El último aplazamiento fue dispuesto mediante el Decreto 405/2026, que postergó la actualización impositiva para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil. La medida forma parte de la estrategia oficial de administrar precios regulados para evitar un traslado inmediato al Índice de Precios al Consumidor.
La definición es relevante porque el precio de los combustibles incide sobre costos de transporte, logística, producción agropecuaria y movilidad. Cualquier modificación tributaria suele trasladarse de manera inmediata a los surtidores y luego al resto de la economía.
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El vencimiento del mecanismo de amortiguación de precios implementado por YPF y replicado por otras refinadoras agrega presión al mercado. Ese esquema permitió contener la volatilidad del petróleo internacional durante el conflicto en Medio Oriente y mantuvo valores estables pese a las oscilaciones del barril Brent.
Con la baja del crudo internacional hacia niveles cercanos a los 73 dólares por barril, las refinadoras sostienen que aún deben recomponer márgenes antes de trasladar una eventual reducción al consumidor. La evolución de los precios dependerá de la decisión oficial sobre los impuestos, la estrategia comercial de las petroleras, el comportamiento del Brent y la estabilidad del tipo de cambio.
En este contexto, el Gobierno enfrenta una definición con impacto fiscal e inflacionario: una nueva prórroga permitiría moderar la presión sobre los precios, mientras que la actualización pendiente implicaría un incremento impositivo que podría reflejarse en los surtidores desde julio.
Según confirmó el embajador argentino en España, Wenceslao Bunge Saravia, un grupo de compañías españolas comunicó compromisos de inversión por 2.500 millones de dólares para desarrollar proyectos productivos en Argentina. El anuncio se realizó durante un encuentro con empresas de sectores vinculados a infraestructura, logística, energía, servicios industriales y tecnología.
Participaron firmas globales con presencia regional como Urbaser, Hutchison Ports BEST, Ferrovial, Naturgy, Acciona, Prosegur, Emergent Cold LatAM, PTP Group, Platinum Equity, Bemberg Capital, Xtellus Capital Partners, Aisa Group, Grupo Meliá, Fever y ProEduca/UNIR.
Las compañías presentaron iniciativas orientadas a expansión operativa, desarrollo de infraestructura y ampliación de actividades en el país.
Los compromisos se concentran en actividades con impacto directo en la economía real. Empresas como Naturgy y Acciona, con operaciones en energía y servicios asociados, evaluaron oportunidades vinculadas a infraestructura energética y proyectos de generación.
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Operadores logísticos y portuarios como Hutchison Ports BEST y PTP Group analizaron iniciativas relacionadas con ampliación de capacidad, transporte y servicios fluviales. Ferrovial y Aisa Group, con trayectoria en infraestructura y transporte, manifestaron interés en proyectos de inversión en corredores logísticos y obras de escala.
En el segmento de servicios industriales y almacenamiento, Emergent Cold LatAM presentó iniciativas vinculadas a cadenas de frío y logística para exportaciones agroindustriales. Fondos de inversión como Platinum Equity, Bemberg Capital y Xtellus Capital Partners analizaron oportunidades en sectores con potencial de expansión y demanda de capital.
El Gobierno señaló que el objetivo del encuentro fue presentar condiciones de estabilidad fiscal y regulatoria para proyectos de mediano y largo plazo y fortalecer la vinculación con inversores institucionales europeos.
Las inversiones anunciadas se integran a la agenda de financiamiento externo orientada a infraestructura, logística, energía y servicios industriales, sectores que requieren ampliación de capacidad para acompañar la expansión de la actividad productiva.
El Gobierno nacional aprobó la adhesión del proyecto Rincón de Aranda al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, una iniciativa de Pampa Energía destinada a ampliar la explotación de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.
El desarrollo prevé una inversión de 4.500 millones de dólares y se integra a la expansión del régimen hacia actividades de explotación y producción de petróleo y gas.
El proyecto contempla perforación horizontal de pozos de alta productividad, construcción de instalaciones de tratamiento y ampliación de la infraestructura de transporte necesaria para evacuar la producción. Según la información oficial, la iniciativa proyecta 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de operación y exportaciones por 17.000 millones de dólares.
La actividad asociada demandará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos en las distintas etapas de ejecución.
La aprobación se inscribe en la extensión del plazo de adhesión al régimen hasta julio de 2027 y en la incorporación de proyectos de hidrocarburos líquidos y gaseosos con un monto mínimo de inversión de 600 millones de dólares.
El esquema ofrece estabilidad fiscal, amortización acelerada, reducción de aranceles para bienes de capital y acceso gradual a divisas, condiciones que permiten escalar desarrollos de largo plazo en el sector energético.
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El Ministerio de Economía señaló que las condiciones del régimen permitieron a la empresa incrementar en 50% la actividad inicialmente prevista en el área. La ampliación implica mayor demanda de infraestructura eléctrica para plantas de tratamiento, refuerzos de media tensión y disponibilidad de potencia firme en la región. También incrementa la presión sobre los sistemas de transporte de crudo, que requieren ampliaciones para sostener la evacuación de la producción incremental.
Con esta aprobación, el régimen acumula 20 proyectos por un total de 46.000 millones de dólares y mantiene otros 21 en evaluación.
La incorporación de desarrollos petroleros consolida al régimen como instrumento para financiar proyectos de escala en Vaca Muerta y para sostener la expansión de la producción orientada a exportación, con impacto directo en regalías provinciales, logística asociada y demanda de servicios petroleros.
La producción de petróleo en la Argentina alcanzó en mayo 903.700 barriles diarios, el valor más alto desde 1999 y un incremento interanual del 19,6%. El registro confirma la consolidación del desarrollo no convencional en Vaca Muerta, que aportó el 69% del total producido y sostuvo la expansión de la actividad en la cuenca neuquina.
El desempeño del yacimiento también se reflejó en la producción de gas natural, que llegó a 156,6 millones de metros cúbicos diarios, con incrementos del 11,4% respecto del mes anterior y del 6% en comparación con mayo de 2025.
La evolución responde a la mayor eficiencia de perforación y completación, a la disponibilidad de infraestructura de tratamiento y a la ampliación de la capacidad de transporte en los corredores troncales.
La expansión de la producción exige capacidad de evacuación y disponibilidad de energía firme para sostener la operación de plantas de tratamiento, bombeo y logística asociada. El incremento de la actividad en Vaca Muerta presiona los sistemas de transporte de crudo y gas, que requieren ampliaciones para evitar saturación y acompañar la curva de producción.
También impacta en regalías provinciales y en la demanda de servicios petroleros, que registran mayor actividad en perforación, fractura y transporte de equipos.
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El Gobierno vinculó los resultados al avance de inversiones privadas y a la implementación de instrumentos destinados a facilitar desarrollos de escala. En ese marco, confirmó la aprobación de un nuevo proyecto bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, destinado al área Rincón de Aranda en Neuquén, con una inversión superior a 4.500 millones de dólares.
La iniciativa contempla perforación, puesta en producción y construcción de infraestructura asociada para el tratamiento y transporte de hidrocarburos.
La combinación de mayor producción y nuevos proyectos orientados a explotación y exportación refuerza el rol de Vaca Muerta dentro de la matriz energética nacional.
El incremento sostenido de la actividad exige capacidad de transporte, disponibilidad de energía firme y ampliaciones de infraestructura para sostener la operación y acompañar la expansión de la demanda vinculada a desarrollos industriales y logísticos.
Personal de Gendarmería en los pasillos de la sede central de CNEA.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) despidió este martes por la mañana a 61 trabajadores que se venían desempeñando en distintas sedes del organismo. Todos estaban empleados bajo la modalidad de contrato a plazo fijo, que inicialmente eran por un año y desde enero se habían comenzado a renovar por trimestre. El anuncio se concretó en medio de un fuerte operativo de la Gendarmería que rodeó la sede central de Avenida Libertador y también ingresó a los distintos pisos del organismo científico. “Por lo pronto, no hay ninguna desvinculación más prevista”, aseguraron a EconoJournal fuentes cercanas a las autoridades de la CNEA.
“Las desvinculaciones afectan a profesionales, investigadores, técnicos y personal especializado que sostienen áreas críticas del desarrollo nuclear argentino”, aseguró el sindicato ATE CNEA a través de un comunicado en el denunció una política de desmantelamiento que también incluye una fuerte licuación salarial y el vaciamiento de capacidades adquiridas durante décadas.
“No se trata de despidos, sino de 61 contratos no renovados, de mayoría analistas/asistentes administrativos. No hubo despidos de ingenieros nucleares ni personal técnico-especializado”, retrucaron a EconoJournal fuentes cercanas a las autoridades de la CNEA.
Las mismas fuentes oficiales remarcaron que “el 100% de los desvinculados fueron ingresados en el año 2023 bajo la modalidad de contrato de plazo fijo (no planta), durante la presidencia de Adriana Serquis”. “42 de los 61 desvinculados es personal que contaba solo con nivel secundario/primario”, agregaron.
La argumentación oficial va en línea con la declaración que había formulado el subsecretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli quien el pasado 15 de abril preparó el terreno para estos despidos al afirmar en la red social X que “durante años, se utilizó a la Comisión Nacional de Energía Atómica –y al sector nuclear en general—como aguantadero de la política”.
Este planteo fue refutado ante EconoJournal por personal de la CNEA que aseguró que el listado incluye técnicos capacitados, en su mayoría jóvenes, que en algunos casos contaban incluso con informes de desempeño positivos elaborados por los gerentes de área, los cuales no fueron tomados en cuenta por la conducción de CNEA.
Las fuentes consultadas aseguraron, por ejemplo, que entre los despedidos está Paula Alderete, técnica en el laboratorio de microscopia de la Gerencia de Área de Energía Nuclear que funciona en el Centro Atómico Constituyentes y utiliza un microscopio SEM (Scanning Electron Microscope); Carla Melisa Navazzotti, licenciada en RR.HH., con un posgrado en Ingeniería Gerencial en la Universidad Tecnológica Nacional, que se desempeña en la Gerencia de Área CAREM, reactor modular en construcción que el gobierno frenó; Lucas Di Donatis, ingeniero químico egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata; y Alejandro Valentín Coria, ingeniero electrónico también egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata. Ambos trabajaban en la Gerencia de Área CAREM. Di Donatis como analista de Seguridad Radiológica y Coria como Ingeniero de Proyectos en Instrumentación y Sistemas de Control.
Además, afirmaron que, a Leila Cantera, que se desempeña en la Gerencia de Área Reactor Argentino Multipropósito (RA-10) en el Centro Atómico Ezeiza, la desvincularon solo porque antes se desempeñaba en la Gerencia de Área CAREM y en la información que utilizó la presidencia del organismo para llevar adelante los recortes no figuraba su nueva dependencia interna.
Más allá de las declaraciones encontradas, los nombres de Los 61 empleados desvinculados están circulando desde la mañana de este martes y EconoJournal los detalla al final de la nota. Por lo tanto, se va a poder conocer su formación y trayectoria profesional en detalle durante los próximos días.
Despidos, protestas y gendarmes en la sede de CNEA
“Por la presente, y conforme a lo instruido por la autoridad competente, se le notifica por esta vía, y mediante el envío de carta documento al domicilio declarado en su legajo, que el contrato de trabajo a plazo fijo que lo vincula con la Comisión Nacional de Energía Atómica finalizará definitivamente el 30 de junio de 2026, por vencimiento del plazo pactado y no será renovado ni prorrogado”. Esa fue la comunicación que le llegó a los 61 contratados este martes por la mañana a través del sistema de Gestión Documental Electrónica.
La noticia sorprendió porque los delegados afirmaron que habían hablado informalmente con el presidente de CNEA, Martín Porro, y que este les había prometido que no habría despidos a fin de este mes de junio. “No nos viene dando reuniones, pero el otro día lo agarramos en un pasillo y le preguntamos si iba a haber despidos y nos dijo que no”, aseguró a EconoJournalRodolfo Kempf, secretario de Relaciones Institucionales CTAA y vocal del Consejo Directivo ATE Nacional.
Una promesa similar había sido formulada por Porro en el Centro Atómico Bariloche a fines del primer trimestre y en esa ocasión no hubo ninguna desvinculación, pero esta vez fue diferente y a la mañana temprano comenzaron a llegar los avisos.
Un análisis del listado de los despedidos realizado por EconoJournal permitió precisar que se desvinculó personal de 16 gerencias: 15 de la Gerencia de Área CAREM; 12 de laGerencia de Área Investigación, Desarrollo e Innovación; 6 de la Gerencia de Área Energía Nuclear del Centro Atómico Constituyentes; 4 de la Gerencia de Administración y Finanzas; 4 de la Gerencia de Área Académica; 4 de la Gerencia Centro Atómico Bariloche; 3 de la Gerencia de Área Producción de Radioisótopos y Aplicaciones de la Radiación y los 13 restantes se distribuyen en otras ocho gerencias.
Cuando la noticia de los despidos comenzó a circular, los sindicatos y otros trabajadores de la CNEA se acercaron a la sede central para pedirle explicaciones al presidente. Porro se negó a recibirlos y recién salió de la oficina de la presidencia, en el segundo piso, cuando la Gendarmería fue a buscarlo.
La presencia creciente de Gendarmería viene generando polémica desde hace varios meses en la CNEA, sobre todo en la sede central donde no hay material nuclear. Fuentes cercanas a la conducción del organismo señalaron a EconoJournal que CNEA está custodiada por Gendarmería “por ser institución estratégica”. “El personal desvinculado ingresó ilegalmente al edificio y generó disturbios. Al verse desbordada, Gendarmería pidió refuerzos, incluidos vehículos blindados”, agregaron.
“Con la excusa del inicio de la Guerra en Medio Oriente, hace unos meses pusieron gendarmes con armas largas en las puertas y nos requisan los bolsos a la entrada y la salida, pero en realidad esos gendarmes los fueron poniendo para enfrentar esta situación que estalló ahora con los despidos”, aseguró a EconoJournal Rodolfo Kempf.
La sede central de la CNEA rodeada de Gendarmería.
El listado completo del personal desvinculado
Gerencia Área Central Argentina de Elementos Modulares – CAREM (GACAREM):
Fernando Jesús Cohello
Franco Farid Zalazar
Sabrina Queipo
Alejandro Valentín Coria
Florencia Vanina Peduzzi
Cristian Emmanuel Barrios
Alfonsina Ghiglione
Anabella Ayelén Bressan
Melina Daniela Parodi
Lucas Di Donatis
Carla Melisa Navazzotti
Diego Eduardo Basualdo
Guillermo Julián Anselmino
Augusto Gabriel Manzi
Carlos Natanael Burdiles Azocar
Gerencia de Área Investigación, Desarrollo e Innovación(GAIDI):
Rocío Malen Quidel
Silvina Edith Pérez Álvarez
Andrea Beatriz Mozzone
Marcela Edith Godoy
Alejandro Petrone
Érica Gamboa
María Florencia Lenzano
Luana Agustina Perna
Facundo Leanes
Natalia Josefina Ebel
Camila Giselle Gómez
Laura Magali Tapies
Gerencia de Área Energía Nuclear(GAEN):
Ailén Bárbara Disi
Paula Nicole Alderete
María Eugenia Martínez
Micaela Bianchi
Gustavo Ariel Bosisio
Gustavo Adrián Menéndez
Gerencia de Administración y Finanzas(GAYF):
María Agustina González Barreiro
Jimena Lazare
Gastón Damián Basler Vega
Marcos Servant
Gerencia de Área Académica (GAA):
Verónica Ramírez
Nahuel Rodríguez Caza Rocha
Ramiro Sáenz Valenzuela
Karina Velásquez
Gerencia Centro Atómico Bariloche(GCAB):
Iván Álvarez
Darío Tejeda
Inda Pagano
Matías Cellini
Gerencia de Área Producción de Radioisótopos y Aplicaciones de la Radiación(GAPRYAR):
Paula Liliana Richeri
Carla Ayelén Corvela Bustos
Miguel Ángel Benvenuto
Gerencia de Comunicación Social (GCS):
Diego Martín González
Nahuel Ernesto Beglia
Nora Fabiana Sánchez
Gerencia de Área Aplicaciones Nucleares a la Salud(GAANS):
Juan Pablo De Marco
Valeria Alejandra López
Gerencia de Vinculación Tecnológica y Empresas Asociadas (GVTYEA):
Ayelén Soledad Encina
Marianela Amira Pini
Gerencia de Combustibles Nucleares(GCN):
Mauricio Nicolás Benegas
Gerencia de Área Articulación Institucional(GAAI):
Ivana Luz Campos
Gerencia de Exploración de Materias Primas(GEMP):
Rodolfo Agustín Gavagnin
Gerencia de Área Seguridad Nuclear y Ambiente (GASNYA):
Fermín Pablo SOSA
Gerencia de Área Reactor Argentino Multipropósito (RA-10):
Leila Cantera
Gerencia de Tecnologías de la Información y las Telecomunicaciones (GTIC):
La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 145/2026, que HIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A. (HIDISA), concesionaria del Sistema Hidroeléctrico Diamante (Mendoza) continuará operando el Complejo Hidroeléctrico que fuera otorgado en concesión por 30 años (en 1994), hasta el 15 de diciembre de 2026, “salvo adjudicación por Concurso Público Nacional e Internacional, competitivo y expeditivo previo”.
Se trata de la cuarta prórroga dispuesta por el gobierno desde 2024, a la vez que ratificó su decisión de volver a concesionar el complejo hidroeléctrico.
La actual concesionaria deberá remitir “dentro de los 5 días corridos de la entrada en vigencia” de la R-145 la Carta de Adhesión correspondiente. Una vez remitida la adhesión antes referida, la Concesionaria continuará operando el Sistema hidroeléctrico”.
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 respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994.
Situada sobre el río Diamante, en Mendoza, HIDISA tiene una concesión por 30 años desde octubre de 1994 para la generación, venta y comercialización de electricidad del sistema hidroeléctrico Diamante. Con 388 MW, representa el 0,9 % de la capacidad instalada de Argentina, y está conformado por tres represas y tres plantas generadoras de energía hidroeléctrica (Agua del Toro, Los Reyunos y El Tigre).
El Sistema Diamante cubre una longitud total de aproximadamente 55 km y una altura comprendida entre los 873 m y 1.338 m sobre el nivel del mar.
Desde 1990 a 2023, la generación anual promedio fue de 526 GWh, con un máximo de generación de 943 GWh alcanzado en 2006 y un mínimo de 303 GWh registrado en 2022. Pampa Energía tiene una participación directa del 61 % sobre el capital accionario de HIDISA.
El articulado de la nueva Resolución determina que, si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando los complejos hidroeléctricos respectivos, quedará sujetas a las siguientes condiciones:
a. La Concesionaria deberá cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión que se inició en 1994, junto con las disposiciones que mediante el presente se modifican, amplían y/o aclaran. b. Se deberá mantener vigente la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a U$S 1.000.000. Asimismo, la garantía, a instancias de la S.E. podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución. c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Estado Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria. d. Se deberá abonar el esquema de regalías para la Provincia de Mendoza que se acuerde entre la S.E. y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda. e. Con una frecuencia cuatrimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato. f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Capítulo XIX del Contrato de Concesión del Sistema Hidroeléctrico Diamante, hasta tanto se produzca el vencimiento del plazo previsto en la R-145. g. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento. Asimismo, se estableció la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica en calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Diamante.
Una práctica que cuesta miles de millones: Según el Banco Mundial, el venteo global de gas en 2025 destruyó energía por un valor estimado de US$54.000 millones, el nivel más alto desde 2019.
En 2025, la quema de gas natural en antorchas -práctica conocida internacionalmente como flaring- aumentó en el mundo por tercer año consecutivo, alcanzando los 167.000 millones de metros cúbicos (bcm) y potenciando el impacto ambiental. Este volumen representó el nivel más alto registrado en el planeta desde 2019, lo que encendió las alarmas entre los especialistas en transición energética y cambio climático.
Así se desprende del informe anual Global Gas Flaring Tracker, publicado por el Banco Mundial. «El venteo global de gas aumentó por tercer año consecutivo en 2025, alcanzando los 167.000 millones de metros cúbicos. La cifra representa un máximo en seis años y equivale a unos US$54.000 millones en gas desperdiciado que de otro modo podría haberse utilizado para generar electricidad, apoyar a la industria y fortalecer la seguridad energética», destacó el documento.
Según el documento elaborado junto al Instituto Payne de la Escuela de Minas de Colorado, «la escala del desperdicio es significativa. La cantidad de gas venteado el año pasado fue casi equivalente al consumo anual de gas de África y superó el volumen de gas natural licuado que transitó por el Golfo Pérsico durante el mismo período». Asimismo, la cifra equivalió al consumo anual completo de todo el continente africano».
Los expertos del organismo internacional remarcaron que esta quema masiva persiste mientras numerosas naciones padecen severas crisis de suministro energético. El aprovechamiento del fluido disipado en la atmósfera permitiría fortalecer la seguridad energética global, generar electricidad confiable en las regiones más vulnerables y dinamizar actividades industriales para la creación de empleo.
La contradicción entre el venteo y la importación de gas
El volumen de gas natural desperdiciado en antorchas como esta durante 2025 superó el total de Gas Natural Licuado que transitó por el Golfo Pérsico en el mismo período.
«Para muchas economías en desarrollo, esto representa una contradicción. Varios países continúan importando gas natural costoso mientras simultáneamente ventean cantidades sustanciales de recursos de gas doméstico en los campos petroleros», resaltó el Banco Mundial. No obstante, la falta de acción coordinada posterga la implementación de estas soluciones elementales.
Eliminar la quema rutinaria a nivel global demandaría una inversión inicial de entre US$70.000 y US$100.000 millones, una cifra que es menos del doble del valor anual del gas que se desperdicia actualmente. Los analistas indicaron que las barreras actuales no son de carácter tecnológico, dado que las herramientas de captura y procesamiento ya existen y están consolidadas en el mercado.
De hecho, el documento recalca que «las tecnologías de captura de gas, los sistemas de procesamiento y los mecanismos de financiamiento están ampliamente disponibles. El verdadero obstáculo radica en fallas de tipo estructural, regulaciones deficientes, falta de infraestructura comercial y la ausencia de prioridad por parte de gobiernos y operadores».
El BM sentenció que la concentración de esta práctica nociva se mantiene en un grupo reducido de naciones petroleras. Asi, se identificó que nueve países, Rusia, Irán, Irak, Venezuela, México, Libia, Argelia, Nigeria y Estados Unidos, concentraron más de las cuatro quintas partes del flaring mundial en 2025, a pesar de representar menos de la mitad de la producción global de crudo. Entre ellos, el incremento estuvo traccionado por un mayor volumen de quema en Rusia, Libia y México.
El informe destaca que Estados Unidos vio disminuir sus volúmenes de venteo en 2025, a pesar de que la producción de petróleo aumentó un 3% el año pasado. Las cantidades e intensidad del venteo disminuyeron un 13% y un 15%, respectivamente, en la cuenca Pérmica. Por su parte, Kazajistán redujo sus niveles de flaring en un 87% desde 2012, consolidando una baja adicional del 16% el año pasado por la aplicación de marcos regulatorios estrictos y un liderazgo comprometido.
¿Qué ocurre en Argentina respecto del venteo de gas?
En este complejo escenario internacional de retroceso, la Argentina se posicionó como uno de los pocos casos destacados de mejora sostenida en la materia. El documento del organismo describe este proceso: «La situación en la Argentina se vio aliviada por nuevos gasoductos y desarrollos en el procesamiento de gas, y la intensidad del venteo disminuyó de manera constante, con una notable disminución tanto en las cantidades como en la intensidad del venteo en 2025″.
Estas obras de infraestructura de transporte, se explicó, aliviaron los cuellos de botella operativos que antes forzaban la quema del gas asociado a la extracción de crudo, especialmente en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. La ampliación de la capacidad de evacuación resultó determinante para capturar el recurso de manera productiva en el mercado interno.
El impacto del venteo y la quema en antorchas va más allá del plano económico, afectando severamente el entorno ambiental mediante la liberación de gases de efecto invernadero. En 2025, esta práctica generó un total de 429 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente a nivel mundial. De ese total, 50 millones provinieron del metano no quemado debido a una combustión incompleta, un componente con un poder de calentamiento global muy superior al del CO2 convencional.
Para revertir la tendencia global hacia la meta de «Quema Rutinaria Cero para 2030«, la dirección del Banco Mundial subrayó la urgencia de aplicar un liderazgo firme y un cambio de prioridades en la gobernanza corporativa y estatal.
El caso de la Argentina y de otros países reformistas demostró que «la combinación de inversiones dirigidas y controles efectivos genera resultados concretos. Evitar el derroche de miles de millones de dólares y mitigar la inseguridad energética requiere transformar de inmediato los compromisos políticos en obras reales sobre el terreno», enfatizó el extenso documento de reciente publicación.
El Vocero Presidencial, Adrián Ravier, destacó en su primera conferencia de prensa -desde Casa Rosada- que “hoy la Argentina tiene el mayor récord de producción de hidrocarburos desde 1999, además de siete proyectos con el RIGI ya aprobados en energía, que van a potenciar el sector”.
“En este sentido, me complace anunciarles que ayer se aprobó un nuevo proyecto con RIGI en energía, el séptimo en esta materia”, señaló y describió que el proyecto “tendrá lugar en la provincia de Neuquén con el objetivo de desarrollo integral de hidrocarburos No Convencionales en el área Rincón de Aranda, mediante la perforación y puesta en producción de nuevos pozos en la formación Vaca Muerta, además de la construcción de la infraestructura necesaria para su tratamiento y transporte”.
“El monto total de la inversión será de 4.521 millones de dólares. En su etapa de construcción creará 715 empleos directos y 500 indirectos, y en su operación, 62 empleos directos y 456 indirectos. Se prevé el inicio de operaciones para el primer trimestre del año que viene”, añadió.
Cabe referir al respecto entonces que Pampa Energía obtuvo la aprobación de su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el desarrollo de Rincón de Aranda, su yacimiento de shale oil.
La compañía diseñó un plan de inversión por el monto mencionado por Ravier, que incluye la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF), oleoductos, gasoductos y nuevos pozos. Pampa estima una producción de 45.000 barriles día y exportar por el equivalente a U$S 1.200 millones a partir de 2027.
Rincón de Aranda tiene una extensión de 240 km² y es clave para la expansión de Pampa en petróleo No Convencional. Hoy produce 27.000 barriles día.
Por su parte, Ravier enumeró que “el mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzando los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6 % respecto al mismo mes del año anterior. Con un dato adicional: la participación de Vaca Muerta fue del 69 %, contabilizando un total de 95.4 millones de metros cúbicos diarios. En tanto, el gas alcanzó los 156.6 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento mensual del 11,4 %, e interanual del 6 por ciento.
De Incentivos y aliados
En cuanto al Vocero Ravier, (ex diputado nacional) afirmó ante los periodistas acreditados en Casa de Gobierno que “nosotros, con el Súper RIGI (en proceso de tratamiento parlamentario), un poco estamos tratando de blindar esas inversiones, lo mismo que el RIGI, el RIN, el Súper RIGI, son regímenes de incentivos para atraer inversiones que potencian el crecimiento económico de los argentinos y lo mismo la actividad económica, el empleo, el consumo”.
“Lo acabamos de aprobar en Diputados”, remarcó, y sostuvo que “más allá de alguna declaración a veces más o menos desafortunada, creo que hay una convicción, y no solo lo digo por La Libertad Avanza y el Pro, también hay aliados en algunas provincias, también dentro del radicalismo, que nos acompañan en estos proyectos”. “Se están logrando acuerdos que realmente van a cambiar la Argentina o están cambiando la Argentina”, añadió.
De precios y tarifas
En otro tramo de la conferencia Ravier fue preguntado acerca de precios y tarifas en el rubro energético y sostuvo que “cuando hablamos de combustibles, una de las primeras medidas antipáticas que Javier Milei tuvo que tomar es prácticamente tener que cuadruplicar el precio del combustible, y esto es porque el combustible cuesta”.
Y procuró explicar que “más allá de que lo tenemos en Vaca Muerta es necesario llevar arena por todo el país para poder generar inversiones, infraestructura, no sé los procesos, habrá más especialistas, pero realmente los procesos de inversión… los pozos que hay que hacer y demás, tienen enormes inversiones millonarias para hacerse”.
Ravier consideró que “Yo creo que, si la Argentina tuvo déficit energético durante tanto tiempo, por 5.000 millones de dólares, recuerdo en algunos años con el gobierno de Cristina Kirchner, esto fue porque no era negocio invertir en Vaca Muerta”. “Teníamos el petróleo ahí abajo de la tierra, pero no había incentivos para sacarlo de abajo de la tierra, y entonces lo teníamos que importar”, argumentó. El Vocero del Presidente añadió que “hoy, gracias a haber soltado el precio del combustible, invertir en hidrocarburos es negocio: petróleo, gas, derivados del petróleo. Hay una enorme cantidad de situaciones. Esto genera inversión, genera exportación, entrada de divisas, cantidad de puestos de trabajo directos e indirectos. Es fundamental lo que está pasando en hidrocarburos”.
Ravier, que es economista, destacó que “ahora exportamos, antes en algún momento hubo también, en los tiempos de Repsol (controlante de YPF), restricciones para exportar hidrocarburos”.
“Ahora se abrió el mercado para poder exportar, para que sea negocio. Y creo que es fundamental que en Argentina el combustible cueste lo que tiene que costar, como cualquier otro precio de la economía. Los precios son libres y eso fomenta los incentivos para la producción. Entonces… eso respecto del petróleo”, señaló.
Y sostuvo que “respecto de las tarifas de los servicios públicos también es clave. Podemos tener atrasadas las tarifas del gas, de la luz, del agua, etcétera, pero eso alguien lo tiene que pagar”.
“Si la tarifa cuesta menos para el que usa la luz, el que usa aire acondicionado en verano o el que usa el gas en invierno; esa diferencia de tarifa que una persona no está pagando, alguien la tiene que pagar, y la pregunta es quién”. “Bueno, este Gobierno considera que es importante que las tarifas de los servicios públicos vayan retornando a sus precios libres, a sus precios de mercado, a sus costos, por lo menos para cubrir los costos”.
Ravier refirió que “eso ha implicado también una medida muy desafortunada, muy ingrata, que este Gobierno tiene que hacer, de decir ‘Te tengo que duplicar el gas, te tengo que duplicar el agua, te tengo que duplicar el costo de la electricidad”. Explicó entonces que “eso también después conduce a otro tipo de acciones en la familia, de decir «Bueno, ahora que está más caro el gas, voy a tratar de abrigarme, más que prender el gas».
“Todas estas cuestiones que se han hablado tanto en algunos otros gobiernos. Pero tiene que ver con estos costos, o sea… no hay almuerzo gratis, la famosa frase también del ya citado Milton Friedman, de que alguien lo tiene que pagar”, expresó el funcionario, añadiendo que “Esos subsidios que se tenían que dar a las empresas, como Camuzzi en gas, o a Edenor, Edesur y demás, alguien los tiene que pagar”.
El vocero presidencial puntualizó al respecto que “nosotros estamos considerando que cada individuo, como es el principal beneficiario de ese servicio, debería ser el que aporte a la tarifa”.
“Ahora es importante notar, cuando ustedes miren mes a mes cómo está evolucionando la inflación, que los aumentos tarifarios mes a mes superan el propio nivel de inflación que mide el índice de precios al consumidor. Y esto quiere decir que, poco a poco, de manera muy gradual, se están haciendo correcciones en las tarifas para ir ordenando también las tarifas de los servicios públicos”, argumentó.
La Libertad Avanza de Neuquén en una reunión con el influencer Iñaki Gutiérrez.
La disputa política por el manejo de Neuquén capital, la ciudad más importante de la provincia y un verdadero imán para inversiones asociadas al desarrollo de Vaca Muerta, se anticipa como una de las prioridades para La Libertad Avanza en 2027.
El partido, que se formalizó en el territorio el año pasado y debutó con un triunfo en las legislativas nacionales, trabaja en sumar voluntades con una interpelación a la clase media y, en particular, a los comerciantes afectados por el incremento de tasas municipales, tarifas de electricidad elevadas y los trastornos generados por la mega obra que transformará la exRuta 22 o Avenida Mosconi en una vía de cuatro carriles por lado.
Los libertarios exploran un escenario que también tuvo como telón de fondo, en las últimas semanas, un enfrentamiento entre la Asociación de Comercio, Industria, Producción y Afines de Neuquén (Acipan) y la gestión del intendente Mariano Gaido por el momento que atraviesa el comercio de la ciudad, «el más delicado de la última década».
Ese reclamo institucional, que se fundó en los altos costos operativos de los negocios, fue abordado por el senador Pablo Cervi, aunque los dirigentes de LLA también apuntan a escuchar directamente a los perjudicados, quienes dicen tampoco sentirse representados por la entidad empresaria.
De allí surgió la convocatoria a una reunión este jueves en Neuquén capital con comerciantes de la zona centro, tras meses de visitas puerta a puerta. La invitación, impulsada por redes sociales, incluyó a Cervi y otros referentes del partido como el concejal de la capital, Nicolás Montero.
«Además de la luz, los costos de licencias comerciales y retributivos, estamos haciendo hincapié en los locales que están tremendamente afectados por la obra de la Avenida Mosconi», dijo a EN/CLAVE uno de los organizadores, Gabriel Jankowski.
«Se atendió a los frentistas de la obra, pero a quienes están en las calles perpendiculares no les llegó un peso de descuento en las tasas y encima ahora tienen estacionamiento medido. Se convirtió en una zona totalmente muerta. Los comerciantes quieren hablar de esto y nadie los escucha», planteó.
Dijo que «todos están hablando de Neuquén y de las inversiones de grandes empresas que trae Vaca Muerta, pero nadie se está ocupando de las pequeñas, que son las que mueven la economía del día a día».
Tasas municipales y el shock de obras
El incremento de las tasas retributivas municipales fue uno de los detonantes del malestar del sector este año, al alcanzar porcentajes del 500% y hasta el 800% por la quita de subsidios automáticos, que el municipio buscó suavizar con la posibilidad de inscribirse a un descuento voluntario.
Entre los esfuerzos de la gestión por incentivar la actividad también se implementó la exención de la tasa de patente sobre la compra de vehículos 0 kilómetro, la habilitación gratuita de nuevas licencias comerciales y la eliminación de lapolémica Tasa Forestal Habitacionalque implicaba el pago de montos millonarios a operadoras y empresas de servicios petroleros.
«Somos el municipio del país que mayor cantidad de tributos ha quitado», afirmó el intendente cuando encabezó la apertura de sesiones legislativas a principios de año.
En los equipos de Gaido hay confianza con que el principal activo de la gestión es la obra pública, que se volcó a modo de «shock» en todos los sectores de la ciudad.
Jankowski, comerciante y colaborador de La Libertad Avanza en Neuquén, afirmó que el partido buscará construir una «alternativa política» para «replicar lo que está haciendo el gobierno nacional» en la capital neuquina. «Hoy no tenemos injerencia, tenemos un solo concejal, apuntó.
La pelea entre Acipan y Gaido, telón de fondo
Acipan difundió días atrás un duro comunicado titulado «El espejismo de la isla próspera» en el cual aseguró que el comercio de la ciudad de Neuquén «atraviesa el momento más delicado de la última década».
Planteó que los negocios trabajan con un margen de rentabilidad «mínimo» donde «una baja de ventas moderada alcanza para convertir a un negocio sano en uno que pierde plata todos los meses». Dio como ejemplo comercios históricos de la capital que cerraron sus puertas en el último tiempo: el más reciente fue una zapatería con más de 60 años de trayectoria en la zona del Bajo comercial.
La organización, de habitual buen diálogo con los gobiernos, enumeró múltiples causas. Señaló que el consumó decayó porque los salarios privados no aumentaron en Neuquén al mismo ritmo que lo hicieron los costos fijos de una familia como el alquiler (271% versus 532% entre fines de 2023 y fines de 2025) y advirtió sobre la carga tributaria y de las tarifas sobre los comercios, además del impacto de la obra para transformar la exRuta 22 en avenida urbana, principal hito de gestión del intendente Mariano Gaido.
«Es necesaria y debe hacerse, pero golpeó la accesibilidad de un Bajo ya castigado», plantearon. La construcción, según advirtieron, desincentivó la circulación de consumidores por esa zona donde se concentra el grueso de los negocios.
El comunicado no cayó bien en el municipio, que contraatacó con cifras récord de altas comerciales en la ciudad. Y, de manera indirecta, con una intimación que envió la cooperativa eléctrica CALF, cuya conducción está en manos de aliados políticos del intendente, contra el presidente de Acipan, Dante Scatamburlo.
Fue a través de una carta documento que le exigió rendir cuentas sobre un programa de eficiencia energética implementado por la distribuidora para que asociados de la cámara dentro de las categorías T2 y T3 reciban descuentos en sus tarifas a cambio de implementar mejoras o incorporar energías renovables.
Acipan aprovechó su descargo para rechazar la «indebida personalización» del reclamo y reiterar que la principal preocupación del sector sigue siendo el costo de la energía eléctrica para comercios e industrias de la ciudad y la provincia.
El reclamo de Cervi tras la Zona Fría
El senador de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, ya había introducido el tema tras la media sanción del proyecto que modifica el régimen de Zona Fría para el gas, al señalar que la provincia tiene una de las tarifas de luz más caras del país. «Un comerciante de Neuquén capital paga 270.000 pesos más por mes que uno de Río Negro con el mismo consumo», afirmó.
El libertario fue uno de los que difundió un informe de Acipan publicado con anterioridad a que escalara el conflicto con el municipio sobre el costo de la electricidad y su comparación con el resto del país. Cervi reclamó al gobierno «una discusión más amplia sobre los precios de la energía en Neuquén».
El mes pasado se reunió con los representantes de la cámara de comercio y también con autoridades de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene) donde hablaron sobre el costo de la luz, pero también de otros factores de interés para las pymes vinculados a la presión impositiva, la situación fiscal y «el impacto de los incrementos en las tasas municipales».
Apuesta libertaria por la capital
La Libertad Avanza ve la capital como una plaza tentadora sobre la cual hacer pie en 2027. El empuje de Vaca Muerta la convirtió en una de las ciudades con mayor crecimiento del país, receptora de desarrollos inmobiliarios y con un presupuesto anual por encima del medio billón de pesos sin grandes deudas ni déficit operativo.
Es, también, una ciudad donde el gobernador Rolando Figueroa no llevará candidato propio, sino que apoyará a quien elija el intendente actual, Mariano Gaido, sin posibilidad de reelección.
Ambos dirigentes formaron una alianza política más sostenida por la mutua supervivencia que por la afinidad de ideas o la construcción de lealtades. Los libertarios creen que el gobernador podría no ver con malos ojos un triunfo violeta que corte la racha ganadora de Gaido, eventual candidato para la provincia en 2031.
Figueroa ya no podrá reelegir para entonces, pero querrá que continúe su proyecto político en el largo plazo de la mano de un sucesor o sucesora de su espacio.
«Está dispuesto a entregar la ciudad», afirmó a EN/CLAVE un dirigente de La Libertad Avanza, quien aseguró que hubo reuniones con el mandatario por este tema, algo que en el oficialismo desmienten.
El partido de Javier Milei llegará a las elecciones con lo que considera un buen antecedente: en las legislativas nacionales del 2025, su lista se impuso en 24 de los 25 circuitos electorales de la ciudad, obteniendo un triunfo holgado en prácticamente todos los barrios.
Pero un dato podría conspirar contra este entusiasmo oficial: los comicios municipales irán desdoblados de los nacionales, como ya anticipó EN/CLAVE. Y, en ese escenario, bien podría repetirse lo que ya sucedió en 2023: Neuquén capital optó en las municipales por el espacio de Mariano Gaido, en la categoría provincial por La Neuquinidad de Rolando Figueroa y, cuando llegó el momento de elegir presidente, se volcó mayoritariamente por Javier Milei.
La nueva línea de Operaciones de Wireline de Calfrac Well Services Argentina.
Después de más de dos años de análisis de campo, planificación, capacitación y de trabajo coordinado, Calfrac Well Services Argentina puso en marcha su línea de Operaciones de Wireline. Una propuesta de valor que se suma al resto de sus servicios incorporando unidades nuevas y acompañando el crecimiento de la cuenca neuquina.
Hasta el momento, la oferta de Calfrac incluía Fractura, Coiled Tubing, Flowback y Cementación. Con la línea de operaciones de Wireline, la empresa busca alinearse de forma estratégica a las necesidades de un escenario más competitivo en la medida que Vaca Muerta crece.
Si bien las operaciones de Calfrac se extienden desde Denver Colorado en EEUU hasta Columbia Británica en Canadá, la compañía eligió específicamente la cuenca neuquina para dar inicio a este desarrollo. Detrás de esta decisión hubo un trabajo de alineación de recursos y capacidades de los diferentes sectores de la compañía con soporte internacional, según explican César Aglieri, Gerente de Wireline y Angela Delaloye, especialista en Wireline en Calfrac Argentina.
Operaciones de Wireline y el desafío del equipamiento
De forma sencilla, las operaciones de Wireline -o línea de cable- permiten introducir o extraer herramientas especializadas en el interior de un pozo de gas o petróleo a través de un cable de acero fino, pero al mismo tiempo, resistente. Y es que, el cable en cuestión no sólo transmite información, energía y señales entre la superficie y el pozo, sino que, además, resiste el peso del propio equipo.
“En la historia de operaciones no convencionales en Calfrac, para hacer una gestión completa y de alineación de estrategia era necesaria la incorporación de esta línea de operaciones al portfolio”, asegura Aglieri.
Lo cierto es que detrás de este hito hubo un estudio previo que analizó experiencias y necesidades de los clientes. Así llegaron al modelo que hoy incluyen en el mercado. “Tras numerosos estudios de impacto y soluciones para nuestros clientes, luego de años de contratación y seguimiento con auditorias de calidad de wireline y evaluando las necesidades se llegó a la conclusión de lo que hoy tenemos: una estrategia modular, sistema de cañones plug&play con detonadores de alta tecnología en procesos de seguridad y desconectores de boca de pozo mecánicos”, explica Aglieri.
El objetivo, además, fue disminuir tiempos no productivos por fallas en el equipamiento que al mismo tiempo fuera seguro y fácil de incorporar para el personal de campo. El proceso comenzó a diseñarse a lo largo de los últimos 3 años hasta que finalmente a fines de mayo de este 2026 se puso en operaciones de línea de Wireline con el soporte de uno de sus clientes.
Y si bien todo inicio de Wireline es complejo en el Plug & Perf,“nosotros –Calfrac– lo logramos gracias al sostén y la alineación de los altos mandos y el equipo de trabajo para ser una compañía por excelencia de Wireline”, concluyó Aglieri.
La demanda de GNL en el mundo fue de 422 MTPA en 2025.
La demanda de Gas Natural Licuado (GNL) en el mundo aumentará hasta los 695 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2050, lo que representa un salto de un 65% respecto al consumo de 2025, que fue de 422 MTPA. El número se desprende del cálculo medio entre la proyección más ambiciosa de 780 MTPA y la más cauta de 610 MTPA que detalla el informe “LNG Outlook 2026” publicado este martes por la compañía Shell.
En el informe, Shell– uno de los grandes jugadores del comercio global de GNL, que el año pasado fue el responsable del 16% del suministro mundial– resalta que la demanda aumentará “a medida que los países sigan priorizando la seguridad energética flexible y fiable que ofrecen el gas y el GNL”.
La compañía destaca que este año se esperaba un fuerte crecimiento de la demanda mundial de gas natural licuado en comparación con 2025, pero “las graves interrupciones en el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz paralizaron alrededor de una quinta parte del suministro mensual mundial de GNL desde que comenzó el conflicto, que provocó un aumento del precio y un impacto negativo en los países asiáticos”.
“La puesta en marcha de nuevas plantas de licuefacción en Norteamérica, la mejora del rendimiento de las existentes y la menor importación de GNL desde Asia compensaron parcialmente el impacto de la reducción de la oferta desde Medio Oriente”, detalla Shell. Y añade que en 2026 el comercio del GNL podría ser similar al del año pasado “si el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz se normaliza este verano, antes de retomar el crecimiento en 2027”.
El GNL para 2030: las perspectivas del mercado y el rol de Asia
Fuente: Informe «LNG Outlook 2026» de Shell.
Además, Shell anticipa que para 2030 se espera que ingresen al mercado 180 MTPA más de GNL que mejorarán la disponibilidad y la asequibilidad del gas. El ingreso de los nuevos volúmenes dependerá de la disponibilidad de infraestructura en los países importadores, incluida la capacidad de regasificación y la conectividad de los gasoductos, especialmente en el sur y sureste de Asia, advierte el informe.
Según las proyecciones de Shell, el sur del continente asiático representará alrededor de un 40% de las importaciones mundiales de GNL para 2050, que impactará en una reducción en el alto consumo de carbón que tienen los países de esta región.
China es el principal importador de GNL del mundo. En la última década el gigante asiático aumentó un 258% la demanda al pasar de importar 27 MTPA en 2016 a 67 MTPA en 2025. En el mismo período, Estados Unidos se consagró en el primer puesto del ranking de países exportadores, ya que pasó de vender 4 MTPA a 109 MTPA en 10 años.
El GNL en el mercado energético europeo se convirtió en una fuente de energía determinante. En efecto, en 10 años el GNL pasó de representar un 15% de las importaciones de gas de Europa a cubrir un 43% en 2025.
Todo indica que en el futuro Europa seguirá aumentando su demanda, ya que el GNL es clave para equilibrar las energías renovables intermitentes. Por este motivo, en los últimos 10 años las terminales de regasificación pasaron de 124 a 200 en todo el mundo y los países importadores saltaron de 36 a 49.
En mercados asiáticos más maduros como Japón, los centros de datos y nuevas tecnologías están surgiendo como una nueva fuente de demanda energética que está siendo abastecida con mayor importación de GNL.
Barcos: Demanda emergente de GNL
Los buques impulsados mediante GNL pasaron en 10 años de 81 a un total de 877 buques en 2025, según detalla el informe de Shell.
Al mismo tiempo, hay otros segmentos emergentes de demanda de GNL en el mundo que también están creciendo rápidamente. Según las proyecciones del informe de Shell, el suministro de GNL a barcos se multiplicará por siete, alcanzando una demanda de 27 MTPA en 2035, una cantidad superior a la importada por India en 2025.
Los barcos impulsados mediante GNL pasaron en 10 años de 81 a un total de 877 buques en 2025 y los lugares de abastecimiento para este combustible durante ese mismo período crecieron de 10 a 222 en todo el mundo.
“Para satisfacer la creciente demanda, será necesaria una importante inversión adicional en nuevas plantas de licuefacción de GNL durante las décadas de 2030 y 2040, con una necesidad de suministro adicional de alrededor de 200 MTPA, además de los proyectos que ya están en construcción”, remarca el informe de Shell.
Un mercado más resiliente
Shell subraya que en la última década el comercio de GNL en el mundo superó tres crisis que lo pusieron a prueba:
La histórica caída de la demanda desatada por la pandemia del Covid-19 de 2020;
La guerra entre Rusia y Ucrania de 2022, que provocó una situación crítica en el abastecimiento en Europa; y
La guerra en Medio Oriente de este año, que generó una caída en la oferta mundial.
“Si bien los precios al contado del GNL en Asia aumentaron a más de 20 dólares por millón de unidades térmicas británicas (US$/MMBTU) en el punto álgido de la crisis de Oriente Medio, se mantuvieron significativamente más bajos que en 2022, cuando se interrumpieron los suministros de gas tras la invasión rusa de Ucrania, lo que refleja la mayor resiliencia del mercado del GNL en la actualidad”, destaca Shell.
Dado que los acuerdos de suministro a largo plazo representan alrededor de dos tercios del comercio total de GNL, el informe sostiene que el precio promedio que los compradores pagaron por el GNL en mayo de este año fue de entre 11 y 12 US$/MMBTU, en comparación con los 7 a 11 US$/MMBTU de enero, antes de que comenzara el conflicto.
Cederic Cremers, presidente de Gas Integrado de Shell, declaró que “el conflicto en Medio Oriente generó una conmoción sistémica con repercusiones en todos los sectores de la economía, pero la industria del GNL demostró ser resiliente y capaz de adaptarse a las cambiantes condiciones del mercado. Si bien se necesita mayor inversión en infraestructura, las perspectivas a largo plazo siguen siendo sólidas y el GNL continuará siendo un factor estabilizador en el sistema energético mundial”.
FECENE realizó un aporte de $463,4 millones al Programa Provincial Becas Gregorio Álvarez
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén(FECENE) realizó un aporte de $463,4 millones al Programa Provincial Becas Gregorio Álvarez, en una iniciativa que busca respaldar la formación de estudiantes neuquinos y fortalecer el desarrollo del capital humano en una de las provincias con mayor dinamismo energético del país.
La entidad, que reúne a las principales cámaras empresarias vinculadas a la actividad energética en Neuquén, destacó que el aporte refleja el compromiso del sector privado con una política pública orientada a ampliar las oportunidades educativas y acompañar el crecimiento de la provincia.
Desarrollo y educación
Desde la Federación señalaron que el desarrollo de Neuquén requiere no solo de inversiones en infraestructura y producción energética, sino también de políticas que impulsen la formación de las futuras generaciones.
«Creemos que la educación es una herramienta estratégica para construir una provincia con más oportunidades, mayor competitividad y un desarrollo sostenible. Por eso, las empresas neuquinas acompañamos esta iniciativa convencidos de que el trabajo articulado entre el sector público y el privado genera beneficios concretos para toda la sociedad», expresaron desde FECENE.
La organización también agradeció al Gobierno de Neuquén por impulsar políticas que priorizan la educación y ratificó su voluntad de continuar acompañando iniciativas que contribuyan al desarrollo económico y social de la provincia.
El aporte se enmarca en una estrategia de articulación entre el sector público y el entramado empresarial, en un contexto en el que la expansión de la actividad energética —con Vaca Muerta como principal motor— incrementa la demanda de trabajadores calificados y pone en agenda la necesidad de fortalecer la formación y la inclusión educativa en el territorio.
YPF continúa su proceso de innovación y modernización en la Patagonia con la incorporación de autodespacho en dos nuevas estaciones: una en Comodoro Rivadavia y otra en Puerto Madryn. Este servicio, que permite a los usuarios cargar combustible de forma autónoma utilizando la App YPF, está disponible en horarios nocturnos, ofreciendo descuentos de hasta 9% entre las 0:00 y las 6:00, y un 3% de descuento entre las 22:00 y la medianoche.
Las estaciones que cuentan con esta modalidad son las ubicadas en Alvear y Dorrego 1645, en Comodoro Rivadavia, y en Marcos Zar y Avenida Irigoyen, en Puerto Madryn, ambas pertenecientes a la red ACA. Aunque el autodespacho brinda una alternativa rápida y digital, la atención tradicional con personal sigue estando disponible para asistir a los usuarios durante esta transición.
Este avance forma parte de una estrategia de YPF para optimizar costos, disminuir los tiempos de espera y ofrecer una experiencia más ágil y controlada a los clientes. La mayoría de los usuarios valoran la simplicidad y rapidez que brinda la carga autónoma, especialmente en zonas con alta circulación vehicular y actividad económica como las ciudades mencionadas, que destacan por su vínculo con los sectores energético, turístico y logístico.
Los descuentos nocturnos también están pensados para beneficiar a quienes trabajan en horarios extendidos o durante la noche, incentivando el consumo en franjas horarias de menor demanda y promoviendo un uso más eficiente de las estaciones.
Con esta expansión, YPF refuerza su compromiso con la modernización y la adaptación a las nuevas tendencias globales que apuestan por estaciones de servicio más automatizadas, flexibles y alineadas con las necesidades actuales del mercado.
La obra que permitirá que Argentina exporte GNL al mundo desde la costa rionegrina en 2027 ya supera el 60% de avance, genera más de 400 empleos y un fuerte movimiento en empresas, comercios, proveedores y servicios locales. El Gobernador Alberto Weretilneck recorrió en Fuerte Argentino los trabajos que desarrolla Southern Energy junto a Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy.
La recorrida permitió mostrar el avance de uno de los proyectos energéticos más importantes de la historia argentina, impulsado por Southern Energy, la compañía integrada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
El proyecto permitirá que el gas de Vaca Muerta llegue desde Neuquén hasta la costa de Río Negro para ser licuado y exportado por primera vez al mercado internacional. Se trata de un paso histórico para el país y para la Norpatagonia, que comienza a consolidarse como protagonista del nuevo mapa energético argentino.
“Quiero agradecer especialmente a Marcos por su visión, su decisión y el coraje de haber confiado en Río Negro para impulsar y liderar uno de los proyectos energéticos más importantes de la historia argentina”, destacó Weretilneck, en sus redes sociales.
Además del impacto estratégico para el país, las obras en Fuerte Argentino ya generan movimiento económico para empresas, comercios, proveedores y servicios locales. El desarrollo energético empieza a traducirse en actividad regional, nuevas oportunidades laborales y fortalecimiento de la economía rionegrina.
“Esto es mucho más que una obra energética. Es la Argentina, Río Negro, Neuquén y Southern Energy trabajando juntos para cambiar para siempre la historia productiva del país”, sostuvo el Gobernador.
Weretilneck remarcó que esta nueva etapa debe tener a los rionegrinos como protagonistas, con empleo local, empresas provinciales, infraestructura y oportunidades concretas para las comunidades.
“La Norpatagonia está escribiendo una nueva historia: deja de ser solamente proveedora de recursos para convertirse en protagonista del desarrollo energético argentino. Y ese desarrollo tiene que ser con los rionegrinos adentro: con trabajo local, empresas de la provincia, infraestructura y oportunidades para nuestra gente”, afirmó.
Con este avance, Río Negro consolida su lugar estratégico en la nueva etapa energética del país. La llegada del GNL a las costas rionegrinas no solo representa una oportunidad histórica de exportación, sino también la posibilidad de transformar inversión en trabajo, recursos, infraestructura y futuro para la provincia.
“La provincia ya demostró que puede perforar pozos, producir, cuenta con gente capacitada y ha evidenciado que puede explotar los recursos de manera sustentable, sin dañar el medio ambiente. El próximo desafío es hacerlo de manera continua y escalarlo. En estos dos puntos es donde este proyecto se encaja”, afirmó el ministro de Energía, Gustavo Medele, al referirse al acuerdo entre la Provincia del Neuquén y YPF para impulsar el desarrollo de Gas Natural Licuado (GNL), aprobado la semana pasada por la Legislatura.
El funcionario calificó al proyecto como “un hito en la producción y en la explotación hidrocarburífera de la provincia”, ya que permitirá habilitar un nuevo canal de comercialización internacional del gas neuquino, ampliando de manera sustancial el mercado y generando mayor estabilidad y previsibilidad para la actividad en el mediano y largo plazo.
En ese sentido, explicó que la posibilidad de exportar GNL al mundo permitirá reducir la estacionalidad del consumo interno de gas, que presenta diferencias de alrededor del 50% entre invierno y verano. “Estos cambios de demanda hacen que no sea tan eficiente la obra, la inversión y la actividad. Este proyecto de GNL, al tener un mercado internacional, puede adecuar y estabilizar mucho esa demanda”, señaló.
Asimismo, destacó que esta mayor estabilidad permitirá planificar a largo plazo distintos aspectos del sector, como la cantidad de equipos de perforación necesarios y la dotación de personal.
No obstante, aclaró que resta avanzar en la ingeniería del proyecto para comenzar a ver resultados concretos, incluyendo definiciones sobre trazas de gasoductos y tipos de plantas a desarrollar. “Recuerden que este es el primer proyecto de estas características en la provincia de Neuquén y también a nivel nacional”, indicó.
El proyecto de GNL prevé una transformación estructural del sector energético provincial, con impacto directo en Cutral Co y Plaza Huincul, además de efectos positivos a escala provincial. Al respecto, Medele explicó que el esquema contempla dos bonos de inversión. El primero, por 150 millones de dólares, se activa con la obtención de las concesiones de explotación y ya cuenta con una cartera de obras definida, algunas en etapa de preingeniería y otras en planificación técnica. El segundo, por 175 millones de dólares, está sujeto al cumplimiento de hitos administrativos clave, particularmente la consolidación del marco regulatorio nacional y la certificación de la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Una vez cumplidas estas condiciones, se habilitará su ejecución.
“El bono de 150 millones ya tiene una lista de obras que van a comenzar a construirse. Hoy estamos en etapa de ingeniería y anteproyecto para avanzar en su ejecución”, señaló el ministro a la vez que informó que “el bono de 175 millones se hará efectivo cuando se cumplan los hitos administrativos. Una vez que Nación otorgue los beneficios y se certifique la adhesión al RIGI, se podrá avanzar con su ejecución, estimada hacia fines de este año o comienzos del próximo”.
Por último, mencionó que se estima una fase de expansión de actividad durante los próximos cinco años hasta alcanzar un nivel de estabilidad, con una meseta productiva que podría sostenerse por al menos tres décadas.
La Secretaría de Energía dispuso que la empresa Hidroeléctrica Diamante S.A. (HIDISA) continúe con la operación del complejo hidroeléctrico ubicado en la provincia de Mendoza.
La medida establece como fecha límite para esta extensión el 15 de diciembre de 2026, o bien hasta que se concrete la adjudicación de una nueva concesión mediante un concurso público nacional e internacional.
Para formalizar esta continuidad, la firma debe remitir una carta de adhesión en un plazo de cinco días corridos tras la entrada en vigencia de la norma.
En caso de que la empresa decida no adherir, la resolución le impone la obligación de mantener la generación de energía eléctrica por un periodo no inferior a 90 días corridos, con el objetivo de que el Estado Nacional asegure la operatividad del sistema y el suministro eléctrico.
La Resolución 145/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial fundamenta la decisión en la necesidad de preservar la seguridad de las personas y los bienes en el río Diamante mientras se desarrolla el proceso de selección de nuevos concesionarios.
La norma se enmarca en la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional, que tiene vigencia hasta el 9 de julio de 2026.
El texto oficial señala que los procesos de licitación iniciados por el Estado requieren la elaboración de pliegos, la definición de normas de manejo de aguas y la identificación de inversiones para extender la vida útil de los activos.
Estos factores técnicos generan plazos que hacen necesaria la extensión del contrato vigente, el cual se remonta originalmente al proceso de privatización iniciado en 1994.
Bajo los términos de esta prórroga, HIDISA debe mantener una garantía de cumplimiento de contrato de al menos un millón de dólares estadounidenses.
Asimismo, la concesionaria tiene la obligación de presentar un inventario actualizado de bienes y equipos cada cuatro meses y permitir el ingreso a las instalaciones de los potenciales interesados en la futura licitación.
El esquema de pago de regalías para Mendoza se mantendrá según los acuerdos entre la Secretaría de Energía y la provincia. Por su parte, la Subsecretaría de Energía Eléctrica continuará ejerciendo su función de veedor del sistema hidroeléctrico durante todo el periodo de transición.
El Grupo Techint, a través de su empresa Tenaris SIAT, anunció el despido de 150 trabajadores contratados en su planta ubicada en Valentín Alsina, partido de Lanús. Esta medida tendrá efecto a partir del 1° de julio de 2026 y representa una reducción significativa en el personal temporal, que equivale a tres cuartas partes de los empleados bajo esa modalidad.
La planta, que cuenta con un total de 350 empleados —150 de planta permanente y 200 contratados—, ha visto una disminución en su actividad desde finales de 2025, cuando finalizó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Durante la ejecución de ese proyecto, la fábrica llegó a emplear más de 550 trabajadores y operaba en tres turnos para abastecer la demanda de tubos.
Los contratos rescindidos eran a plazo fijo y se renovaban periódicamente en función de la llegada de nuevos proyectos. Sin embargo, la pérdida de dos licitaciones privadas vinculadas a un megaproyecto de gas natural licuado (GNL) en la región generó la imposibilidad de mantener esos puestos. La primera licitación, para la provisión de tubos del gasoducto entre Vaca Muerta y Río Negro, fue adjudicada a la empresa india Welspun, dejando a Tenaris fuera de la principal fuente de demanda para su planta bonaerense.
En esa compulsa, Welspun presentó una oferta de USD 203 millones, mientras que Tenaris inicialmente propuso USD 296 millones, luego redujo a USD 282 millones y finalmente intentó igualar la oferta india con USD 250 millones, aunque esta última fue presentada fuera del plazo establecido. Otras empresas chinas ofrecieron precios hasta un 15% más caros que la ganadora.
En enero, Tenaris advirtió a Southern Energy sobre la importancia de ese contrato para mantener la producción y los empleos, señalando que “la magnitud de este gasoducto es tal que permitiría a nuestra planta continuar la normal fabricación por aproximadamente 9 meses”. Sin embargo, la adjudicación no fue favorable para la empresa argentina.
Posteriormente, la UTE Techint-Sacde también perdió la licitación para la construcción del gasoducto de 471 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro, parte del mismo proyecto de Southern Energy (SESA). Este contrato fue otorgado a la UTE Victor Contreras – SICIM, que ofreció condiciones de pago más flexibles, mejores garantías y la oferta económica más competitiva.
Estas derrotas tuvieron repercusiones políticas. El presidente Javier Milei criticó públicamente a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, con el apodo de “Don Chatarrín de los tubitos caros”, haciendo referencia a los costos de los tubos ofrecidos por la empresa.
El proyecto SESA contempla una inversión superior a USD 15.000 millones en dos décadas y prevé la instalación del buque licuador Hilli Episeyo frente al Golfo San Matías, con una inversión inicial de USD 7.000 millones. En febrero, Southern Energy firmó un contrato para exportar 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a Alemania durante ocho años, a partir de fines de 2027, lo que representa el 80% de la capacidad del buque.
Con la conclusión del proyecto Duplicar Norte, que ampliaba la capacidad de evacuación de petróleo en Vaca Muerta, la demanda de tubos para la planta de Lanús se redujo aún más, afectando su ritmo de trabajo y motivando la decisión de no renovar los contratos temporales.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®) realizó su asamblea ordinaria de socios y anunció la elección de Matías Campodónico, presidente de PBB Polisur S.R.L., como presidente de la principal entidad del sector para el período 2026-2028.
Entre las autoridades que acompañarán esta gestión se destacan Marcos Martín Sabelli (Profertil S.A.), Carolina Porchile (YPF S.A.) y Matías Guido Martin (BASF Argentina S.A.), quienes ocuparán los cargos de vicepresidentes 1°, 2° y 3°, respectivamente. Por su parte, Jorge de Zavaleta continuará desempeñándose como director ejecutivo de la CIQyP®.
Trayectoria
Campodónico cuenta con una amplia trayectoria en la industria química y petroquímica. Tras desempeñarse durante años en Dow y presidir la Cámara durante el período 2024-2026, actualmente se desempeña como presidente de PBB Polisur, una de las principales compañías petroquímicas del país.
Durante la presentación ante los socios y autoridades de la entidad, Campodónico agradeció la confianza depositada en su gestión y destacó la importancia de continuar fortaleciendo el trabajo conjunto entre las empresas del sector.
Industria química y petroquímica
«La industria química y petroquímica tiene un rol estratégico en el desarrollo económico del país. Contamos con capacidades productivas, recursos humanos de excelencia y oportunidades únicas asociadas al desarrollo energético y de nuevas cadenas de valor. Desde la CIQyP® seguiremos trabajando para fortalecer la competitividad, promover inversiones y generar las condiciones necesarias para que el sector continúe creciendo, creando empleo y aportando valor a toda la economía argentina», afirmó Matías Campodónico, presidente de la CIQyP®.
La industria química y petroquímica constituye uno de los principales motores del entramado productivo argentino. Actualmente representa aproximadamente el 12% de la manufactura industrial nacional, genera más de 69.000 empleos directos y 250.000 indirectos, participa con cerca del 19% de las manufacturas de origen industrial y provee insumos esenciales para más del 96% de las actividades industriales del país.
En este contexto, el desarrollo de Vaca Muerta se presenta como una de las mayores oportunidades para fortalecer la competitividad de la industria química y petroquímica argentina. El acceso a gas natural en condiciones competitivas no solo mejora la disponibilidad de materias primas estratégicas para la producción petroquímica, sino que también abre la posibilidad de atraer nuevas inversiones, ampliar la capacidad productiva y desarrollar productos de mayor valor agregado destinados tanto al mercado local como a la exportación.
Durante el período 2026-2028, la CIQyP® continuará impulsando una agenda orientada a promover la competitividad, la sustentabilidad, la innovación tecnológica y la articulación público-privada. Asimismo, seguirá trabajando en iniciativas vinculadas a la mejora regulatoria, el comercio exterior, la seguridad de los procesos industriales y el desarrollo de condiciones que permitan consolidar una industria química y petroquímica moderna, integrada al mundo y preparada para acompañar el crecimiento económico de la Argentina.
A continuación, el listado de las nuevas y principales autoridades de la Cámara:
El crecimiento que atraviesa la minería argentina abre una oportunidad estratégica para el país, pero también un desafío para definir el modelo de desarrollo que acompañará esa expansión.
Así lo planteó Flavio Fuertes, director ejecutivo del Pacto Global Argentina de Naciones Unidas, al señalar que la actividad deberá transformar las inversiones en empleo local, proveedores competitivos y beneficios duraderos para las comunidades donde opera.
Fuertes sostuvo que la Argentina se encuentra en una etapa decisiva para establecer las bases de su política minera. Según indicó, el país puede construir un esquema similar al de Australia, con cadenas de valor integradas y desarrollo territorial, o reproducir modelos extractivos que no generan capacidades locales.
La diferencia dependerá de las decisiones institucionales y de la capacidad de convertir los proyectos en crecimiento sostenido para las regiones involucradas.
El referente de Naciones Unidas destacó que la minería genera expectativas por el volumen de inversiones y por incentivos como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, pero advirtió que ese impulso debe acompañarse con mecanismos que aseguren empleo local y desarrollo de proveedores.
Señaló que la sostenibilidad requiere contratos de largo plazo que permitan a las empresas locales invertir, incorporar tecnología y desarrollar capacidades. Sin previsibilidad, los proveedores no pueden escalar ni integrarse a la cadena de valor.
Fuertes remarcó además la importancia de la licencia social para operar. Indicó que no se obtiene de manera permanente, sino que se construye y se sostiene en cada decisión y en cada operación.
La relación con las comunidades, el cumplimiento ambiental y la transparencia son elementos que determinan la continuidad de los proyectos y la aceptación territorial.
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En ese contexto, valoró el proyecto de Ley de Desarrollo Local Minero que comenzó a debatirse en San Juan. Consideró que establecer la obligación de buscar proveedores en el entorno inmediato es un incentivo para fortalecer capacidades provinciales y consolidar cadenas de valor.
Sin embargo, advirtió que el crecimiento de los proveedores requiere condiciones contractuales que permitan planificar inversiones y asegurar retornos.
Fuertes también analizó la adjudicación a PowerChina para la construcción de parte del campamento del proyecto Vicuña, una decisión que generó cuestionamientos de sectores industriales.
Señaló que la empresa actuó dentro de la legislación vigente y de sus procedimientos internos, pero sostuvo que el caso abre una discusión más amplia sobre cómo incorporar criterios de sostenibilidad y desarrollo local en los procesos de compra.
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Cumplir con la ley es una condición mínima, pero integrar la sostenibilidad implica generar valor para la comunidad y para el entorno donde se desarrolla la actividad.
Para Naciones Unidas, la Argentina tiene la oportunidad de convertirse en un referente internacional si adopta estándares exigentes en materia ambiental, social y de gobernanza. Fuertes recordó que la industria nuclear argentina no enfrenta cuestionamientos porque opera con los niveles de seguridad más altos. La minería, afirmó, puede demostrar que también es capaz de desarrollarse bajo parámetros estrictos y con beneficios concretos para las comunidades.
La discusión sobre el modelo minero se integra así a la agenda de política pública. La expansión de la actividad dependerá de la capacidad de transformar inversión en desarrollo local, fortalecer proveedores, asegurar empleo y consolidar estándares que reduzcan la incertidumbre y sostengan la licencia social. La oportunidad existe, pero su resultado dependerá de las decisiones institucionales que el país adopte en los próximos años.
Los datos oficiales del comercio exterior muestran que el petróleo de Vaca Muerta dejó de ser un producto concentrado en dos destinos y comenzó a integrarse a corredores globales de mayor escala.
Entre enero y mayo, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los US$6.182 millones, según INDEC, y explicaron el 43,1% del superávit comercial argentino. La expansión del shale oil neuquino ya es un fenómeno estructural.
La Secretaría de Energía informó que en los primeros cinco meses del año se exportaron 6,8 millones de barriles de crudo liviano —Medanito y shale oil— y 2,1 millones de barriles de crudo pesado. Más del 85% del crudo exportado proviene de Vaca Muerta, un dato que confirma el peso creciente del no convencional en la matriz exportadora.
Estados Unidos continúa siendo el principal destino. La Aduana registró envíos por US$1.519 millones, mientras que la EIA confirmó importaciones promedio de 45.000 barriles diarios de crudo argentino hacia refinerías del Golfo de México. El producto exportado es petróleo liviano de la cuenca neuquina, utilizado para optimizar mezclas en plantas de alta complejidad.
Chile mantiene su rol estratégico como socio energético regional. Las exportaciones de combustibles alcanzaron US$1.155 millones, con abastecimiento sostenido de crudo hacia la refinería de ENAP en Biobío y despachos regulares de gas natural a través de los gasoductos cordilleranos.
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El Oleoducto Trasandino (Otasa) continúa siendo un corredor clave para la integración energética entre ambos países.
La novedad del año aparece en Asia. China Customs registró compras de crudo argentino por US$441 millones entre enero y mayo, un incremento interanual del 411%.
Los cargamentos enviados desde Bahía Blanca y Punta Colorada se integraron a refinerías que demandan petróleo liviano para mejorar la eficiencia de procesamiento. La Aduana argentina confirmó embarques por aproximadamente 600.000 barriles hacia ese destino.
Australia se sumó como mercado emergente. Viva Energy, operadora de la refinería de Geelong, informó que incorporó crudo liviano argentino a su esquema de abastecimiento.
Los registros aduaneros muestran envíos cercanos a los 300.000 barriles en el período analizado. Este corredor abre una plataforma para expandir exportaciones hacia Oceanía y el sudeste asiático.
Brasil e India mantienen otro perfil de intercambio. En ambos casos, las exportaciones energéticas tienen un peso limitado frente a las manufacturas industriales y agropecuarias. Brasil importó combustibles por US$252 millones, mientras que India registró compras por US$50 millones, según datos oficiales.
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La diversificación de mercados es resultado directo de la infraestructura desarrollada en los últimos años. Los oleoductos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur incrementaron la capacidad de transporte, mientras que Puerto Rosales y Punta Colorada consolidaron la salida marítima del crudo neuquino.
Otasa y los gasoductos cordilleranos sostienen el vínculo con Chile. Sin esta red logística, la expansión hacia Asia y Oceanía no sería posible.
El shale oil neuquino se transformó en un producto competitivo en el mercado global por su calidad —liviano y bajo en azufre— y por la disponibilidad creciente de volúmenes exportables.
La combinación de infraestructura, producción récord y demanda internacional consolidó a Vaca Muerta como uno de los pilares del ingreso de divisas del país y como un actor relevante en el comercio energético mundial.
El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta está generando un excedente estructural de etano que obliga a definir una estrategia de largo plazo. La composición del gas de la cuenca presenta una riqueza de líquidos excepcionalmente alta, con proporciones de etano, propano, butano y gasolina natural que alcanzan entre 25% y 30%, frente al 10% habitual en un gas estándar.
Este diferencial geológico habilita oportunidades industriales, pero también introduce exigencias técnicas para garantizar la operación segura del sistema de transporte y distribución.
La elevada concentración de componentes pesados incrementa el Índice de Wobbe, parámetro que determina el comportamiento energético del gas durante la combustión.
Si esos componentes no son removidos en plantas de procesamiento, el gas puede operar fuera de las especificaciones para las que fueron diseñados numerosos artefactos domiciliarios, aumentando el riesgo de combustiones incompletas y generación de monóxido de carbono.
Desde esta perspectiva, proyectos como la ampliación de Compañía Mega, con una inversión estimada en U$S 650 millones, y el nuevo complejo de TGS, con un presupuesto cercano a U$S 3.000 millones, constituyen infraestructura necesaria para integrar de manera segura el crecimiento de la producción al sistema gasífero.
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La disponibilidad creciente de etano plantea dos modelos de desarrollo. El primero consiste en exportar el recurso como commodity, monetizando rápidamente el excedente. Estados Unidos concentra alrededor del 85% de la oferta exportable mundial y abastece principalmente a China, que absorbe cerca del 45% de esos embarques.
El segundo modelo, adoptado por Arabia Saudita y Qatar, destina el etano a la industria petroquímica local para transformarlo en productos de mayor valor agregado, como etileno y polietileno, alcanzando algunos de los cash costs más bajos del mundo, entre U$S 200 y U$S 400 por tonelada.
La industrialización local es económicamente atractiva, pero enfrenta desafíos financieros significativos. La construcción de un cracker de escala mundial requiere inversiones estimadas entre U$S 10.000 y U$S 14.000 millones y presenta riesgos de ejecución elevados. El complejo Shell Polymers Monaca, en Estados Unidos, comenzó con un presupuesto cercano a U$S 6.000 millones y terminó superando los U$S 14.000 millones.
En Argentina, donde el financiamiento depende de capital privado, instrumentos como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones mejoran las condiciones de inversión, pero no eliminan restricciones asociadas al riesgo soberano, al costo promedio ponderado del capital y a los plazos de construcción.
La secuenciación de inversiones constituye otro desafío. La decisión final de inversión de un complejo petroquímico requiere contar previamente con infraestructura de separación y provisión de etano. Esto implica que proyectos de midstream, como el complejo de TGS, deben encontrarse suficientemente avanzados antes de comprometer inversiones industriales de gran escala.
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En la práctica, los cronogramas actuales obligan a tomar decisiones sobre plantas petroquímicas cuando parte de la infraestructura de abastecimiento aún no ha sido completada.
El incremento de la producción de gas asociado al desarrollo de Vaca Muerta, junto con nuevas plantas de procesamiento, proyectos de exportación de GNL y la expansión de la infraestructura de transporte, incrementará de manera significativa la disponibilidad de etano durante los próximos años.
En este contexto, un esquema mixto que combine la exportación de excedentes en una primera etapa con el desarrollo progresivo de capacidad petroquímica local aparece como una alternativa capaz de equilibrar necesidades operativas, restricciones financieras y captura de valor.
La abundancia de etano dejó de ser solamente una ventaja geológica. Se transformó en una decisión estratégica sobre el lugar que Argentina buscará ocupar en la cadena global del gas natural: proveedor de materias primas o productor de bienes industriales de mayor valor agregado.
La adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, última etapa del proyecto de reversión que permitirá transportar gas desde la Cuenca Neuquina hacia el noroeste del país y la frontera con Bolivia, se encuentra paralizada por un conflicto contractual entre Enarsa y la constructora Esuco.
La obra debía estar finalizada entre marzo y junio de 2025, pero los trabajos se frenaron tras la acumulación de pagos adeudados, demoras en la aprobación de redeterminaciones de precios y observaciones administrativas que impidieron la certificación de avances.
La falta de desembolsos afectó la capacidad operativa de Esuco, que ya enfrentaba tensiones financieras derivadas del freno general de la obra pública. En junio de este año, la empresa inició un concurso preventivo para reestructurar deudas con más de 800 acreedores.
El proceso judicial limita su capacidad para ejecutar obras, recibir pagos o asumir nuevos compromisos, lo que dejó la adecuación de las estaciones compresoras en una situación de virtual paralización.
La obra es indispensable para elevar la capacidad de transporte del sistema de 15 a 19 millones de metros cúbicos diarios y habilitar el flujo de gas desde Neuquén hacia el norte del país y la frontera con Bolivia.
Sin esta ampliación, Argentina no puede abastecer de manera firme el Gasbol, infraestructura que conecta Bolivia con Brasil y que hoy dispone de capacidad disponible debido a la caída estructural de la producción boliviana.
La paralización de la reversión tiene implicancias directas sobre la integración energética regional. Petrobras reactivó la construcción de la planta de fertilizantes UFN‑III en Três Lagoas, que demandará 2,2 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y se ubicará en la principal región agroindustrial de Brasil.
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La compañía evalúa además duplicar la capacidad de sus cuatro plantas de fertilizantes, lo que elevaría la demanda potencial a 10 millones de metros cúbicos diarios. La petrolera ya obtuvo permisos para importar gas argentino en formato interrumpible y empresas como TotalEnergies realizaron exportaciones puntuales desde la Cuenca Neuquina a través del gasoducto Madrejones.
La oportunidad de avanzar hacia contratos industriales firmes depende de la capacidad de Argentina para transportar gas hacia el norte. Enarsa evalúa rescindir el contrato con Esuco y reestructurar la obra para garantizar su continuidad, dado que el concurso preventivo impide a la constructora sostener el ritmo de ejecución requerido.
La recontratación o relicitación de las estaciones compresoras es una decisión crítica para 2026, ya que la infraestructura es el único habilitador inmediato para integrar el gas de Vaca Muerta al corredor boliviano y atender la demanda industrial brasileña.
Transportadora Gas del Norte analiza además la construcción de un nuevo gasoducto entre Tratayén y La Carlota, cuya ingeniería básica ya está en marcha.
El proyecto permitiría ampliar la oferta de gas hacia el norte y litoral del país y atender oportunidades de exportación. La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad del año y dependerá de reunir un volumen mínimo de entre 13 y 15 millones de metros cúbicos diarios para justificar su lanzamiento.
La situación entre Enarsa y Esuco expone un riesgo operativo inmediato: la infraestructura necesaria para sostener la integración energética con Brasil está detenida por un conflicto contractual y financiero. La resolución del contrato, la continuidad de las obras y la definición de un nuevo esquema de ejecución serán determinantes para que Argentina pueda aprovechar la demanda industrial firme que Brasil proyecta para los próximos años.
La energética italiana Eni firmó un acuerdo para adquirir el 32% de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, ubicadas en la Cuenca Neuquina.
Las participaciones se integrarán al proyecto Argentina LNG, que prevé producir 12 millones de toneladas por año de gas natural licuado mediante dos unidades flotantes de 6 MTPA cada una. Tras la operación, YPF conservará el 36% y mantendrá la operación de los bloques, mientras que Eni y la emiratí XRG tendrán el 32% cada una.
Los tres bloques seleccionados aportan recursos gasíferos con baja declinación, buena presión y proximidad a infraestructura existente, condiciones necesarias para sostener volúmenes de producción dedicados a un proyecto de licuefacción de escala mundial.
La integración de estos activos al esquema Argentina LNG busca asegurar un flujo continuo de entre 40 y 50 millones de metros cúbicos diarios, volumen requerido para alimentar las dos unidades flotantes previstas en la primera fase del proyecto.
La estrategia de Eni se enmarca en la expansión de su cartera internacional de gas natural y en la necesidad de contar con recursos propios para abastecer su cadena global de comercialización de GNL.
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La compañía opera proyectos de licuefacción en África y Medio Oriente y busca diversificar su producción hacia cuencas no tradicionales. La participación en Argentina LNG representa su primer ingreso a un desarrollo de shale gas en el hemisferio sur fuera de Mozambique.
YPF mantiene la operación de los bloques para asegurar la integración entre el desarrollo de los yacimientos y la infraestructura de transporte y tratamiento necesaria para abastecer las unidades de licuefacción.
La presencia de XRG aporta capacidad financiera y comercial para contratos de largo plazo en el mercado internacional de GNL. La estructura societaria permite combinar operación local, experiencia internacional en licuefacción y financiamiento externo.
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El proyecto Argentina LNG requerirá inversiones estimadas entre 8.000 y 12.000 millones de dólares para la construcción de las dos unidades flotantes y la infraestructura asociada. La viabilidad del esquema depende de la disponibilidad de gas en boca de pozo, de la estabilidad normativa y fiscal y de la capacidad del sistema de transporte para integrar los volúmenes provenientes de los bloques adquiridos.
La aprobación regulatoria de la transacción y la definición de los contratos de abastecimiento serán pasos determinantes para avanzar en la ingeniería de detalle.
La entrada de Eni y XRG en los tres bloques de Vaca Muerta consolida la estructura de abastecimiento del proyecto Argentina LNG y refuerza la estrategia de convertir al gas neuquino en un recurso exportable de largo plazo. La integración de producción, licuefacción y comercialización posiciona al proyecto como uno de los desarrollos de GNL más relevantes en el hemisferio sur.
Los hogares que siguen recibiendo subsidio en el área de Edenor y Edesur suman 3,3 millones.
Las tarifas de Edesur y Edenor subirán a partir de este miércoles 5% en promedio para casi el 40% de los usuarios residenciales que no perciben ningún tipo de subsidio, unos 2 millones. El resto de los hogares tendrá una leve baja de 0,75% promedio porque el gobierno decidió incrementar el porcentaje de bonificación que aplica sobre el precio estacional de la energía eléctrica. En este caso, el beneficio alcanza a 3,3 millones de hogares. Para los comercios e industrias, el aumento oscilará entre 7,5% y 13,5%, de acuerdo a la categoría.
En junio esa bonificación para los hogares subsidiados había sido del 61,97% y en julio debía ser de 60,67%, pero el gobierno la subirá a 65,59%, según se informó el viernes pasado en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad a la que asistió EconoJournal.
El gobierno informará en las próximas horas que el aumento para los hogares será del 1,5% porque ese es el promedio ponderado entre los que tienen y no tienen subsidio. Sin embargo, el dato puede resultar engañoso porque es el promedio de las distintas categorías y no del consumo efectivo de cada casa. Esa diferencia es clave porque los hogares no tienen todo su consumo subsidiado sino solo 300 kWh mensuales en invierno y el excedente por sobre ese tope abona tarifa plena.
El aumento de la electricidad para los hogares sin subsidio
Según pudo averiguar EconoJournal, el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras tendrá un ajuste de entre 2,7% y 3 por ciento. A ese incremento se le suma además un incremento de casi 13% en el precio de la potencia energética y de un 5% en el precio estacional de la energía.
Esos ajustes explican el incremento de 5% promedio que tendrán que abonar los usuarios residenciales sin subsidio, que representan cerca del 40% del total.
Descuento para los hogares subsidiados
El Régimen de Subsidios Focalizados eliminó en enero, a través del decreto 943/25, el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplazó por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado.
Esa norma establecióuna bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. En el invierno el tope es de 300 kWh.
A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y estaba previsto que se reduzca de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y había un cronograma de baja gradual que el gobierno ha venido modificando en los últimos meses. Según la resolución 109/25 la bonificación en julio debería ser de 60,67% (50% + 10,67%), pero en la reunión de directorio del Enrege dijeron que esa cifra será modificada y subirá al 65,59%. Por ese motivo, para los hogares con subsidio, la tarifa correspondiente al bloque de consumo subsidiado no subirá, sino que retrocederá 0,75% en promedio.
Qué pasará con los comercios e industrias
Dentro de la tarifa 1, además de los hogares, se encuentran los usuarios G1, G2 y G3, clasificación que distingue distintos niveles de consumo. Los G1, con consumo mensual de hasta 800 kWh suelen ser kioscos, pequeños locales, estudios profesionales y oficinas chicas; los G2, con consumos que van de 800 kWh y hasta 2.000 kWh, incluyen comercios medianos, restaurantes pequeños, farmacias y supermercados de barrio; mientras que los G3, con consumo mensual superior a 2.000 kWh, suelen ser supermercados, gimnasios o comercios con mucha refrigeración o climatización. Para todo ese universo las tarifas subirán en julio entre 6% y 7%, con leves variaciones entre cada categoría.
Luego están los usuarios T2 que reciben el suministro de la red de baja tensión y tienen una demanda máxima de potencia igual o superior a los 10 kW e inferior a los 50 kW. En ese grupo suelen ubicarse pequeños y medianos establecimientos industriales; supermercados y autoservicios medianos; talleres; edificios de oficinas; locales comerciales grandes; y hoteles, restaurantes y otros establecimientos de servicios con una demanda eléctrica intermedia. En este caso el aumento estará en torno al 7,5 por ciento.
La siguiente categoría es T3 BT <300, usuarios con una demanda de potencia de entre 50 y 300 kW que reciben el suministro en baja tensión. Allí entran industrias pequeñas y medianas, como metalúrgicas, plásticas, alimenticias, textiles, imprentas, carpinterías o frigoríficos de menor escala; grandes comercios, como supermercados, hipermercados medianos, mayoristas, centros de distribución y grandes locales comerciales; edificios de servicios, por ejemplo hoteles, sanatorios, clínicas, universidades privadas, colegios, clubes y gimnasios grandes; depósitos y centros logísticos que operan íntegramente en baja tensión; y algunas plantas industriales que, por su tamaño, todavía no justifican un suministro en media tensión. Todo este universo tendrá un aumento de entre 7,5% y 8 por ciento.
Por último, están los T3 BT ≥300 que tienen una demanda de potencia contratada de 300 kW o más y reciben el suministro de la red de baja tensión. El listado incluye grandes plantas industriales; hipermercados y centros comerciales; grandes centros logísticos; hospitales de alta complejidad; grandes edificios corporativos; y plantas de procesamiento de alimentos y frigoríficos de gran porte. El aumento para este segmento será el más alto ya que la suba oscilará entre 12,5% y 13,5 por ciento.
El Complejo Sierra Pintadaen Mendoza.La CNEA lleva adelante un proyecto de remediación de la mina de uranio que operó entre 1975 y 1997.
Las tareas en el proyecto de remediación de los pasivos ambientales en Sierra Pintada, la mina de uranio de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) que lleva casi 30 años inactiva en Mendoza, se acelerarán con miras a lograr en 2027 la reactivación de la producción de uranio, según indicaron EconoJournal allegados a la Secretaría de Asuntos Nucleares(SAN). No será una tarea sencilla: con mayor o menor iniciativa, la CNEA inició una gestión técnico-administrativa para retomar la explotación del mineral en 2004, desde hace más de 20 años, a fin de dejar de importar el mineral que demanda la operación de las centrales nucleoeléctricas que existen en la Argentina (Atucha I y II y Embalse en Córdoba). La compra en el exterior del combustible para esas plantas le cuesta al país más de US$ 100 millones por año.
En las últimas dos décadas, la falta de decisión y acuerdo político entre Nación y Mendoza para alinear a los actores que se oponen a la reactivación del complejo uranífero —entre los que figuran empresarios de otros sectores económicos, grupos ambientalistas y agrupaciones de izquierda— atentaron contra esa iniciativa. Habrá que ver si esta vez es distinto. En cualquier escenario, lo primero es remediar los pasivos ambientales existentes en el lugar desde fines de los ’90.
Por lo pronto, el objetivo en el horizonte cercano de la CNEA es comenzar con el tratamiento del agua de cantera hacia finales de 2027, un hito clave en la fase 1 del proyecto de reactivación. Para esto, desde el año pasado se avanzó con la construcción de un dique de disposición final en Sierra Pintada con sistemas de doble membrana de polietileno de alta densidad (HDPE), la instalación de 2,6 kilómetros de cañerías para conducción de agua, la ampliación de la Planta de Tratamiento de Uranio y la construcción de diques y vasos impermeabilizados con sistemas de detección de fugas.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, encabezó esta semana una recorrida por el complejo minero ubicado en San Rafael junto a autoridades provinciales y del sector, para coordinar con Mendoza los próximos pasos de la remediación de los pasivos históricos del complejo.
«El mundo vuelve a mirar a la energía nuclear, y la Argentina tiene todo para aprovechar ese momento», señaló Ramos Napoli durante la recorrida. «Sierra Pintada es parte de eso: ordenamos el sitio, avanzamos con la remediación y abrimos la puerta a volver a producir uranio en nuestro propio suelo«, añadió.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, remarcó que las tareas de remediación continúan ejecutándose y que el establecimiento mantiene actividad permanente. “Esta visita tiene un objetivo muy claro: revisar el estado actual de las tareas de remediación y reafirmar la importancia de proteger un proceso que continúa en marcha y que desde 2019 no paró pese al desfinanciamiento del anterior Gobierno Nacional”, afirmó Latorre. La funcionaria es impulsora junto con el gobernador Alfredo Cornejo de la creación del distritos mineros para permitir y viabilizar la actividad metalífero en algunas regiones de la provincia.
Remediación y potencial reactivación de la minería de uranio en Sierra Pintada
Ayelén Giomi (SAN), Jimena Latorre (ministra de Energía y Ambiente de Mendoza), Federico Ramos Napoli (SAN) y Bruno Orbelis (Dioxitek) visitaron Sierra Pintada para respaldar el avance del proyecto de remediación.
La fase 1 del proyecto de remediación, aprobada por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) y con la Declaración de Impacto Ambiental concedida por la provincia de Mendoza en 2019, contempla el tratamiento del agua de cantera y la gestión de los residuos sólidos existentes en el complejo minero que operó entre 1975 y 1997.
En una mirada estratégica, el razonamiento de la SAN es que el costo operativo (OPEX) de gestionar algunos pasivos, como ciertas colas de minerales, es económicamente viable con la reactivación de la producción de uranio en posteriores fases. La reactivación con un socio privado es factible en función de los buenos precios internacionales del uranio por su creciente demanda y oferta limitada.
“Para reprocesar algunas colas minerales que están alojadas desde los 90, el OPEX compatible con eso implica la reactivación del sitio minero. Hay que gastar decenas de millones de dólares solo para poner en marcha el reprocesamiento”, explicó a este medio una fuente con conocimiento del tema. En cualquier caso, la reactivación de la mina deberá obtener las aprobaciones provinciales pertinentes.
Durante su vida operativa, de Sierra Pintada se extrajeron y procesaron 1600 toneladas de uranio, lo que se estima que representa alrededor de un 20% del recurso total existente en el sitio. Allí quedaron 5223 tambores de 200 litros provenientes del tratamiento del uranio, primero minado en Sierra Pintada y luego procesado por Dioxitex en Córdoba. También existe un millón de m3 de agua almacenada en las canteras con contenidos de uranio, radio y arsénico superiores a los límites admisibles.
En lo inmediato, los esfuerzos estarán puestos en poder comenzar con el tratamiento del agua de cantera. Durante su vida operativa, el complejo generó canteras agotadas, rocas estériles y otras con muy bajo contenido de uranio. Además, en las aberturas de las canteras se acumuló agua de lluvia y subterránea que, al estar en contacto con zonas mineralizadas, cambia su composición y origina la denominada agua de cantera.
La subsecretaria de Políticas Nucleares de la SAN, Ayelén Giomi, explicó los pasos a seguir. “Falta terminar la planta de radio de arsénico y para el año que viene tenemos previsto finalizar el sistema de riego. Pero a fines del año 2027, queremos empezar a tratar el agua de cantera. Ese es nuestro nuestro propósito. Con eso quedaría toda la infraestructura necesaria para hacer el punta a punta de las tareas de remediación», explicó Giomi.
«Se hizo todo el recondicionamiento de la planta de uranio, que llevó más de 100 cambios de válvulas y también conseguimos la licencia de ‘parada prolongada de la Autoridad Regulatoria Nuclear’, que fue un hito muy importante para nosotros», añadió la funcionaria sobre los avances ya concretados.
Cómo funciona el tratamiento del agua de cantera
Diagrama del proyecto de remediación en Sierra Pintada. Fuente: CNEA.
Vanesa García, subgerente del Compejo Fabril Sierra Pintada, explicó que el proceso de remediación del agua de cantera se apoya en un sistema integrado de tratamiento diseñado para reducir progresivamente la presencia de uranio, radio y arsénico.
En una primera etapa, el agua es procesada en la Planta de Tratamiento de Uranio para reducir las concentraciones de este elemento hasta alcanzar los valores requeridos por el Departamento General de Irrigación.
Posteriormente será conducida a la Planta de Tratamiento de Radio y Arsénico, actualmente en construcción, donde se completará el proceso de depuración. Los residuos generados serán dispuestos en el dique DN 8-9, una instalación especialmente diseñada con sistemas de seguridad y captación de posibles fugas.
Una vez finalizado el tratamiento, el agua será almacenada en un vaso de control para realizar los análisis correspondientes y posteriormente podrá ser utilizada en un sistema de riego especialmente diseñado para Áreas de Cultivos Restringidos Especiales (ACRE), cuya implementación ya se encuentra en marcha.
Monitoreo permanente y auditoría externa
Vista del Dique DN 8-9.
La Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de la Universidad Nacional de Cuyo actúa como organismo auditor externo del proceso de remediación desde la aprobación de la DIA en 2019.
Laura Lucero, funcionaria de la FCAI, explicó que la comisión realiza monitoreos periódicos cada 15 o 20 días y elabora informes bimestrales que son elevados a la Unidad de Evaluaciones Ambientales, la Dirección de Minería y la CNEA.
“Hasta el momento, todos los resultados obtenidos se han mantenido dentro de los parámetros establecidos, sin registrarse valores fuera de los rangos normales. Incluso durante las tormentas ocurridas el último verano realizamos un seguimiento permanente junto con el personal del complejo y los organismos competentes, observando un trabajo coordinado y profesional”, afirmó.
“Los resultados obtenidos en todos los monitoreos realizados indican que las tareas se desarrollan conforme a lo previsto y dentro de los parámetros ambientales establecidos”, concluyó.
Según el Reporte Mensual de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), en febrero de 2026 se generaron 158 teravatios hora (TWh) de electricidad.
Y refleja un sistema donde las energías renovables representan el 67,7 %, mientras que las fuentes fósiles aportan un 29,7 % y la energía nuclear 2,6 por ciento. América Latina y el Caribe tiene una de las matrices eléctricas más limpias a nivel global.
ALC continúa siendo un actor clave en la transición energética mundial, con una matriz que supera considerablemente el promedio global en términos de generación limpia que es del 33.8 % (primer trimestre del 2026).
No obstante, la región sigue siendo fuertemente dependiente de la hidroenergía, que representó el 45,4 % del total generado. Las siguientes fuentes fueron gas natural (22,7 %) y energía eólica (12,2%). Juntas, estas tres tecnologías representan más del 80 % de la generación mensual, lo que refleja el peso estructural de estas tecnologías en la cobertura de la demanda eléctrica regional.
Menor dependencia hídrica y mayor impulso a renovables no convencionales
Al comparar interanualmente con febrero de 2025, los datos muestran un crecimiento del 3,9 % en la generación eléctrica regional; esto equivale a un incremento adicional de 6 TWh. Sin embargo, lo más relevante es cómo ocurrió este crecimiento: mientras que la hidroelectricidad disminuyó en 9 TWh, otras tecnologías lograron compensar con un aumento combinado de 15 TWh. Las energías emergentes fueron responsables por esta compensación:
Eólica: +6 TWh
Bioenergía: +5 TWh
Solar: +2 TWh
Este patrón muestra una tendencia fundamental dentro del sistema; la diversificación hacia otras fuentes renovables está ganando importancia y reduciendo vulnerabilidades.
Disminución en generación durante febrero
El informe también indica que la variación mensual en febrero de 2026 frente a enero del mismo año fue de -6.2 %. Esta contracción se debe parcialmente al ajuste natural del calendario —febrero tuvo solo 28 días— además de una reducción generalizada en casi todas las fuentes energéticas. Las mayores caídas se observaron en carbón mineral (-17 %), geotermia (-14 %) y gas natural (-10 %), seguidas por petróleo, nuclear y solar. Este dato es significativo porque muestra que la disminución no fue resultado de una sustitución tecnológica sino más bien una compresión general del despacho energético, indicó el informe.
El ex Jefe de Gabinete (y ex Vocero) Manuel Adorni, también presentará su renuncia como director en YPF, cargo en el que fue designado en representación del Estado. De esa manera, terminará de desvincularse de todos los cargos que ocupaba dentro del Gobierno que encabeza Javier Milei.
La renuncia, confirmada por el Presidente, será formalizada en los próximos días y considerada formalmente por el Directorio de la energética de mayoría accionaria estatal.
El desembarco de Adorni en YPF fue comunicado en su momento por el ministerio de Economía al Directorio encabezado por Horacio Marín.
Entonces, el Gobierno deberá definir ahora quién ocupará el lugar vacante dentro de la Compañía, un cargo que además se destaca por su importante ingreso en dólares para quien lo ocupa.
Con la llegada de las bajas temperaturas los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.
El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.
“Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura”, señalaron desde la compañía.
Cinco hábitos para un invierno más seguro
Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:
• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.
• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.
• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.
• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.
• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.
Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano
Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente, cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.
Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.
Reconocer las señales de alerta
Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.
Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.
La prevención, la mejor herramienta
La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.
Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios.de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Manuel Adorni decidió dar por terminada su participación dentro del Estado y, tras su salida de la Jefatura de Gabinete, también dejará su lugar como director de YPF en representación del Gobierno nacional. La renuncia al directorio de la petrolera estatal será el último paso de una salida que pone fin a su vínculo formal con la administración de Javier Milei.
Según fuentes oficiales, el ex funcionario comunicó que no continuará ocupando ningún cargo público luego de su alejamiento de la Casa Rosada. “Quedó en la carta explícito. No quiere tener ningún puesto ni cargo ni nada del Estado”, señalaron desde su entorno al explicar los motivos de la decisión.
Adorni había llegado al directorio de YPF luego de asumir como jefe de Gabinete. Su designación fue como director titular Clase A, en representación del Estado nacional, un lugar de relevancia dentro de la estructura de la compañía porque está asociado a la llamada “acción de oro”, que otorga al Estado facultades especiales en determinadas decisiones estratégicas.
El cargo, al igual que ocurrió anteriormente con otros jefes de Gabinete como Nicolás Posse y Guillermo Francos, era desempeñado bajo la modalidad ad honorem, por lo que Adorni no percibía un sueldo mientras integraba formalmente el directorio.
Sin embargo, tras su salida del Gobierno, la situación podía modificarse y abrir la posibilidad de que comenzara a cobrar los honorarios correspondientes al puesto. Según documentación presentada por el Directorio de YPF ante la Asamblea de Accionistas, los integrantes de ese cuerpo pueden recibir remuneraciones que alcanzan cifras millonarias, con montos estimados de entre 80 y más de 100 millones de pesos mensuales.
Catorce personas murieron este domingo al estrellarse el helicóptero en el que viajaban, perteneciente a la compañía petrolera saudí Aramco, en Ras Tanura, en la costa oriental de Arabia Saudita.
El accidente fue confirmado por la agencia oficial de noticias saudí, SPA, en horas de la mañana, consternando a la región.
Una fuente oficial del Ministerio de Energía saudí informó de que el accidente del helicóptero de Aramco se produjo a las 6.00 hora local (3.00 GMT) en Ras Tanura, lugar donde se encuentra la mayor plataforma de carga de petróleo en alta mar del mundo y que alberga la refinería nacional más grande de Arabia Saudí.
Suudi Arabistan’da 14 kişinin öldüğü helikopter kazasına ait görüntüler ortaya çıktı!
Düşen helikopterin petrol devi Aramco’ya ait olduğu öğrenildi. Kazanın nedenini belirlemek üzere geniş çaplı resmi soruşturma yürütülüyor. pic.twitter.com/eX7mUcxPDW
El accidente,provocó la muerte de los 14 pasajeros que iban a bordo, “todos ellos ciudadanos saudíes”, indicó la fuente.
Añadió que han iniciado una investigación, en colaboración con las autoridades competentes, “para determinar la causa del accidente”, sin dar a conocer el motivo por el que estaban viajando los operarios.
Hasta el momento, Aramco no reaccionó ante este suceso de manera corporativa.
A principios de marzo, la refinería de petróleo Ras Tanura fue cerrada temporalmente tras los ataques con drones y misiles iraníes contra esta infraestructura energética en medio de la guerra en Medio Oriente.
Precisamente hace dos días, de acuerdo con medios, Aramco había reanudado las cargas de crudo en esa terminal tras una interrupción de casi cuatro meses debido a los daños de los bombardeos.
El gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, encabezaron el acto de apertura de ofertas de la Licitación Pública para la construcción de la nueva Estación Transformadora Mendoza Norte 220/132 kV y obras complementarias. Para la ejecución de este proyecto estratégico se presentaron 5 proyectos.
Estuvieron presentes en el acto el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López; el subsecretario de Minería y Energía, Manuel Sánchez Bandini; el gerente general de Emesa, Mauricio Pinti, y el coordinador del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (Fopiatzad), Pablo Díaz Telli.
La apertura de ofertas para la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte constituye un nuevo paso dentro de un plan integral de infraestructura energética que es el más ambicioso desarrollado por Mendoza en las últimas décadas.
El gobernador destacó el trabajo realizado por los equipos técnicos de la Provincia, de Emesa, de la Subsecretaría de Infraestructura y del Ministerio de Energía y Ambiente, además de agradecer a las empresas que participaron del proceso licitatorio. En ese marco, remarcó la importancia de la obra dentro de una estrategia de desarrollo a largo plazo para Mendoza y la Argentina.
En ese contexto, Cornejo sostuvo que “la Argentina, para crecer y desarrollarse, necesita energía e infraestructura de todo tipo. La infraestructura eléctrica es básica para desarrollar industrias, para las residencias y para hacer crecer de manera sostenida la economía”. Además, señaló que el país arrastra un importante retraso en materia de infraestructura que debe ser revertido para acompañar los nuevos desafíos productivos.
La iniciativa forma parte del plan provincial de fortalecimiento de la infraestructura energética y tiene como objetivo reforzar puntos vulnerables de la red eléctrica, acompañando el crecimiento productivo, industrial y urbano de Mendoza.
La ministra de Energía y Ambiente explicó que la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de un programa integral de inversiones energéticas impulsado por la Provincia. La funcionaria señaló que esta obra se suma a las ya adjudicadas o en proceso para Valle de Uco, La Dormida y el Sur provincial, conformando un esquema de infraestructura eléctrica sin precedentes en las últimas décadas.
Una estrategia integral para fortalecer la matriz energética mendocina
La Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de uno de los programas de infraestructura energética más importantes de la historia reciente de Mendoza. Este plan incluye también la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco, la obra El Marcado-La Dormida y el reciente inicio del proceso licitatorio para una nueva línea de alta tensión de 132 kV que conectará San Rafael con General Alvear.
Al referirse a los alcances concretos de la iniciativa, la ministra destacó que “con estas cuatro grandes obras estamos en condiciones de afirmar que se trata del plan más importante de infraestructura eléctrica desarrollado en Mendoza en los últimos tiempos, con el objetivo de fortalecer el sistema y acompañar el crecimiento productivo”. También recordó que estas inversiones se financian mediante fondos específicos orientados al desarrollo económico de la provincia.
En relación con las obras actualmente en ejecución y planificación, Cornejo explicó que “Mendoza está trabajando y avanzando lo más rápido que se puede para revertir ese retraso en infraestructura. Tenemos cuatro proyectos de transporte eléctrico distribuidos en todos los oasis de la provincia que son imprescindibles para ampliar nuestra capacidad energética”. Asimismo, remarcó que las iniciativas permitirán brindar factibilidad a nuevos emprendimientos, ampliar la cobertura del servicio y fortalecer zonas productivas.
La obra contempla la construcción de una nueva estación transformadora de 220/132 kV, su vinculación al sistema de transporte eléctrico existente, la ejecución de nuevas líneas de alta tensión y la ampliación de instalaciones asociadas. Estas intervenciones permitirán mejorar la confiabilidad, la capacidad operativa y la calidad del servicio eléctrico en la provincia.
Latorre explicó que la licitación de Mendoza Norte contempla una inversión superior a los 48 millones de dólares y que su desarrollo es el resultado del trabajo coordinado entre el Ministerio de Energía y Ambiente, el Fopiatzad y Emesa.
Con un presupuesto oficial financiado con recursos del Fondo del Resarcimiento de la Promoción Industrial por USD 48.657.769 y un plazo de ejecución previsto de 24 meses, se trata de una de las obras más relevantes para la red de transporte eléctrico provincial por su impacto en la calidad, seguridad y capacidad de abastecimiento del sistema.
El proyecto fue desarrollado a través del Fopiatzad, con asistencia técnica especializada de Emesa, que participó en el análisis, la revisión de ingeniería y los aspectos regulatorios mediante un equipo multidisciplinario de profesionales con experiencia en infraestructura eléctrica de alta tensión.
El gobernador subrayó que se trata de obras cuyos resultados se verán principalmente en los próximos años y que forman parte de una visión estratégica de desarrollo. “Son obras realmente trascendentes cuyo resultado no se verá en el corto plazo, pero que están sentando las bases para el crecimiento futuro. Tenemos la obligación de pensar en el mediano y largo plazo y actuar en consecuencia”, afirmó.
La nueva infraestructura incrementará la capacidad de abastecimiento energético en una de las zonas con mayor crecimiento de Mendoza, aportando mayor seguridad al sistema y generando condiciones favorables para futuras inversiones y nuevos desarrollos productivos.
La apertura de ofertas representa un nuevo avance en el proceso de concreción de una obra considerada prioritaria para el fortalecimiento del sistema de transporte eléctrico de Mendoza y para garantizar el abastecimiento energético que demanda el crecimiento sostenido de la provincia.
Los cinco oferentes para esta obra son Corporación del Sur S.A y Concret Mix SA (UT); Montelectro S.A; J. Cartellone Construcciones Civiles S.A y Lesko S.A.C.I.F.I.A (UT); Districuyo S.A y Green S.A, Bauza Ing. S.R.L y Proyección Electroluz S.R.L (UT).
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó la apertura de las Jornadas Regionales “Contractualización de la Demanda, Mercado a Término y Transición Energética”, organizadas por el EPRE Mendoza y el EPRE San Juan, en el marco del Clúster Interjurisdiccional de Conocimiento Regulatorio.
El encuentro se realizó en el hotel Sheraton Mendoza y reunió a autoridades provinciales y nacionales, representantes del sector energético, especialistas, académicos y referentes de empresas para analizar los desafíos del sistema eléctrico argentino frente a los nuevos esquemas regulatorios, la transición energética y la contractualización de la demanda.
Durante la apertura estuvieron presentes el presidente de la Cámara de Diputados de Mendoza, Andrés Lombardi; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, y el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero.
“Esta nueva matriz energética requiere decisiones políticas y liderazgo”
En su exposición, Cornejo destacó que Mendoza viene tomando decisiones estratégicas para fortalecer su infraestructura energética y acompañar las oportunidades de crecimiento vinculadas a sectores como la minería, el petróleo, el gas y las nuevas actividades productivas.
Así, explicó que “Mendoza está comprometida con estos cambios”, al tiempo que sostuvo que “los desafíos que plantea esta nueva matriz energética y las nuevas tecnologías requieren no solo modificaciones contractuales, sino también decisiones políticas y liderazgo para poder llevarlas a la práctica”.
En ese sentido, remarcó que la transformación del sistema energético requiere una articulación permanente entre el Estado y el sector privado. De esta manera afirmó que “no se puede resolver solamente desde el sector público o desde el aspecto regulatorio. Hace falta una coordinación con el sector privado y con todos los actores del sistema”.
Cornejo señaló que el país enfrenta una etapa de grandes oportunidades, pero advirtió que el desarrollo necesita resolver problemas estructurales de infraestructura, al indicar que “llevamos más de una década y media en la que Argentina no crece”, y puntualizó en que “un retraso de infraestructura, entre ellas la eléctrica, no se recupera de la noche a la mañana”.
En este marco, explicó la decisión de Mendoza de avanzar con inversiones provinciales en obras de transmisión eléctrica. “Si bien aspiramos a que el sector privado lleve adelante las inversiones en infraestructura, creemos que en esta primera etapa el sector público tiene que hacer un esfuerzo para ayudar a concretarlas”, expresó.
“Sabemos que estas obras de transmisión y alta tensión son claves. También sabemos que quizás no tienen la rentabilidad política inmediata de otras acciones, pero creemos que es dinero bien invertido porque acelera la infraestructura básica necesaria para el desarrollo”, afirmó el mandatario.
Además, puso en valor que la Provincia avance con recursos propios en proyectos estratégicos. El gobernador expuso que “Mendoza no se ha quedado atrás. Estamos desarrollando líneas de alta tensión porque entendemos que son obras fundamentales para preparar a la provincia frente a la demanda futura”.
También recordó que Mendoza fue pionera en materia de generación distribuida y aseguró que la Provincia continuará trabajando en esa dirección. “Hace varios años veíamos que teníamos que avanzar hacia este camino. Hoy existen mejores condiciones y vamos a seguir impulsándolo”, sostuvo.
Trabajo conjunto para los nuevos desafíos energéticos
Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, resaltó la necesidad de una planificación regional frente a los cambios del sector eléctrico. De esta manera, explicó que “estas jornadas tienen como finalidad algo que parece sencillo pero es complejo: planificar juntos y ponernos de acuerdo con una visión regional. Cuando hablamos de infraestructura energética, nuevas tecnologías y contractualización del mercado a término, necesitamos una mirada sistémica. No es posible que cada provincia tenga una visión aislada”.
La funcionaria destacó además el trabajo conjunto de los entes reguladores provinciales para identificar los desafíos que presentan la tecnología, la demanda y el mercado, y avanzar en soluciones comunes.
En tanto, el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero, aseguró que el sistema atraviesa un momento clave de transformación. “Estamos en una etapa muy importante de la transición energética, que nos obliga a pensar cómo está cambiando la realidad del abastecimiento eléctrico del sistema argentino de interconexión”, señaló.
Ferrero remarcó que el objetivo del encuentro es generar un espacio de debate y construcción colectiva. “Ningún actor del sector eléctrico puede llevar adelante estos cambios solo. Es necesaria la interacción entre jurisdicciones, entre lo público y lo privado, entre la regulación y la prestación del servicio”, sostuvo.
Por su parte, el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, destacó la participación de los principales referentes del sector energético y afirmó que “el proceso de contractualización de la demanda no puede diseñarse en soledad ni resolverse aisladamente en cada jurisdicción”.
“Requiere criterios compartidos y un marco que dé certeza a todos los actores del mercado. Cada perspectiva es indispensable para que el resultado sea robusto, equitativo y sustentable en el tiempo”, agregó.
Uno de los temas centrales del encuentro fue la implementación de la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece el camino hacia la contractualización progresiva de la demanda y redefine el rol de las distribuidoras en la gestión de su abastecimiento eléctrico.
El programa incluyó la participación de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, Cammesa y especialistas internacionales de Chile y Uruguay, quienes compartieron experiencias sobre organización de mercados eléctricos, esquemas de contratación y asignación de riesgos.
Río Negro incorporó a la Universidad de Flores (UFLO) al sistema provincial de pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas. Mediante un acuerdo entre la Secretaría de Hidrocarburos, la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades (UPEU) y dicha institución, más estudiantes rionegrinos y rionegrinas tendrán acceso a una formación con experiencia.
El marco normativo del programa es la Ley Provincial 5.733, que establece como condición para la prórroga de concesiones hidrocarburíferas el compromiso de cada empresa operadora de incorporar hasta cinco pasantes educativos con residencia en la Provincia de Río Negro, conforme la Ley Nacional N° 26.427.
La firma consolida y amplía un proceso que el Gobierno provincial viene desarrollando desde fines de 2025. En diciembre de ese año, la UPEU y la Secretaría de Hidrocarburos habían formalizado actas acuerdo con las sedes Alto Valle y Valle Medio de la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN) y con la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad Nacional del Comahue (FADECS-UNCO), estableciendo el mecanismo coordinado de convocatoria y selección de pasantes.
Con la incorporación de UFLO, el sistema universitario comprometido en este esquema se consolida y gana en cobertura de perfiles académicos vinculados a la energía, el ambiente, la ingeniería, las ciencias jurídicas y la administración.
El acuerdo firmado asigna a la UPEU el rol de nodo articulador del circuito: relevará anualmente los perfiles requeridos por las empresas, los comunicará a las universidades, coordinará la formalización de los convenios individuales con cada pasante y verificará la ejecución del proceso. La UFLO, por su parte, se encargará de difundir las convocatorias, establecer criterios académicos de elegibilidad, seleccionar a los postulantes y acompañar pedagógicamente cada trayecto.
Un requisito central del acuerdo es que todos los postulantes seleccionados deberán ser oriundos de la Provincia de Río Negro y acreditar residencia provincial.
El Acta Acuerdo fue suscripta por la Lic. Mariela Moya, Secretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente; la Lic. Daiana Neri, Secretaria de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades del Ministerio de Educación y Derechos Humanos; y el Lic. Christian Kreber, Vicerrector General de la Universidad de Flores.
El Sindicato Conductores Navales de la República Argentina (SICONARA), conducido por Mariano Vilar, expresó su profunda preocupación ante la falta de avances en las negociaciones salariales con las cámaras empresarias del sector de extracción y transporte de arena, una situación que amenaza con profundizar el conflicto en una actividad estratégica para el abastecimiento de insumos esenciales destinados, entre otros fines, al desarrollo de Vaca Muerta.
“Los trabajadores no pueden seguir absorbiendo el costo del ajuste mientras las empresas se rehúsan a discutir una recomposición salarial razonable. Estamos hablando de una actividad estratégica para la economía argentina, que sostiene cadenas productivas fundamentales y cuya continuidad depende exclusivamente del esfuerzo diario de nuestros compañeros”, sostuvo Ángel Raimundi, Secretario Adjunto del SICONARA.
En ese sentido, Raimundi afirmó: “Los compañeros deben saber que cuentan con un sindicato presente, comprometido y dispuesto a defenderlos en cada instancia. Frente a quienes pretenden avanzar sobre los derechos laborales y el trabajo argentino, esta conducción responderá con más organización, más unidad y más compromiso en defensa de los trabajadores”.
Por su parte, Fernando Ramírez, Secretario de la Seccional Rosario, señaló que “en el ámbito del litoral hemos participado de más de diez audiencias con absoluta responsabilidad, acercando propuestas concretas y sustentables. Sin embargo, del otro lado encontramos una actitud intransigente que desconoce la realidad que atraviesan los trabajadores”.
Asimismo, agregó que “la extracción y el transporte de arena constituyen, entre otras cosas, un eslabón fundamental para el desarrollo energético argentino. La arena que se extrae y transporta desde nuestros ríos es indispensable para la actividad de Vaca Muerta, por lo que la falta de respuestas empresarias no sólo perjudica a los trabajadores, sino que afecta directamente a un sector estratégico para el país”.
Por último, desde SICONARA advirtieron que la falta de respuestas concretas por parte de las cámaras empresarias podría derivar en una profundización del conflicto: “Estamos exigiendo que se respete el salario de los trabajadores que todos los días sostienen con su esfuerzo una actividad fundamental para el país. Porque si hay recursos para producir y generar ganancias, también debe haber voluntad para preservar el poder adquisitivo de quienes hacen posible esa producción. En este sentido, nuestro sindicato agotará todas las instancias de diálogo, pero no aceptará bajo ningún término que los trabajadores sean la variable de ajuste”, sentenció Mariano Vilar.
El presidente del Brasil, Lula da Silvia, junto a la presidenta y trabajadores de Petrobras en una visita a la planta de fertilizantes nuevamente en construcción en Mato Grosso do Sul.
Petrobras puso en marcha la finalización de un viejo proyecto de planta de producción de fertilizantes nitrogenados en el estado de Mato Grosso do Sul, en una región del Brasil históricamente abastecida por el gas de Bolivia y que ahora busca otras alternativas de suministro, como el gas de Vaca Muerta. La presidenta de la compañía dijo que estudian duplicar la capacidad en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes que tiene en Brasil.
La petrolera controlada por el Estado brasileño anunció el jueves la firma de los contratos con las empresas ganadoras del proceso de licitación para retomar la construcción de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-III) en Três Lagoas, durante un acto al que asistió el presidente del Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva. Petrobras detuvo la construcción de la planta en 2014.
El proyecto UFN III consumirá 2,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural para producir unas 3600 toneladas de urea y 2200 toneladas de amoníaco por día. Petrobras invertirá 5000 millones de reales (cerca de US$ 1000 millones) en el proyecto, cuya puesta en producción se espera para 2029.
Con el inicio de las operaciones en la planta de Três Lagoas, Petrobras pretende cubrir el 35% de la demanda nacional de fertilizantes nitrogenados. La petrolera ya tiene otras tres plantas en los estados de Bahía, Sergipe y Paraná. Estas plantas tienen un consumo máximo de 3,3 MMm3/d. Sumando a la futura planta en Mato Grosso do Sul, las cuatro plantas a plena capacidad demandarían 5,5 MMm3/d.
La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, destacó que la planta UFN-III es estratégica por su ubicación en el centro de la principal región agroindustrial del Brasil, donde se concentra el 40% de la demanda nacional de urea.
“Esta fábrica abastecerá a los mercados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraná y São Paulo. Con ello, logramos una reducción significativa en los costos logísticos, además de una mayor fiabilidad en el suministro para maíz, caña de azúcar, café, algodón y pastos”, afirmó Chambriard.
Producción de fertilizantes en Brasil con gas de Vaca Muerta
Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, acompañada por Lula da Silva.
Según Chambriard, la petrolera brasileña esta estudiando duplicar la capacidad de producción en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes, lo que implicaría un consumo diario de por lo menos 10 MMm3/d. El gobierno brasileño mira a la producción doméstica de gas offshore para abastecer a las plantas de fertilizantes existentes sobre la costa de Brasil y sus eventuales ampliaciones.
En cambio, el proyecto UFN-III supone una oportunidad para las operadoras en Vaca Muerta interesadas en exportar gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol, como sustituto de la menguante producción boliviana de gas. El Gasbol ingresa de Bolivia a Brasil por Corumbá, en el estado de Mato Grosso do Sul.
Petrobras viene dando señales de interés en el gas argentino. La petrolera obtuvo a fines de 2025 un permiso por dos años para importar hasta 180 millones de metros cúbicos anuales en formato interrumpible desde la Argentina, concedido por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). La prioridad sobre esos volúmenes la tendrán las centrales térmicas y clientes industriales.
Por otro lado, la petrolera aún mantiene una presencia mínima en la Argentina a través de su filial Petrobras Operaciones SA (POSA), que cuenta con una participación en el yacimiento de petróleo y tight gas Río Neuquén, ubicado entre las provincias de Río Negro y Neuquén.
Sin embargo, el desarrollo de aquella y otras oportunidades comerciales por la ruta boliviana todavía requieren de obras einversiones en el sistema troncal argentino para transportar más moléculas desde Neuquén a la frontera con Bolivia.
Ruta boliviana: qué obras se necesitan para apuntalar el sistema troncal argentino
Puntualmente, la obra prioritaria es la última relativa al proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, que consiste en la adecuación de cuatro plantas compresoras para elevar su capacidad de transporte al noroeste del país a unos 19 millones de metros cúbicos diarios desde los 15 actuales. El gasoducto Norte es operado por Transportadora Gas del Norte (TGN).
La estatal Enarsa adjudicó en 2024 las obras de adecuación de esas estaciones a la constructora Esuco. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, se encuentran virtualmente paralizadas por un conflicto por pagos adeudados que la contratista arrastra con Enarsa desde el año pasado.
La empresa constructora atraviesa una situación financiera delicada. En efecto, a principios de este mes inició un proceso de concurso preventivo para reestructurar deudas con más de 800 acreedores.
Adicionalmente, TGN tiene en carpeta un proyecto para construir un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que habilitaría más gaspara potencialmente abastecer la demanda interna del norte y litoral del país y atender la exportación.
De todas formas, el CEO de la empresa, Horacio Pizarro, dijo que este proyecto no es obligatorio para poder atender la capacidad extra que tendrá el gasoducto Norte. La empresa evalúa tomar la decisión final de inversión (FID) en su nuevo proyecto en la segunda mitad de este año.
La empresa transportista ya está encarando la ingeniería básica del proyecto. En ese sentido, aún resta definir la capacidad final de transporte del gasoducto. “Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo para lanzar el proyecto, de entre 13 y 15 MMm3. Después es ampliable, pero necesitamos juntar esa demanda para hacerlo realidad”, explicó Pizarro en la última edición del Midstream & Gas Day de EconoJournal.
YPF anunció la firma de acuerdos para la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream dedicado al proyecto Argentina LNG, mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas ubicados en Vaca Muerta afectados al proyecto.
La operación se llevará adelante a través de dicha sociedad vehículo que, una vez completada la transacción -sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación de la Autoridad de Aplicación de la cesión de las Áreas de YPF a UPCO ARLNG I-, será titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.
En este marco, Eni y XRG adquirirán participación del 32 % del capital social cada una, mientras que YPF conservará el 36 por ciento. A partir de la firma de los acuerdos, estos bloques quedarán dedicados al desarrollo del proyecto Argentina LNG.
El 30 de abril YPF adquirió mediante un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol, el 50 % de participación que esta última detentaba en los bloques, consolidando así la titularidad del 100 % de las áreas.
El proyecto Argentina LNG es un proyecto que articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con infraestructura de midstream y licuefacción, con el objetivo de abastecer de gas natural licuado a los mercados internacionales.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, sostuvo que “estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”.
Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni (Italia), comentó, “nuestra entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales. Vaca Muerta es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.
Por su parte, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como ARGENTINA LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo, y esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales”.
XRG es una compañía internacional de inversión enfocada en el sector energético, propiedad de la compañía nacional de petróleo de Abu Dabi, ADNOC.
“Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta, y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante”, agregó Al Aryani.
YPF destacó que “continúa impulsando el desarrollo de Vaca Muerta con una visión de largo plazo, promoviendo asociaciones estratégicas que permitan maximizar el valor de los recursos, atraer inversiones y posicionar a la Argentina como un proveedor relevante de energía a nivel global”.
Los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas aportarán el fluido para el proyecto desde la ventana de gas de la Cuenca Neuquina.
YPF, la compañía italiana Eni y XRG -empresa internacional de la petrolera estatal de Abu Dhabi ADNOC- anunciaron este lunes la firma de acuerdos definitivos para el desarrollo del segmento upstream del proyecto Argentina LNG. La operación contempla la transferencia de participaciones accionarias en la sociedad vehículo UPCO ARLNG I S.A.U., que concentrará la titularidad de tres bloques de gas no convencional en la cuenca de Vaca Muerta afectados al plan de exportación.
De acuerdo con los términos informados, Eni y XRG adquirirán cada una un 32% del capital social de la mencionada sociedad, mientras que la petrolera argentina retendrá el 36% restante y la condición de operador. La transacción final se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones regulatorias precedentes, entre las que se destaca la aprobación de la transferencia de las áreas hidrocarburíferas por parte de la autoridad de aplicación correspondiente.
Tal como había anticipado EconoJournal a comienzos de noviembre, Los bloques dedicados al abastecimiento del proyecto de licuefacción son Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II. El ingreso de los socios internacionales convalida las proyecciones que anticipaban aquellas negociaciones para incorporar a las socias en esta ventana de la Cuenca Neuquina con el objetivo de apuntalar las inversiones necesarias en producción.
Previo a este esquema de asociación, el 30 de abril de 2026, YPF consolidó el 100% de la titularidad de los bloques tras concretar un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol. Mediante dicho acuerdo, la petrolera local absorbió el 50% de la participación que Pluspetrol mantenía en las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, resolviendo así la reconfiguración accionaria necesaria para dar ingreso a las corporaciones extranjeras.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Las áreas de desarrollo conjunto en gas seco y húmedo
Las áreas involucradas suman superficie en las ventanas de gas húmedo y seco de la formación no convencional. Las Tacanas cuenta con una extensión de 323 kilómetros cuadrados al sur de Rincón del Mangrullo, orientada al gas seco; Aguada Villanueva abarca 50 kilómetros cuadrados con presencia de gas condensado; y Meseta Buena Esperanza cubre 303 kilómetros cuadrados con potencial de gas rico en derivados líquidos.
La viabilidad regulatoria del upstream en áreas de gas húmedo demandó adecuaciones normativas a nivel nacional a fines de 2025, permitiendo que proyectos con derivados líquidos asociados pudieran encuadrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Los comunicados de las empresas detallan que la producción de estos bloques permitirá tanto el abastecimiento de gas como la monetización de los condensados asociados al fluido.
El esquema logístico integral proyecta la exportación de 12 millones de toneladas anuales de GNL mediante la utilización de dos unidades flotantes de licuefacción.
Los nuevos datos técnicos provistos por las compañías indican que los recursos extraídos de estos bloques se destinarán a alimentar una capacidad total de licuefacción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Esta infraestructura de procesamiento planificada para el proyecto integral se estructurará mediante la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad de 6 MTPA cada una.
Cerca de las firmas habían estimado que la fase integral del proyecto requerirá desembolsos por US$ 16.000 millones en el segmento de infraestructura de transporte y licuefacción (midstream y puertos), y otros US$ 12.000 millones dedicados exclusivamente al upstream. El proyecto vincula de forma integrada la extracción en la Cuenca Neuquina con gasoductos y plantas terminales para transformar el fluido en gas natural licuado (GNL) de exportación.
El desembarco de XRG y ENI en Vaca Muerta
Para XRG, subsidiaria de la estatal ADNOC, la transacción representa su inserción directa en la cuenca no convencional de la Argentina. La firma árabe precisó que la inversión se alinea con su estrategia global de expansión en gas natural y GNL, sumándose a su cartera de activos que incluye participaciones en proyectos de infraestructura en los Estados Unidos (Rio Grande LNG), Azerbaiyán (campo Absheron), Turkmenistán y Mozambique.
Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que la “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como Argentina LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo».
«Esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales. Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta», y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante.», afirmó Al Aryani
Por su parte, Eni consignó que la firma del contrato de compraventa de acciones (SPA) responde a su estrategia corporativa de diversificación geográfica y fortalecimiento de su cartera de gas natural y GNL de equidad. El Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó que “la entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales»
«Vaca Muerta -detalló- es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.
El cronograma de trabajo acordado por el consorcio tripartito contempla avanzar de forma inmediata en las fases técnicas siguientes con el objetivo de formalizar la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) antes del cierre de 2026. La firma de este compromiso financiero y operativo resultará determinante para viabilizar el inicio de la construcción de las facilidades del upstream y asegurar el fondeo requerido para el montaje de la infraestructura de midstream y licuefacción.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC
Para las empresas de servicios públicos argentinas, 2027 dejó de ser una fecha lejana. El 31 de diciembre de ese año finaliza el mantenimiento estándar de SAP ECC 6.0, la plataforma sobre la que desde hace más de una década buena parte de las distribuidoras eléctricas, transportistas de gas y empresas de agua y saneamiento gestionan sus operaciones administrativas, comerciales y de campo.
La migración hacia SAP S/4HANA ya no aparece como una simple actualización tecnológica, sino como una decisión estratégica que condicionará los costos, la continuidad operativa y la capacidad de innovar durante la próxima década. Por eso, un proyecto que durante años se consideró deseable o eventual pasó a formar parte de la planificación inmediata de las compañías del sector.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC. A nivel global, más de 35.000 organizaciones todavía operan sobre SAP ECC, lo que anticipa una concentración de demanda sobre integradores y proveedores cloud a medida que se acerque la fecha límite.
Por qué la nube se volvió la trayectoria dominante para SAP en sector regulado
La decisión sobre dónde correr SAP S/4HANA está, en la práctica, resuelta para gran parte del mercado. Amazon Web Services (AWS) se consolidó como la nube certificada por SAP con la mayor cantidad de instancias y configuraciones validadas para cargas productivas en industrias críticas, y aporta sobre eso una serie de ventajas que exceden lo estrictamente vinculado a SAP.
Servicios como AWS Migration Hub y AWS Application Migration Service permiten orquestar la transición sin discontinuidad operativa, mientras que la disponibilidad geográfica de regiones, las capacidades nativas de recuperación ante desastres y los mecanismos de cifrado y gestión de identidad como AWS Key Management Service e Identity and Access Management resuelven, en una sola plataforma, exigencias que en infraestructura on-premise requieren múltiples capas independientes.
A eso se suma la elasticidad para absorber picos estacionales (típicos en facturación de utilities), la integración directa con servicios de analítica y de inteligencia artificial sobre los mismos datos operativos, y un modelo de costos basado en consumo que, según IDC, reduce el TCO de cargas SAP entre un 15% y un 30% a 5 años.
Para el mercado argentino, el peso del cambio es considerable, por ejemplo, las distribuidoras eléctricas concentran millones de usuarios, y la operación administrativa de empresas como las transportistas de gas, empresas de agua y saneamientos depende de procesos críticos sobre SAP que no admiten interrupciones. Teracloud, AWS Advanced Tier Partner, es uno de los actores que viene acompañando a empresas reguladas en la planificación y ejecución de este tipo de migraciones, articulando el roadmap técnico con las exigencias regulatorias propias del sector.
Cómo se planifica una migración de SAP a la nube en utilities
A nivel regional, la adopción de SAP en cloud entre empresas reguladas viene acelerándose, lo que sugiere que el sector utilities argentino tiene una ventana limitada para definir su estrategia sin presión de cronograma. Quienes busquen profundizar en cómo se estructura una migración de SAP a la nube de AWS para empresas reguladas pueden consultar, donde Teracloud reúne el roadmap completo, los casos de uso aplicables al sector utilities y los marcos de referencia para empresas que están comenzando a planificar la transición.
Para distribuidoras, transportistas y empresas de servicios que ya están delineando su roadmap de migración, contar con un partner certificado puede definir la diferencia entre llegar a 2027 con margen o con presión de cronograma. Teracloud acompaña a empresas reguladas en cada etapa del proceso, desde el asesoramiento inicial y la planificación del proyecto hasta la ejecución técnica y el soporte post-migración.
Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno
Con la llegada de las bajas temperaturas, los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.
El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.
«Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura», señalaron desde la compañía.
Cinco hábitos para un invierno más seguro
Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:
• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.
• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.
• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.
• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.
• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.
Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano
Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.
Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.
Reconocer las señales de alerta
Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.
Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.
La prevención, la mejor herramienta
La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.
Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.
Brasil evalúa tres alternativas logísticas para incorporar gas argentino a su matriz energética. La definición final depende de la disponibilidad de infraestructura, los costos de transporte, la necesidad de contratos de respaldo y la gestión de riesgos geopolíticos.
La primera opción es la ruta norte vía Bolivia. Esta alternativa utiliza el sistema troncal del Gasbol, cuya capacidad de 30 millones de metros cúbicos diarios se encuentra subutilizada en el tramo brasileño. La infraestructura existente permite una entrada inmediata sin inversiones adicionales en Brasil.
Sin embargo, el tránsito por Bolivia incorpora costos fijos en el peaje de transporte, con valores preliminares entre 1,50 y 2 dólares por millón de BTU. A esto se suma la necesidad de establecer cláusulas de seguridad de suministro para mitigar el riesgo político asociado al tránsito internacional.
La segunda vía consiste en un gasoducto directo entre Argentina y Brasil, tomando como base el trazado de Transportadora de Gas del Mercosur (TGM) o el sistema de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). Esta alternativa requiere completar un tramo faltante de 565 kilómetros y ampliar la capacidad de compresión aguas arriba para permitir el flujo ascendente hacia los centros industriales brasileños.
La viabilidad económica depende de contratos de compra firme de largo plazo que garanticen el uso futuro del ducto. Sin estos acuerdos, los organismos financieros no habilitan el financiamiento de obras de gran escala.
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La tercera opción es la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Aunque los procesos de licuefacción y transporte marítimo presentan costos fijos superiores a los de un gasoducto convencional, esta vía ofrece flexibilidad comercial total. Los cargamentos pueden destinarse tanto a las terminales de regasificación de Brasil como a otros mercados globales, lo que permite adaptar las entregas a la demanda brasileña.
A diferencia del perfil argentino, que registra picos elevados en invierno, Brasil mantiene una demanda mayormente plana, con incrementos extraordinarios de hasta 80 millones de metros cúbicos diarios durante sequías prolongadas que obligan a activar generación térmica.
Las tres alternativas presentan condiciones técnicas y económicas diferenciadas. La ruta Bolivia ofrece disponibilidad inmediata, pero incorpora costos y riesgos geopolíticos.
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El gasoducto directo constituye una solución estructural, aunque depende de contratos de respaldo y financiamiento internacional. El GNL aporta flexibilidad comercial, pero requiere inversiones en plantas de licuefacción y contratos de abastecimiento.
La complementariedad energética entre Argentina y Brasil se sostiene en la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer volúmenes crecientes y en la necesidad brasileña de diversificar su abastecimiento.
La definición de la vía logística final dependerá de la combinación entre infraestructura disponible, costos de transporte, contratos de largo plazo y gestión de riesgos. Brasil analiza las tres rutas en paralelo y considera que la integración energética regional requerirá un esquema multivía para asegurar continuidad y flexibilidad en el suministro.
El debate entre Marcos Bulgheroni (PAE) y Horacio Marín (YPF) en el ciclo Democracia y Desarrollo dejó expuesto un punto de inflexión para la agenda energética argentina: la necesidad de abandonar la lógica de exportación primaria y avanzar hacia un esquema de industrialización que permita capturar márgenes superiores en la cadena de valor.
La discusión se enmarca en un contexto global atravesado por tensiones geopolíticas y por una demanda creciente de insumos complejos vinculados a la transición energética.
El análisis parte de un diagnóstico compartido: la crisis en Medio Oriente y las restricciones en el estrecho de Ormuz reconfiguran los flujos internacionales de hidrocarburos y elevan los costos de transporte y seguros. Este escenario incrementa la relevancia de proveedores que no dependen de rutas críticas y que pueden garantizar abastecimiento estable a largo plazo.
En ese marco, la combinación de recurso, geografía y marco regulatorio posiciona a la Argentina como un actor potencial en el mercado global de gas natural licuado (GNL).
Los ejecutivos coincidieron en que el país cuenta con un volumen de gas técnicamente recuperable que habilita proyectos de exportación sostenidos en el tiempo. La ventana de wet gas, que permite maximizar la producción de líquidos asociados, constituye un factor adicional para mejorar la rentabilidad de los desarrollos.
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La articulación entre empresas y financistas internacionales, sumada al impacto del RIGI en la percepción de riesgo, habilita la estructuración de contratos y financiamiento de largo plazo para plantas de licuefacción y embarques hacia Europa y Asia.
Sin embargo, el eje central del intercambio se concentró en la necesidad de avanzar hacia la industrialización del recurso. Bulgheroni planteó que el próximo capítulo del sector energético requiere superar la fase de exportación de materias primas y orientarse a la producción de derivados estratégicos.
El caso del coque de petróleo exportado a China para la fabricación de baterías fue presentado como ejemplo de cómo la transformación industrial permite capturar valor adicional y consolidar la competitividad internacional.
Marín complementó esta visión al detallar que la estrategia de YPF busca maximizar la producción de líquidos y desarrollar proyectos que permitan exportar volúmenes superiores mediante la integración de procesos.
La incorporación de socios internacionales como ENI y ADNOC en iniciativas de GNL refleja la necesidad de escalar inversiones y de integrar capacidades industriales que exceden la extracción de hidrocarburos.
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La discusión también incluyó la importancia de diversificar cuencas y ampliar la exploración más allá de Vaca Muerta. Para Bulgheroni, concentrar la totalidad del esfuerzo en un único polo productivo limita el potencial de desarrollo del país y reduce la capacidad de generar cadenas de valor regionales. La exploración no convencional en el Golfo San Jorge fue presentada como un ejemplo de cómo la expansión territorial puede fortalecer la base industrial y logística.
El cierre del intercambio dejó una conclusión común: la competitividad futura de la Argentina dependerá de su capacidad para transformar el recurso en productos manufacturados y en derivados de alto valor. La industrialización energética se presenta como el camino para multiplicar márgenes, reducir la vulnerabilidad frente a shocks externos y consolidar al país como un proveedor confiable en mercados globales que demandan insumos complejos para la transición tecnológica.
El desarrollo del shale oil en la cuenca neuquina consolidó al petróleo de Vaca Muerta como el principal producto de exportación de la Argentina y reconfiguró la geografía del comercio exterior.
Los registros del Intercambio Comercial Argentino (ICA) elaborados por el INDEC muestran que el incremento de volúmenes exportados y la demanda internacional de crudos livianos ubicaron al complejo energético como el principal aportante al superávit comercial del país.
En mayo, la balanza energética registró un superávit superior a los USD 1.500 millones, y el sector explicó más del 43% del saldo comercial total.
En el acumulado de los primeros cinco meses de 2026, las exportaciones energéticas alcanzaron USD 6.182 millones, impulsadas por el aumento de producción en Neuquén y por la capacidad de evacuación hacia mercados del Atlántico y del Pacífico.
Los datos oficiales permiten identificar los cinco principales destinos del crudo y el gas de Vaca Muerta. En el comercio bilateral con los Estados Unidos, las exportaciones totales sumaron USD 3.981 millones, con un incremento interanual del 46,6%.
El rubro Combustibles y Energía aportó USD 1.519 millones, reflejando el envío regular de petróleo liviano desde Puerto Rosales hacia las refinerías del Golfo de México. Este flujo consolidó a los Estados Unidos como el principal destino energético por volumen.
Chile se mantiene como eje de la infraestructura transfronteriza a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), que opera cerca de su capacidad de 110.000 barriles diarios, y de los gasoductos cordilleranos. Las exportaciones totales hacia el país vecino alcanzaron USD 2.628 millones, con Combustibles y Energía como principal rubro, por USD 1.155 millones.
Este volumen responde al suministro continuo de crudo a la refinería de ENAP en Biobío y al envío regular de gas natural.
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China irrumpió como destino emergente para los excedentes de crudo liviano. Las exportaciones totales hacia ese mercado sumaron USD 3.938 millones, con un aumento interanual del 78,8%.
El rubro energético alcanzó USD 441 millones, con una variación del 411,3%, reflejando la colocación de cargamentos de petróleo de Vaca Muerta en un mercado de alta demanda petroquímica y de refinación.
Australia se incorporó como destino no tradicional para los saldos exportables de la cuenca neuquina. Las operadoras abrieron rutas regulares hacia la refinería de Geelong, en el estado de Victoria, operada por Viva Energy, que comenzó a absorber cargamentos de Medanito y shale oil. Este flujo habilita la expansión hacia el sudeste asiático y Oceanía.
Brasil e India muestran una incidencia menor en la recepción de hidrocarburos.
En el caso de Brasil, las exportaciones totales sumaron USD 5.075 millones, pero el rubro energético se redujo a USD 252 millones, con una caída interanual del 15,8%. En India, las exportaciones totales alcanzaron USD 2.398 millones, mientras que Combustibles y Energía aportó USD 50 millones, con una contracción del 47,8%. Ambos mercados concentran su demanda en manufacturas y productos agropecuarios.
Los informes de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ratifican que la Argentina lidera la producción de gas en la región, con el 64% de su oferta proveniente del segmento shale. La sostenibilidad de estos flujos comerciales depende de la ejecución de obras de infraestructura logística para el mediano plazo.
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En el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), las proyecciones de la International Gas Union (IGU) indican que el futuro fluido de Vaca Muerta se orientará hacia Europa para abastecer la diversificación energética del bloque.
En el segmento del petróleo, las previsiones corporativas se concentran en la puesta en marcha del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará Añelo con la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro.
Con una capacidad proyectada de 700.000 barriles diarios, esta infraestructura permitirá el amarre de buques de gran porte, reducirá los costos logísticos y habilitará la llegada del shale oil a los mercados de alta demanda del Asia-Pacífico.
Según estimaciones de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), la ampliación de la capacidad de transporte permitirá proyectar una producción nacional de 1,6 millones de barriles diarios para 2035, consolidando el aporte del complejo energético a la balanza comercial del país.
La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) publicó su reporte mensual de datos y análisis correspondiente a abril, donde detalla el estado de las inversiones mineras vinculadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El documento releva exclusivamente los proyectos del sector que fueron presentados ante la cámara y permite dimensionar el volumen económico comprometido en iniciativas de cobre, litio, oro y plata en distintas provincias productoras.
El informe identifica inversiones mineras por USD 59.000 millones dentro del RIGI, considerando proyectos aprobados y en evaluación. Este valor corresponde únicamente al universo minero relevado por CAEM y no representa el total del régimen, cuyo monto global informado por el Gobierno asciende a USD 140.000 millones e incluye desarrollos energéticos, industriales y de infraestructura que no forman parte del registro sectorial de la cámara.
Entre los proyectos aprobados se destacan iniciativas de gran escala en San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca y Mendoza. El desarrollo cuprífero Vicuña, con una inversión comprometida de USD 9.700 millones, encabeza el listado y constituye uno de los emprendimientos de mayor envergadura en la región.
Le siguen Salar de Rincón en Salta, operado por Rio Tinto, con USD 2.744 millones; Los Azules en San Juan, a cargo de McEwen, con USD 2.353 millones; y Cauchari-Olaroz en Jujuy, de Minera Exar, con USD 1.166 millones. El informe también incluye proyectos de litio y oro como San Jorge en Mendoza, Sal de Oro en Salta y Catamarca, Gualcamayo en San Juan, Diablillos entre Salta y Catamarca, Veladero en San Juan, Fénix en Catamarca y Hombre Muerto Oeste en la misma provincia.
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El segmento de iniciativas en evaluación suma USD 19.293 millones y abarca siete proyectos que se encuentran en análisis técnico y administrativo. Entre ellos se destacan El Pachón, operado por Glencore, con una inversión estimada de USD 9.500 millones; MARA en Catamarca, con USD 4.000 millones; y Pozuelos–Pastos Grandes en Salta, de Ganfeng, con USD 3.000 millones.
El listado se completa con Jama Solaroz, Litio Ángeles, Salterra Lithium y Sal de Vida, todos vinculados a la expansión de la producción de litio en el NOA.
El informe registra además un único proyecto minero que no obtuvo aprobación dentro del esquema de incentivos: Mariana, perteneciente a Ganfeng, por USD 273 millones. La inclusión de este dato permite trazar un mapa completo del estado administrativo de las inversiones mineras de gran escala en el país.
La evolución de la inversión extranjera directa en minería muestra una tendencia ascendente durante la última década. CAEM detalla que el sector alcanzó USD 4.416 millones en 2024, equivalente al 51% de la IED nacional, y proyecta un crecimiento sostenido para el período 2025–2027, con estimaciones de USD 5.193 millones, USD 5.409 millones y USD 6.181 millones respectivamente.
Este comportamiento confirma el rol de la minería como uno de los principales receptores de capital en Argentina y como un componente central de la agenda de inversiones asociada al RIGI.
El reporte de CAEM ordena el universo minero dentro del régimen y permite identificar con precisión el estado de cada proyecto, su volumen económico y su ubicación territorial. La diferenciación entre el recorte sectorial relevado por la cámara y el total del RIGI informado por el Gobierno resulta clave para evitar interpretaciones erróneas y para comprender el peso real que la minería tiene en la dinámica de inversiones de gran escala en el país.
La perforación petrolera argentina muestra una distribución operativa en la que el segmento no convencional concentra la mayor parte de la actividad. Los registros de mayo indican que 37 de los 47 equipos activos trabajaron en desarrollos de shale en Vaca Muerta, mientras que 10 rigs se mantuvieron en operaciones convencionales.
Esta configuración implica que el no convencional representa el 79% del drilling nacional y confirma su peso dentro de la producción de hidrocarburos del país.
La evolución interanual exhibe un nivel de actividad estable. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, el número de equipos activos pasó de 44 a 47, con un máximo de 48 rigs alcanzado en diciembre de 2025. Durante ese período no se registraron descensos pronunciados, una estabilidad que el segmento shale sostuvo mientras la perforación convencional mantuvo una presencia acotada.
El relevamiento sectorial también muestra una concentración operativa entre un conjunto reducido de empresas. YPF encabeza la actividad con 15 rigs propios, equivalentes al 42% de los equipos no convencionales relevados.
Pluspetrol y Vista Energy representan el 11% cada una, mientras que Tecpetrol aporta el 8%. En total, diez operadoras concentran 36 equipos de perforación, una configuración que refleja la escala técnica y financiera requerida para sostener desarrollos de shale.
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El cambio en la actividad también se observa en las características técnicas de las perforaciones realizadas en la cuenca neuquina. Las ramas horizontales superan en promedio los 3.000 metros de extensión, una dimensión que años atrás era excepcional y hoy forma parte de los estándares aplicados por los principales operadores.
La combinación de perforación horizontal y fractura hidráulica estableció un esquema operativo que desplazó progresivamente la perforación convencional dentro del país.
El informe sectorial sintetiza este escenario con un dato que resume la estructura actual del upstream: 37 de los 47 equipos activos operan en shale, marcando un nuevo hito de actividad sostenida.
Con una participación mayoritaria del no convencional, una curva de perforación estable y desarrollos técnicos que continúan ampliando la capacidad de las ramas horizontales, Vaca Muerta sostiene el núcleo operativo del segmento petrolero y concentra las principales decisiones vinculadas a la exploración y producción de hidrocarburos.
Vicente Serra encabezó la reunión de directorio del viernes pasado de la que también participaron los directores Griselda Lambertini, Marcelo Nachón y Sergio Falzone.
Fue la primera reunión de directorio después de la renuncia de Néstor Lamboglia a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege), quien asumió con el mandato de liderar la fusión del Enargas y el ENRE y sorpresivamente resistió apenas un mes antes de dar un paso al costado en un escenario de fuertes internas.La cita tuvo lugar el viernes a las 15 horas en el décimo piso de la torre de Catalinas Norte, donde funciona la sede central del nuevo organismo, y se extendió por poco más de una hora. EconoJournal cubrió este encuentro público en el que predominó una tensa calma.
La principal novedad es que ya se ha comenzado a implementar la fusión entre las áreas de apoyo del ex Enargas y del ex ENRE, una tarea sumamente compleja que derivará en la desvinculación de empleados. De hecho, el vicepresidente del directorio, Vicente Serra, a cargo transitoriamente de la conducción del organismo, le envió una carta al personal a comienzos de mes en la que pidió que cada uno mantenga sus responsabilidades para asegurar la operación y el servicio y anticipó que se abrirá un plan de retiros voluntarios y opciones de acceso a la jubilación, sin dar mayores detalles.
Unifican equipos de trabajo de los viejos entes
Serra confirmó en la reunión del viernes, a la que asistieron unas veinte personas –en su mayoría empleados del organismo regulador-, que han comenzado por ubicar en un mismo espacio de trabajo al personal de las primeras áreas que van a tener que fusionarse.
Hasta ahora el directorio del nuevo ente sigue funcionando con el asesoramiento de las secretarías de directorio del ex ENRE y el ex Enargas, que venían trabajando por separado, pero se decidió que el personal de ambas áreas conviva en las oficinas de Madero 1020. Ignacio Sanz es el responsable de la secretaría de directorio del ex ENRE, que ya venía desempeñándose en esa sede, y Alejandra “Lala” Ponce Quinteros, que fue quien tuvo que mudarse, cumplía la misma tarea para el Enargas en la sede central de ese organismo, ubicada en Suipacha 636. Se supone que uno de los dos empleados va a quedar al frente del espacio unificado, pero todavía no se decidió quién será.
Las áreas de Administración de los entes fusionados ya comenzaron a trabajar de manera conjunta en la sede central del ex Enargas, en Suipacha 636, salvo el área de Contabilidad del ex ENRE que, según aclaró el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, postergó su mudanza hasta el 1 de julio por el cierre del trimestre. La gerencia de Administración del ex Enargas está a cargo de Darío Javier Echazú y su contraparte en el ex ENRE es Roberto Fernández. En este caso también habrá que resolver quien queda al frente.
El área de Recursos Humanos va a funcionar en el Anexo que tiene el ex Enargas en la calle Tucumán 930. El jefe de esa área en el ENRE era Néstor Vega y el gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del Enargas era Eric Oscar Salomone Strunz. Como consecuencia de esta fusión también quedará un solo jefe.
En ese Anexo de Tucumán 930 funcionaba la oficina de Atención a Usuarios de GNC Vehicular, pero se mudará a donde venía funcionando la oficina de Atención a Usuarios del ENRE en Suipacha 615, frente a la sede central de Enargas. La atención de todos los usuarios se concentrará en ese sitio, que Vicente Serra prometió remodelar. “Vamos a optimizar la infraestructura disponible, especialmente la de atención al público que la verdad deja mucho que desear”, aseguró durante la reunión de directorio del viernes. También prometió que se acondicionarán los cuatro pisos que ocupa el Enrege en la torre de Catalinas Norte. La Mesa de Entradas para no usuarios -es decir, para las empresas- se unificará en esa sede central de Madero 1020.
En el Enargas Salomone Strunz tenía bajo su órbita no solo las áreas de Recursos Humanos sino también Prensa y Relaciones Institucionales, pero estas dos últimas no irán a Tucumán 930 sino a la sede central del ENRE en Madero. A cargo del área de Prensa del Enargas se venía desempeñando Cristian Landero, mientras que en prensa del ENRE estaba Leandro Rooseleer. Allí también deberá quedar uno solo como responsable de la nueva área unificada.
En la reunión de directorio del viernes también estuvieron María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, y Fabián Bello, gerente de Desempeño y Economía del ex Enargas. Esas dos áreas deberán fusionarse, pero por ahora continuarán trabajando por separado.
Otra novedad es que la nueva gestión del ente unificado decidió crear una dirección de compliance. Serra anunció en la reunión de directorio que el Enrege se va a inscribir en el Registro de Integridad de Transparencia Empresaria (RITE) y esta nueva dirección tendrá como tarea establecer estándares de cumplimiento normativo anticorrupción a tono con los procedimientos que establece ese registro. Además, se resolvió que la inscripción en el registro sea obligatoria para todas las empresas reguladas de gas y electricidad, las cuales tendrán un año para hacerlo. Serra informó que ya hay algunas reguladas que están inscriptas como Metrogas y Transportadora Gas del Sur.
Vicente Serra (izquierda) junto a Marcelo Nachón.
La interna que derivó en la salida de Lamboglia
La salida de Lamboglia fue producto de un duro enfrentamiento que venía manteniendo con el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, incluso desde antes que formalizaran sus nombramientos. En una reunión que mantuvieron el miércoles 8 de abril, Lamboglia, que venía desempeñándose como interventor del ENRE opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos hasta que estuviese en funciones el Enrege. Su pedido fue una sugerencia dirigida a Nachón, que en ese momento era el interventor del Enargas. Nachón no planteó objeciones, pero 15 días después de esa reunión, ordenó la renovación por seis meses de 73 contratos, situación que detonó la relación.
Tampoco se pusieron de acuerdo sobre cuál tenía que ser la sede del nuevo organismo. Lamboglia propuso las oficinas del ex ENRE, ubicadas en Madero al 1020, pero Nachón dijo que prefería que fuera en el ex Enargas, en Suipacha 636. Ambos querían empezar jugando de local y cerca de su propia tropa. Ninguno se bajó de su propuesta y al final se terminó votando y se impuso la sede de Madero.
Ni siquiera pudieron consensuar una corrección menor en el nombre del ente. La sigla inicial era ENRGE, una palabra prácticamente impronunciable. Lamboglia propuso entonces agregar una E entre la R y la G. Nachón se opuso porque dijo que el nombre se iba a parecer demasiado al del ex ENRE y forzó una votación que terminó perdiendo.
Todos los temas derivaban en una discusión interminable, hasta que Lamboglia se cansó y renunció a su cargo, un mes después de haber sido nombrado formalmente. Más allá de lo cansadora que puede resultar esa dinámica de trabajo, su salida dejó en evidencia que no estaba lo suficientemente comprometido y expuso a quienes lo habían elegido para comandar una transformación que se sabía que no iba a ser sencilla y que recién comienza.
La región de ALC está entrando en una nueva fase de expansión en el sector hidrocarburífero. Según el último Reporte de Petróleo y Gas Natural de OLACDE, la producción petrolera aumentó 27 % interanual en febrero de 2026, alcanzando los 377 millones de barriles, comparado con los 298 millones del mismo mes del año anterior.
Este incremento refleja una reestructuración significativa del panorama energético regional. La actividad operativa en Vaca Muerta (Argentina), la mayor extracción registrada en la Capa Presal (Brasil) y el aumento productivo en México están llevando la oferta regional a cifras que no se habían visto durante los últimos doce meses.
El auge redefine el equilibrio energético de América Latina y el Caribe en medio de un mercado global volátil.
En términos mensuales, también se reportó un crecimiento de 4,4 % respecto a enero, gracias a la recuperación observada en Brasil y Venezuela tras las caídas del mes anterior. Brasil, México y Venezuela representan el 68 % de toda la producción petrolera regional, subrayando así el papel crucial que desempeñan estos tres países en el dinamismo de este sector en la región.
Gas natural: crecimiento aún más acelerado
La producción de gas natural en la región creció a un ritmo aún más rápido. De acuerdo con el informe, alcanzó los 26 mil millones de metros cúbicos, lo que representa un incremento de 30 % interanual.
El motor detrás de este avance nuevamente proviene principalmente de Argentina y Brasil. El desarrollo del gas shale en Vaca Muerta junto con una producción sin precedentes en el presal brasileño están reformulando la matriz de suministro regional justo cuando el gas se establece como una fuente energética para apoyar sistemas eléctricos con alta incorporación renovable.
Argentina y Trinidad y Tobago dominan el mercado con una participación del 21 % cada uno; les siguen Brasil con 13 %, Perú con 12 %, mientras que Venezuela, Bolivia y México rondan el 9 % cada uno.
Rolando Figueroa rindió cuentas de la gestión en Chos Malal.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, retomó las reuniones con los intendentes de las siete regiones de la provincia para ordenar la narrativa de la gestión, entusiasmar con la marcha del plan de obras y poner en perspectiva la ley que aprobó la Legislatura para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta.
Tras una recorrida en la capital junto a Mariano Gaido el jueves, en donde destacó el acuerdo con YPF como un «hito en la historia de la provincia», partió rumbo al interior para participar de actos aniversarios en el norte y anunciar proyectos de infraestructura.
Figueroa encabezó, además, un acto en un teatro de Chos Malal para «rendir cuentas» de la gestión frente a funcionarios y simpatizantes del espacio. Afirmó que las condiciones actuales de la provincia ofrecen «una oportunidad histórica para Neuquén» y advirtió que «el que no se sube al tren del progreso va a terminar quedando afuera».
Además de repasar la gestión, anunció obras para la región norte como el inicio de la pavimentación del Paso Internacional Pichachén en marzo y confirmó que en aproximadamente un mes quedará inaugurada la microcentral hidroeléctrica de Villa del Nahueve.
Durante su recorrida por la zona, Figueroa también se reunió con todos los integrantes de la región y habló de las posibilidades que abrirá para la provincia la futura exportación de GNL.
Hay mucha expectativa de las intendencias por los fondos que ingresarán en el corto plazo cuando YPF ejecute el bono de infraestructura de 175 millones de dólares que comprometió en el acuerdo que fue ratificado por los diputados y es tarea del gobierno administrar esa espera.
Según pudo saber EN/CLAVE, el jueves 2 de julio Figueroa convocará a un encuentro similar en San Martín de los Andes con los jefes comunales de la zona sur y habrá otro más adelante con los integrantes de la región centro.
A la espera del FID
El acuerdo con YPF que ratificó la Legislatura, y que se ejecutará solo en tanto la petrolera de mayoría estatal acuerde la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios en los próximos 24 meses, incluye para la Provincia un bono de infraestructura por 175 millones de dólares.
Si bien durante el debate de la ley hubo pedidos de legisladores para saber cómo se ejecutará ese dinero, las obras que se financiarán con ese monto se definirán recién cuando ese paso esté concretado, según anticiparon fuentes del gobierno a EN/CLAVE.
El acta acuerdo que firmó la Provincia con YPF y que sancionó la Legislatura el miércoles, estableció que «la definición de las obras y las especificaciones técnicas, su alcance, cronograma de ejecución, modalidad de supervisión y control, mecanismos de certificación de avance y cumplimiento» se plasmarán en un nuevo convenio a suscribir entre las partes.
Ese segundo acta acuerdo deberá firmarse dentro del plazo «máximo e improrrogable» de 90 días corridos contados desde la notificación del FID por parte de la petrolera. En el caso de que las partes no acuerden el destino del bono, Neuquén podrá determinar las obras unilateralmente, se definió.
Los planes del Ejecutivo para este desembolso guardan cierta diferencia con lo que se resolvió para el bono de 158 millones de dólares que YPF acordó pagar por la firma de las concesiones de Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva Norte, áreas que nutrirán el proyecto Argentina LNG.
Figueroa definió que ese dinero tenga como destino el financiamiento de obras viales clave para mejorar los accesos a Neuquén capital, en permanente estrés por la cantidad de vehículos que circulan a diario, muchos de ellos vinculados a la actividad petrolera. Estos proyectos, que según anunció el gobierno, se licitarán en septiembre, incluyen duplicación de calzadas, rotondas y puentes elevados en las rutas 22, 7 y 67.
Para el bono de 175 millones que pagará YPF como parte del acuerdo de regalías diferenciales y estabilidad fiscal para el desarrollo del GNL, en cambio, el gobierno apunta a financiar obras comunitarias y deportivas para un abanico más amplio de localidades.
Euforia oficial y festejos con IA
En el gobierno provincial celebraron como un triunfo político la aprobación en la Legislatura de la ley que ratificó el acuerdo con YPF para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta. Rolando Figueroa destacó que una «abrumadora mayoría» de diputados acompañó el proyecto, que demandó «más de ocho meses de trabajo y negociación muy dura» con la petrolera.
Durante el jueves posterior a la sanción, en redes hubo festejos formales en cuentas oficiales de funcionarios y diputados, a quienes se sumó con felicitaciones el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.
«Lo que viene con Vaca Muerta, el GNL y la salida por la costa rionegrina no es solo un proyecto energético. Es la posibilidad de construir una Patagonia más fuerte, integrada y protagonista del futuro de la Argentina», se entusiasmó el mandatario aliado del neuquino.
Pero en paralelo a las salutaciones, el gobierno provincial activó cuentas no oficiales, pero afines a la gestión, como las llamadas «neuquilovers», «rolodeneuquen», «rolodelagenteok» y «agarralapalanqn» que publicaron imágenes de IA ilustrando a Figueroa satisfecho con el acuerdo.
En algunas, se ve al gobernador oteando un atardecer hacia el cual navegan barcos de GNL con la inscripción «gas neuquino». «No estamos viendo una noticia. Estamos viendo el comienzo de una nueva etapa para Neuquén», acompaña el texto.
Otras publicaciones más descontracturadas ilustraron al mandatario neuquino en el personaje de Guillermo Francella en la película Extermineitors y la característica frase que se popularizó como meme «hermosa mañana, ¿verdad?». «La ley de GNL fue aprobada en la Legislatura. Grandes cosas vienen para Neuquén», afirma la publicación.
La Mina de Chico Rei debe su nombre al rey africano del Congo capturado y esclavizado para trabajar en la mina.
El estadio olímpico Mineirão, sede del Mineirazo, donde Alemania derrotó 7-1 a Brasil en el mundial 2014; los restaurantes que anuncian comida minera; el propio gentilicio mineiro; un Museo de la Minería y un cuarzo de 500 kilos en una esquina de Praça da Liberdade: todo en Belo Horizonte, la capital del Estado de Minas Gerais en Brasil, revela su identidad minera.
“Vienen a ver nuestros diamantes, nuestra propia historia”, cuenta a Econojournal una empleada del Museo de las Minas y el Metal, uno de los edificios de la plaza central. Emplazado en un castillo que fue secretaría de Educación, cientos de turistas entran diariamente a conocer el origen de la riqueza de Brasil, sus suelos.
Es viernes al mediodía y la fila para entrar al Museo llega hasta mitad de cuadra. En los tres pisos que dura el recorrido, en el que se pueden ver una exhibición de piedras preciosas, instalaciones con elementos de la tabla periódica y placas informativas, se escuchan conversaciones: una piedra Ágata se parece mucho a la de la casa del abuelo de una nena, una mujer le explica a su marido las técnicas de pulido por las que pasó otra para conseguir un color azulado. Hay parejas que hablan sobre la colonia, sobre el origen de algún mineral. Las charlas son, en su mayoría, en portugués.
Minas Gerais – minas generales, en español- es el Estado que financió a la corona portuguesa desde el primer descubrimiento de oro en el siglo XVII y su nombre se debe a la diversidad de minerales que hay en su suelo. Hoy, esa vocación minera sigue moviendo cifras millonarias. En 2025, la minería facturó R$ 298.800 millones (US$ 52.574 millones) en Brasil, un 10,8% más que el año anterior, generó un superávit comercial de US$ 37.600 millones, equivalente a más de la mitad de todo el saldo comercial de Brasil y empleó a 229 mil personas, según el Instituto Brasilero de Minería (IBRAM). El municipio de Minas Gerais aportó un 39,9% de esa facturación, por encima de Pará (34,5%) y Bahía (4,5%).
Ouro preto, punto de convergencia de los buscadores de oro
Antes de que Belo Horizonte se convirtiera en capital de uno de los Estados más ricos de Brasil en 1897, ese lugar lo ocupaba Ouro Preto. A 100 km al noroeste de Belo Horizonte, fue el punto de convergencia de los buscadores de oro y el centro de la explotación de minas auríferas en Brasil.
De su momento de esplendor quedan muchos rastros. Los locales de venta de piedras preciosas alrededor de la plaza principal, la Escuela de Minas– la primera de Brasil, que hoy persiste por su relevancia-, la iglesia San Francisco de Asís, enchapada en oro y construida por la cofradía de dueños de minas y comerciantes más ricos; y la de Santa Efigênia para los esclavos y negros, construida por Chico Rei, rey africano del Congo capturado y esclavizado para trabajar a una mina, que compró su libertad escondiendo oro entre su cabello y, dice la leyenda, terminó adquiriendo la propia mina donde trabajaba.
Esa mina de oro, que hoy se denomina Mina de Chico Rei, es una de las doce que la oficina de información turística ofrece como atractivo de la ciudad. A diferencia de otros lugares turísticos de este estilo – y de los yacimientos activos que hay en Argentina, aislados y en altura-, a muchas de ellas se puede llegar caminando en apenas dos minutos desde el centro de la ciudad.
Entre las doce, EconoJournal eligió visitar la Mina de Oro da Passagem. “La mayor mina de oro abierta a visitas del mundo”, cuenta Tamara, que trabaja desde hace doce años como guía. El recorrido comienza en un trolley que simula la entrada de los mineros a su lugar de trabajo, hasta un lago subterráneo de aguas cristalinas a 120 metros de profundidad.
El trolley de la Mina de Oro da Passagem simula la entrada de los mineros a su lugar de trabajo.
Da Passagem fue descubierta en 1719 por bandeirantes- expedicionarios portugueses y paulistas que se adentraban en el interior de Brasil en busca de oro, piedras preciosas e indígenas para esclavizar– mientras rastrillaban el cauce del río con batea.
En las paredes de la parte abierta al público aún quedan los rastros de los diferentes tipos de minerales. El más llamativo es la pirita u oro de los tontos, que aún engaña a los menos experimentados por su brillo. Como en todas las minas, no puede faltar el pequeño altar dedicado a Santa Bárbara, la patrona de los mineros, ofrendada con lo que los turistas tienen a mano: manteca de cacao, cremas hidratantes, papelitos para sonarse la nariz, alcohol en gel, 2 reales, una carta de Pókemon.
Entrada a la Mina de Oro da Passagem donde en la actualidad funciona un museo.
La mina se industrializó casi un siglo después, en 1819, cuando el barón inglés Von Eschwege fundó la primera empresa minera de Brasil con maquinaria, explosivos y bombas para controlar el agua de las napas. Hasta ese momento, eran los esclavos con pico y pala los que trabajaban la mina. De Da Passagem se extrajeron 35 toneladas de oro hasta que, en los años 70, la familia Rodrigues, la compró para convertirla en un museo subterráneo.
Igual que la productividad de sus minas, la época dorada de la ciudad de Ouro Preto menguó a principios del siglo XIX. Hoy se reconvirtió, mayormente, al turismo: “Acá trabajamos en turismo o en minería”, agrega Tamara en un portugués críptico, característico de esa zona que no recibe muchos turistas argentinos.
De Da Passagem se extrajeron 35 toneladas de oro hasta que, en los años 70, la familia Rodrigues, la compró para convertirla en un museo subterráneo.
A diferencia de los tiempos de la colonia, cuando el oro dominaba, el motor de la minería en Brasil es el hierro: en 2025 explicó el 52,6% de la facturación del sector y el 63,3% de las exportaciones, según el IBRAM.
El metal que dio nombre a Ouro Preto tiene, sin embargo, su revancha. En el primer trimestre de 2026 el oro alcanzó precios superiores a los US$ 4 la onza, un 70% más que el año anterior, y sus exportaciones treparon 89,3% en dólares. La facturación creció 45% respecto al mismo período de 2025 y ya representa el 17% de todo lo que factura el sector minero brasileño, ocupando el segundo lugar, después del hierro.
El cobre es el tercer mineral más importante de la minería brasileña, con precios un 37,5% más altos en el trimestre, su facturación creció 28% y ya pesa el 13% del sector.
El hierro brasileño se exporta, sobre todo, a China: 67,5% de las toneladas exportadas. El cobre se reparte entre China y Alemania (19,9% cada uno), seguidos por Bulgaria, Polonia y Suecia. Canadá recibe el 46,5% de las exportaciones de oro, Suiza el 26,6% y el Reino Unido el 10,8.
En busca de las tierras raras
Brasil proyecta inversiones de US$ 77.000 millones en el sector entre 2026 y 2030, el mayor ciclo inversor de su historia. Minas Gerais lidera ese mapa con US$ 19.675 millones —el 24,1% del total nacional—, seguido por Pará y Bahía.
El mineral de hierro sigue traccionando el sector, con el 28,7% de las inversiones previstas. Pero las inversiones ya no apuntan a ese mineral, sino a los que hace tres siglos nadie buscaba en estas montañas: las tierras raras, cuyas inversiones aumentarán 49% en los próximos cuatro años.
Las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos —entre ellos el neodimio, praseodimio, el disprosio y el terbio— indispensables para fabricar los imanes permanentes que mueven autos eléctricos, materiales en equipamiento de defensa, turbinas eólicas, electrónica de consumo, robótica e inteligencia artificial. China controla hoy más del 90% de su procesamiento mundial, y eso las volvió una pieza central de la geopolítica.
Brasil tiene las segundas mayores reservas del planeta. La mina de Pela Ema en Serra Verde, estado de Goiás, es el único yacimiento fuera de Asia que produce a gran escala los cuatro elementos magnéticos más codiciados.
En abril de 2026, la estadounidense USA Rare Earth anunció su compra por US$ 2.800 millones, en una operación que todavía revisa el regulador antimonopolio brasileño. Es parte de una estrategia más amplia de Washington para reducir su dependencia de China: solo en los estados de Goiás y Piauí, Estados Unidos ya invirtió unos US$ 600 millones en proyectos de tierras raras.
En abril de 2026, la estadounidense USA Rare Earth anunció la compra de la mina Pela Ema por US$ 2.800 millones.
En Minas Gerais, la cuna del oro colonial, también hay un proyecto en marcha: Caldeira, de la canadiense Meteoric Resources, que reportó algunas de las leyes más altas del mundo en este tipo de minerales.
El gobierno de Lula, sin embargo, puso la condición de que el procesamiento se quede en el país, no solo la extracción. Es la lección que dejó el mineral de hierro, que Brasil exporta en bruto a China desde hace dos décadas para después importar, más caro, los productos manufacturados con ese mismo material.
«No sabía que mi vida tenía tanto valor». Con esa frase comenzó el relato de Carla Rodríguez, oficial mecánica especializada en mineríasubterránea de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), durante el encuentro Voces en Red, organizado por Women in Mining (WIM) Argentina en el marco del Día Internacional de la Mujer en la Minería y del sexto aniversario de la organización.
Su historia es la de una transformación personal, pero también la de una industria que lentamente comienza a revisar prácticas y normas que durante décadas limitaron el acceso de las mujeres a las tareas operativas dentro de las minas.
«Soy una mujer trans de Santa Cruz. Crecí en un asentamiento minero y fui sobreviviente de una sociedad perversa e injusta», afirmó. Hoy, después de 15 años trabajando en el interior de la mina, asegura que la actividad «le dio dignidad» y la posibilidad de construir una vida que antes parecía imposible. «La minería para mí es todo. La minería me salvó, me cambió la vida”, aseveró.
Una historia personal atravesada por la minería
Carla sabe que su historia personal trasciende su ámbito laboral.
Rodríguez nació junto al yacimiento carbonífero de Río Turbio. Para su comunidad la mina representa mucho más que una fuente de empleo. «Nací al costado de la mina. Para mí fue todo. Era lo único que teníamos y que debíamos defender», recordó al describir el peso histórico que tuvo YCRT en el desarrollo económico de la cuenca carbonífera y de la provincia de Santa Cruz.
Sin embargo, ser parte del interior de la mina no era una posibilidad para las mujeres y menos para las mujeres trans. Durante décadas existieron prohibiciones legales, convenios colectivos y hasta creencias culturales que sostenían que la presencia femenina bajo tierra traía «malos augurios» o podía provocar derrumbes. «Las mujeres históricamente no podían entrar a la mina, salvo el 4 de diciembre, el Día de Santa Bárbara, cuando se elegía a la Reina Nacional del Carbón«, recordó.
Rodríguez ingresó al yacimiento en 2011, antes de la sanción de la Ley de Identidad de Género. «El sistema estaba preparado para excluirme. Tuve que hackear el sistema porque la minería está creada por hombres para hombres», relató.
Para acceder al puesto se presentó vestida como hombre. «La gente sabía que yo era Carla aunque mi identidad no lo demostraba», detalló. Una vez dentro, comenzó un largo proceso de adaptación marcado por situaciones de discriminación y violencia psicológica.
«Viví todo lo que el patriarcado puede hacer sobre una persona indefensa. Trabajaba el doble que un hombre para demostrar que podía”, contó en el encuentro. Con el tiempo, encontró aliados entre sus propios compañeros. «Hoy estoy donde estoy porque hubo acompañamiento de las masculinidades. Llevó tiempo, pero lo pude lograr”, sostuvo.
Identidad de Género y cambio cultural
«Soy una mujer trans de Santa Cruz. Crecí en un asentamiento minero y fui sobreviviente de una sociedad perversa e injusta», aseveró Carla Rodríguez
Uno de los puntos de inflexión de su vida llegó en 2012 con la aprobación de la Ley de Identidad de Género. «No podíamos vivir en democracia sin identidad. Gracias a esa ley volví a nacer y a sentirme una persona que podía vivir como quería”, marcó.
Sin embargo, explicó que el cambio normativo no eliminó automáticamente las barreras dentro del ámbito laboral.» En mi trabajo fue difícil. No había información. Había violencia sistemática y psicológica”, señaló. Paradójicamente, relató que muchas veces encontró mayor resistencia en espacios tradicionalmente feminizados que entre sus compañeros varones de la mina.
Carla Rodríguez reconoce que su historia impulsó un cambio cultural hacia el interior del yacimiento. «Me tocó sentarme adelante de 15 masculinidades para explicar lo que era un femicidio, un crimen de odio”, contó. Y es que, durante años impulsó conversaciones sobre diversidad, inclusión y violencia de género en un ámbito históricamente masculinizado. «La desigualdad estructural nos va a seguir por siempre si no acompañamos la transformación colectiva”, sostuvo.
Ese trabajo coincidió con otro cambio histórico en la minería: en 2023 quedó definitivamente eliminada la prohibición legal que impedía a las mujeres desempeñar tareas subterráneas, una restricción que permanecía vigente desde la Ley 11.317 de 1924.
La modificación abrió un nuevo escenario para la actividad. «En 2023 recibí en la boca de mina a cuatro compañeras. Hoy ya somos once mujeres trabajando en la actividad minera real, no en tareas administrativas”, detalló.
La minería como oportunidad
Lejos de plantear únicamente una agenda de inclusión, Rodríguez insistió en que incorporar diversidad también fortalece a la industria. «Las capacidades las tenemos todos. Somos iguales ante el trabajo”, consideró. En ese sentido, pidió ampliar las oportunidades laborales para personas trans dentro del sector.
«Necesitamos más personas trans en la minería. Es algo de lo que no se habla. Hay que dar posibilidades a un sector históricamente vulnerado”, aseveró. Y agregó un mensaje dirigido especialmente a las empresas. «Podemos decirle al sector privado que las personas trans somos productivas, trabajadoras, reales; podemos mejorar la producción y cambiar el mundo”, remarcó.
Lo cierto es que el cambio cultural que impulsó Carla abriéndose camino en el ámbito minero, trascendió más allá de sus propias fronteras e inspiró Miss Carbón, la película argentino-española dirigida por Agustina Macri y escrita por Erika Halvorsen y estrenada en 2025. «Nadie me había dado el valor que me dio la escritora de la película«, confesó.
Para ella, el largometraje no solo reconstruye su historia personal, sino que también interpela a una sociedad que durante décadas naturalizó distintas formas de exclusión. «Miss Carbón muestra cómo una sociedad injusta hace de las suyas. Da esperanza para que las diversidades elijan creer y sepan que pueden vivir una vida digna”
A pesar de la repercusión que tuvo la película, Rodríguez asegura que su vida cotidiana cambió poco. «Sigo trabajando y teniendo mi vida igual. Me gusta trabajar mucho”, concluyó.
«A lo mejor en una economía normal el RIGI sería exagerado, pero por nuestro pasado es necesario. Es el efecto del converso”, aseguró Dante Sica, socio fundador de la consultora ABECEB y exministro de Producción y Trabajo, en el ciclo de entrevistas organizado por EconoJournal. De ese modo, defendió el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y el Súper RIGI, que esta semana obtuvo media sanción en Diputados, como instrumentos necesarios para destrabar inversiones de largo plazo en un país con un historial de incumplimientos contractuales.
Sica sostuvo también que el escenario geopolítico ubica a Argentina y América Latina en un lugar inédito para capitalizar sus recursos energéticos y mineros y remarcó que el dólar se va a seguir apreciando de la mano del aumento de las exportaciones. «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad», planteó en diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
RIGI: el efecto del converso
Consultado sobre el trade-off entre la resignación de recursos fiscales y la aceleración de inversiones que promete el RIGI, Sica no duda en que las externalidades positivas superan a las negativas. “El RIGI es una política industrial. Uno puede discutir si le gustan o no los sectores contemplados, pero es un instrumento de política industrial muy en tono con el objetivo de muchos países del mundo”.
De acuerdo al ex ministro de Producción, el esquema es necesario por la trayectoria reciente del país. «Tenemos un prontuario», sentenció al recordar que durante el gobierno de Néstor Kirchner se violó una ley de estabilidad fiscal minera que derivó en litigios que se extendieron durante doce años, que la justicia falló a favor de las empresas y el Estado terminó pagando con bonos. ”Lo importante es la señal. El RIGI es una muestra de cómo va a ser la economía cuando se termine de consolidar el nuevo régimen económico”, agregó.
Sobre las críticas al componente local del régimen, fijado en un 20%, Sica relativizó su relevancia: «Estamos analizando la economía con una mirada vieja, la del siglo XX. Hay que dejar de hablar de sectores productivos y empezar a hablar de ecosistemas híbridos. Atrás de una tonelada de soja hay genética, hay empresas de tecnología, hay satélites, hay paquetes agroquímicos, hay maquinaria agrícola. El agro pesa menos del 10% en las cuentas nacionales, pero su impacto real es el 30% del PIB. Lo mismo va a pasar con estos sectores. La propia dinámica te va a llevar por delante esa idea de que tiene que haber un 20% de componente local».
Dentro de esa misma lógica, Sica ubicó al Super RIGI, siempre que sea pensado para las industrias que hoy no existen en el país, como la fundición y el procesamiento de minerales críticos, a proyectos vinculados a desarrollar la cadena de valor del litio, al hidrógeno verde y la demanda de los hiper escaladores de inteligencia artificial. Sobre el caso puntual del Gas Natural Licuado, diferenció el proyecto basado en terminales flotantes licuefactoras de una eventual planta en tierra, un proyecto de mucho mayor inversión. De hecho, consideró que el Súper RIGI podría ser un acelerador de esa planta destinada a exportar GNL.
Modelo económico irreversible
Para Sica, la probabilidad de que se cumpla la narrativa sobre el potencial minero y energético de la Argentina es alta, y la explicación no está solo en la dinámica local, sino en la mirada global. «Hay cuatro tendencias que están cambiando la arquitectura del comercio internacional y la direccionalidad del flujo de inversiones: la geopolítica, la demografía, los problemas de cambio climático y la inteligencia artificial», señaló. Luego agregó que eso generó “una ventana de oportunidad no vista para la región en las últimas décadas», en la que América Latina deja de ser una zona irrelevante para pasar a ser parte de la solución de un problema que hoy preocupa a las grandes potencias, como asegurarse el control de las cadenas de valor de los recursos que van a definir la disputa global.
Frente a quienes ponen en duda esa narrativa por la fragilidad macroeconómica del país, Sica fue contundente: «La consistencia macro es de segundo orden». El ex ministro de Producción y Trabajo durante la gestión de Mauricio Macri enmarcó este proceso como un cambio de régimen económico que, a su juicio, es irreversible. Sostuvo que el país transita una transformación que rompe con el péndulo histórico entre integrarse al mundo o cerrarse, y entre crecer en base a inversión y exportación o hacerlo en base a consumo subsidiado. «Milei fue el que mejor interpretó esa demanda estructural», afirmó.
Al ser consultado sobre la influencia del tipo de cambio en las decisiones empresariales, Sica fue tajante: «Poco. Las empresas ya no miran tipo de cambio, miran precio«. La razón de ese cambio, explicó, está en la madurez de los proyectos exportadores en curso. Según sus cálculos, la suba de las exportaciones está explicada por volumen y no por precio, con una consecuencia estructural: «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad».
A partir de ese diagnóstico, anticipó que la competencia entre empresas y provincias se va a definir por la densidad tecnológica que cada una logre incorporar.
Empleo y migración
Durante las últimas décadas el modelo económico empujó la migración hacia el Gran Buenos Aires en busca de empleo y servicios, lo que terminó convirtiendo al conurbano en lo que Dante Sica describió como «un monstruo totalmente fuera de control». Los cambios migratorios que ya se verifican hacia zonas con potencial productivo abren la puerta a un reacomodamiento que, de acuerdo al economista, generará fricciones de corto plazo.
«Le sumaría a ese proceso una gran alerta, que es nuestra curva demográfica. Nosotros vamos a tener un bono demográfico positivo hasta el 2035. Tenemos hasta esa fecha la capacidad de generar riqueza para que el proceso de envejecimiento de la población se dé con un PIB per cápita más alto, que nos permita sostenerlo», agregó. A partir de ese año, remarcó, la tasa demográfica pasa a ser negativa, por lo que consideró que la ventana actual es clave para acumular esa riqueza antes de que el proceso se acelere.
El color de la llama de tu hornalla debe ser azul: si vira al naranja es señal de que debe ser revisado por un profesional.
El inicio de la temporada invernal y el descenso térmico reactivan la necesidad de prevenir la intoxicación por monóxido de carbono, un gas altamente peligroso que no se ve, no tiene olor ni sabor, y puede estar presente en las viviendas sin que sus habitantes lo adviertan. En este marco, y en ocasión del Día de la Prevención y Concientización contra esta problemática, MetroGAS presentó un nuevo despliegue comunicacional enfocado en el cuidado de los usuarios dentro del hogar.
El objetivo es la difusión de información de utilidad, accesible, rápida y efectiva para evitar accidentes vinculados a la combustión. Pero la novedad de la campaña es la incorporación de herramientas de inteligencia artificial para el proceso completo de producción del material de difusión. MetroGAS implementó estos recursos desde la etapa de conceptualización creativa y el desarrollo del guion técnico, hasta llegar a la generación de las escenas de la pieza audiovisual.
Desde la conducción de la compañía explicaron que el uso de la IA no desplaza el factor humano, sino que actúa como un soporte de optimización. El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad, Hernán Chiesa, remarcó que buscaron sumar estas herramientas para potenciar el alcance de los mensajes, bajo un proceso técnico y creativo supervisado por el equipo de profesionales de la firma. El propósito final es lograr que el mensaje de alerta penetre de forma clara en la comunidad.
Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de la licenciataria, puntualizó que la innovación cobra un sentido real cuando se orienta a mejorar los canales de información pública. El directivo enfatizó que la tecnología estuvo al servicio de una estrategia responsable, donde el eje absoluto continúa siendo la prevención y el cuidado de la vida de las personas. La premisa de la campaña parte de lo cotidiano: los síntomas iniciales de una intoxicación suelen confundirse con malestares menores, lo que dilata la reacción.
Intoxicación por monóxido de carbono: Un índice que creció en la última década
La nueva campaña de prevención contra la intoxicación por monóxido de carbono lanzada por MetroGAS está íntegramente realizada por IA.
Las estadísticas del último balance anual cerrado por MetroGAS en su área de concesión, que comprende a la Capital Federal y a once partidos del sur del Gran Buenos Aires expica la necesidad de la campaña. A lo largo de 2025, la distribuidora tomó intervención en 54 incidentes relacionados con la presencia de monóxido. El saldo de los siniestros dejó 120 personas hospitalizadas y 15 víctimas fatales, lo que representa el registro más elevado detectado en los últimos 9 años.
De acuerdo con los relevamientos técnicos, las situaciones críticas derivan principalmente de fallas estructurales y falta de mantenimiento en las viviendas. Entre las anomalías más recurrentes se destacan:
Escasez de ventilación permanente,
Rejillas de aireación obstruidas de forma deliberada,
Conductos de evacuación con fallas de instalación y
Artefactos en mal estado.
Un dato clave para el análisis sectorial indica que los equipos de producción de agua caliente, como calefones, calderas y termotanques, concentran más del 90 por ciento de los casos reportados.
Qué hacer para prevenir la intoxicación por monóxido de carbono
Como parte central de las acciones de concientización, MetroGas difundió un listado de pautas estrictas para mitigar de forma definitiva los riesgos de siniestros en los hogares:
Revisar los artefactos a gas y los conductos de evacuación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
Verificar que la llama de los artefactos a gas sea siempre azul y uniforme.
No utilizar los artefactos para fines distintos a aquellos para los que fueron diseñados.
No usar el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
Evitar secar ropa sobre estufas o fuentes de calor a gas.
En baños y dormitorios, instalar únicamente artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada.
Ventilar los ambientes todos los días, incluso cuando hace frío.
No tapar ni obstruir las rejillas de ventilación.
Ante cualquier falla, apagar el artefacto y contactar a un profesional habilitado.
El cierre de la campaña recuerda la importancia de identificar a tiempo la sintomatología clásica de la inhalación de este gas inodoro e invisible, que incluye cefaleas, náuseas, vómitos, mareos, alteraciones en la visión y cuadros de confusión o letargo. Frente a cualquier sospecha, las indicaciones son abrir los accesos de inmediato, desocupar el inmueble hacia la vía pública y comunicarse de urgencia con las líneas de asistencia gratuita de la compañía (0800-999-1050), el SAME o el 911.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue diseñado para proyectos de capital intensivo con horizontes de maduración largos. Su estructura fiscal y cambiaria apunta a atraer financiamiento internacional para iniciativas capaces de ampliar la capacidad productiva y generar exportaciones netas.
En sectores como energía, minería e infraestructura, donde los montos superan los cientos de millones de dólares, el régimen cumple la función para la que fue creado: ofrecer previsibilidad en plazos que exceden los ciclos económicos locales.
El desafío aparece en otro nivel. La inversión que ingresa a través del RIGI convive con un entramado productivo compuesto mayoritariamente por pequeñas y medianas empresas que operan con ciclos de inversión cortos, financiamiento limitado y necesidades de capital de trabajo inmediatas.
La estructura del régimen no resuelve esa brecha, porque no fue concebido para ese universo. La diferencia no es normativa: es estructural.
La inversión de gran escala ya está en marcha y los proyectos avanzan con cronogramas definidos. Para integrarse a esas cadenas de valor, las PyMEs necesitan condiciones que hoy no existen: crédito a plazos de cinco a diez años, garantías operativas, fondeo estable y continuidad regulatoria. Sin esos instrumentos, la competencia es asimétrica.
Las empresas nacionales quedan relegadas no por falta de capacidad técnica, sino por falta de herramientas financieras compatibles con los tiempos de los proyectos.
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A la brecha financiera se suma una brecha tributaria. Las PyMEs operan bajo un sistema impositivo que grava el capital de trabajo, encarece la producción y genera saldos técnicos que no se recuperan.
Mientras los grandes proyectos ingresan con beneficios fiscales diseñados para atraer inversión de largo plazo, las empresas nacionales enfrentan una estructura tributaria que reduce su competitividad. La asimetría no es tecnológica: es fiscal. Sin justicia tributaria, la integración local se vuelve más difícil, incluso para firmas con capacidad técnica suficiente.
La consecuencia de estas brechas es que una proporción significativa del gasto inicial de inversión —equipamiento, ingeniería, servicios especializados, tecnología— se canaliza hacia proveedores externos. Cuando eso ocurre, la economía local captura una fracción menor del impacto productivo. La inversión ingresa, pero su multiplicador se reduce.
Para que los dólares permanezcan en el país, es necesario que una parte creciente del gasto se ejecute dentro de la estructura productiva argentina.
La integración de proveedores locales en sectores estratégicos depende de un sistema financiero orientado al desarrollo. La Argentina necesita instrumentos que permitan financiar proyectos PyME de entre USD 3 y USD 20 millones, que constituyen el núcleo de la inversión productiva.
Sin esa infraestructura financiera, la capacidad de capturar valor agregado se limita y la expansión de los grandes proyectos no se traduce en fortalecimiento industrial.
El RIGI cumple un rol específico dentro de la estrategia de inversión de largo plazo. Para que su impacto se traduzca en desarrollo territorial, empleo formal y cadenas de valor más densas, es necesario complementarlo con una política nacional PyME que permita que las empresas locales participen de la inversión que ya está en ejecución.
La articulación entre banca pública, banca privada, mercado de capitales y organismos multilaterales es el componente que falta para conectar ambos niveles.
La oportunidad está abierta. La inversión de gran escala avanza. El desafío es construir las condiciones para que una mayor proporción de ese flujo quede en la economía argentina.
Un sistema financiero productivo y un esquema tributario compatible con la producción son las piezas que permiten transformar inversión en desarrollo y asegurar que los beneficios de los proyectos estratégicos se distribuyan a lo largo del entramado industrial del país.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (RIGI‑NI) obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados. Se trata de un esquema orientado a atraer proyectos de más de USD 1.000 millones en sectores tecnológicos y productivos que actualmente no tienen desarrollo en la Argentina o se encuentran en etapas iniciales.
El régimen establece un conjunto de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios con estabilidad por treinta años.
El RIGI‑NI se diferencia del RIGI original tanto por el tipo de actividades alcanzadas como por la magnitud de los incentivos. Mientras el RIGI se orienta a energía, minería, agroindustria e infraestructura, el nuevo régimen apunta a industrias tecnológicas emergentes, entre ellas la industrialización de minerales críticos, la fabricación de baterías, vehículos eléctricos, hidrógeno verde, turbinas eólicas, paneles solares, biotecnología, semiconductores, reactores nucleares modulares e infraestructura vinculada con inteligencia artificial.
El proyecto establece requisitos de ingreso más exigentes que el régimen vigente. Los emprendimientos deberán comprometer una inversión mínima de USD 1.000 millones, con un desembolso del 20% en los primeros dos años.
El plazo de adhesión será de cinco años desde la sanción de la ley y la estabilidad fiscal se extenderá por treinta años, con la posibilidad de recurrir a arbitraje internacional.
En materia tributaria, el RIGI‑NI reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, frente al 25% del RIGI. Los dividendos tributarán el 3,5%, los quebrantos no tendrán límite temporal y las contribuciones patronales se fijarán en el 10%.
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El régimen contempla además la exención de derechos de importación y exportación para bienes vinculados al plan de inversión y establece un tope del 0,5% para el Impuesto sobre los Ingresos Brutos en las jurisdicciones adheridas.
El elemento distintivo del RIGI‑NI es la incorporación de un mínimo obligatorio de proveedores locales, equivalente al 20% del total del proyecto. Es la primera vez que un régimen de incentivos de esta escala incorpora un porcentaje definido de contenido nacional como condición de acceso. El esquema también prevé que cada dólar invertido en actividades estratégicas se compute doble para alcanzar el umbral de inversión requerido.
El RIGI‑NI configura un marco específico para industrias tecnológicas de gran escala, con beneficios más agresivos y requisitos más altos que el régimen vigente.
Su diseño apunta a generar condiciones de previsibilidad para proyectos de largo plazo en sectores que requieren capital intensivo, innovación y cadenas de valor complejas, incorporando por primera vez un criterio obligatorio de participación de proveedores nacionales.
Un informe técnico estimó que el Gasoducto Perito Moreno permitió sustituir importaciones de energía por USD 9.122 millones entre 2023 y 2026, a partir de la mayor disponibilidad de gas proveniente de Vaca Muerta.
La obra, inaugurada en julio de 2023, implicó una inversión de USD 2.300 millones sin IVA y habilitó un retorno equivalente a 3,97 veces el monto ejecutado, según los volúmenes efectivamente transportados y los precios internacionales de combustibles sustituidos durante el período.
El análisis atribuyó el ahorro a la reducción de compras externas de GNL, combustibles líquidos, gas boliviano y energía eléctrica importada.
En el período evaluado, se reemplazaron 6.700 millones de m³ de GNL por USD 3.474 millones, 3,5 millones de m³ de gasoil por USD 2.593 millones, 3.300 millones de m³ de gas de Bolivia por USD 1.344 millones, dos millones de toneladas de fueloil por USD 870 millones y 6.000 GWh de electricidad por USD 841 millones. Desde su puesta en marcha, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ al sistema.
La infraestructura permitió reducir el despacho térmico con combustibles líquidos y moderar los costos de generación eléctrica administrados por CAMMESA, en un contexto donde la demanda invernal continúa requiriendo importaciones de GNL por falta de capacidad adicional de transporte.
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El informe señaló que la obra no resolvió completamente la dependencia estacional debido a que resta ejecutar la segunda etapa del proyecto y ampliar la compresión para incrementar los volúmenes hacia los centros de consumo.
La ampliación del gasoducto fue incorporada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y obtuvo aprobación del Comité Evaluador. El proyecto, gestionado por Transportadora de Gas del Sur, contempla una inversión de USD 700 millones orientada a habilitar 14 millones de m³ diarios adicionales antes del invierno de 2027.
Las obras incluyen 30 kilómetros de caños de 30 pulgadas y la expansión de tres plantas compresoras, con el objetivo de aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia Buenos Aires y el área metropolitana.
El esquema de financiamiento difiere del utilizado en etapas previas del sector energético: las empresas privadas asumirán el riesgo y la gestión de la obra sin participación del Estado como comprador principal ni como financista, y la nueva capacidad será ofrecida directamente a usuarios privados. Este modelo introduce un cambio en la estructura de inversión en transporte gasífero y se integra al marco del RIGI para proyectos de gran escala.
La relevancia económica del gasoducto radica en su impacto directo sobre la balanza energética. La sustitución de importaciones reduce la exposición a precios internacionales volátiles y mejora la disponibilidad de gas para generación eléctrica, industria y usuarios residenciales.
La ampliación prevista constituye un componente crítico para disminuir la necesidad de GNL en invierno y consolidar la capacidad exportadora del país en períodos de menor demanda interna.
En un contexto global marcado por tensiones en el Estrecho de Ormuz y eventos disruptivos en países productores, la disponibilidad de infraestructura local adquiere mayor relevancia para mitigar la volatilidad externa.
La combinación de mayor capacidad de transporte, ampliación de compresión y obras complementarias permitirá avanzar hacia un esquema de abastecimiento más estable y con menor dependencia de combustibles importados.
Un estudio elaborado por Aleph Energy, la consultora dirigida por Daniel Dreizzen, definió el rango de precios internacionales necesarios para que un pozo promedio de Vaca Muerta alcance una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares, el parámetro que utiliza la industria para evaluar la viabilidad económica de los desarrollos no convencionales.
El análisis incorpora cuatro escenarios que combinan infraestructura y régimen fiscal, con resultados que oscilan entre 48 y 61 dólares por barril de Brent.
El modelo toma como referencia un pozo representativo del promedio operativo previsto para 2025: rama horizontal de 3.000 metros, 50 etapas de fractura y una producción inicial de 1.028 barriles diarios. La producción acumulada estimada asciende a 1,049 millones de barriles recuperables, con una declinación del 60% en el primer año y del 35% en el segundo.
Cerca del 24% del total se produce durante el primer año, lo que vuelve determinante la estructura fiscal aplicada en esa etapa.
En el escenario de pozo individual bajo el régimen general, el costo de perforación y completación se ubica en 14 millones de dólares, con un adicional del 10% para instalaciones propias. Los costos operativos promedian 6 dólares por barril y el transporte otros 3 dólares.
Regalías e Ingresos Brutos representan el 15% de la producción, mientras que el Impuesto a las Ganancias asciende al 35% y las retenciones se mantienen durante toda la vida del proyecto. En este caso, el breakeven se ubica en 51 dólares por barril.
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Cuando el mismo pozo opera bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reducción de la alícuota de Ganancias al 25% y la eliminación de retenciones luego de los primeros dos años permiten mejorar la rentabilidad. El precio de equilibrio desciende a 48 dólares por barril, tres dólares menos que bajo el esquema tributario tradicional.
La diferencia se amplía cuando el análisis incorpora la infraestructura intracuenca necesaria para un desarrollo integral: ductos, plantas de tratamiento, instalaciones complementarias y tareas de reparación. Aleph Energy estima que este componente agrega aproximadamente un 25% sobre la inversión inicial del pozo. En un proyecto completo sin RIGI, el breakeven asciende a 61 dólares por barril, el valor más alto de los cuatro escenarios evaluados.
Si el proyecto integral opera bajo el RIGI, el precio de equilibrio se reduce a 57 dólares por barril, aunque continúa siendo superior al de los pozos individuales debido al mayor capital requerido. La brecha entre el escenario más favorable —pozo individual con RIGI— y el más exigente —proyecto completo sin RIGI— alcanza los 13 dólares por barril, lo que refleja el peso decisivo que tienen la infraestructura y la estructura fiscal sobre la competitividad de Vaca Muerta.
El informe de Aleph Energy confirma que la economía del shale argentino depende tanto del costo operativo y del diseño del pozo como del régimen tributario y del volumen de infraestructura que se cargue al proyecto. En un contexto de volatilidad internacional, estos factores definen la capacidad de sostener inversiones y consolidar el desarrollo de largo plazo.
Las exportaciones argentinas alcanzaron en mayo USD 9.537 millones, el valor mensual más alto desde el inicio de la serie estadística en 1990. El superávit comercial ascendió a USD 3.504 millones, también máximo histórico.
La particularidad del desempeño fue que el crecimiento respondió principalmente al aumento de las cantidades exportadas, según el índice de volúmenes del comercio exterior, que alcanzó 161,5 puntos, el registro más elevado desde 2004.
El incremento físico de mercaderías movilizadas elevó la exigencia sobre la infraestructura logística. A diferencia de un aumento impulsado por precios internacionales, la expansión por cantidades requiere mayor capacidad operativa en transporte terrestre, almacenamiento, terminales portuarias y servicios vinculados al comercio exterior. La dinámica exportadora de los primeros cinco meses del año, con ventas por USD 40.359 millones, consolidó esta tendencia.
Los productos que explicaron la mayor parte del crecimiento presentan perfiles logísticos heterogéneos. El petróleo crudo demanda terminales energéticas y operaciones específicas de carga; los carbonatos de litio requieren transporte desde zonas alejadas y condiciones particulares de manipulación; los granos y derivados movilizan grandes volúmenes hacia puertos graneleros; la industria automotriz opera con embarques tipo ro‑ro y cadenas de suministro sincronizadas; la carne bovina exige infraestructura de frío y estándares sanitarios; y los minerales de plata requieren esquemas de transporte especializados.
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La coexistencia de cadenas con requerimientos distintos obliga a coordinar operaciones con características y tiempos disímiles. La concentración exportadora en bienes de alto peso logístico, que representaron el 55,7% del total vendido al exterior entre enero y mayo, refuerza la necesidad de contar con infraestructura capaz de absorber incrementos sostenidos en el movimiento de cargas.
El récord exportador evidenció que la logística se convirtió en un componente crítico para sostener el crecimiento del comercio exterior. La mayor intensidad en el flujo de mercaderías plantea desafíos en materia de capacidad portuaria, accesos viales y ferroviarios, almacenamiento, coordinación intermodal y eficiencia operativa.
La planificación de inversiones en infraestructura logística será determinante para acompañar la expansión de sectores como hidrocarburos, agroindustria, minería, industria automotriz y alimentos, cuya participación creciente en las exportaciones incrementa la demanda sobre el sistema de transporte y las terminales de salida.
YPF alcanzó un acuerdo con BID Invest, el brazo privado del Banco Interamericano de Desarrollo, para obtener un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén. Esta iniciativa se enmarca en la expansión de la petrolera estatal en la formación no convencional de Vaca Muerta.
Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó la firma de una carta mandato con James Scriven, presidente de BID Invest, para estructurar estos fondos con el objetivo de reforzar la infraestructura vial que la cuenca necesita para sostener su crecimiento. En su cuenta oficial de X, Marín expresó: “Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén, como parte de nuestro Plan 4×4”.
Me reuní con @JamesPScriven, CEO de @BIDInvest, y dimos un paso muy importante para seguir impulsando el desarrollo de Vaca Muerta. Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta US$500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de… pic.twitter.com/J1Svcm90xq
Según fuentes cercanas, este acuerdo no implica que YPF ejecute directamente las obras, sino que la empresa colaborará con la provincia en la identificación de vías de financiamiento para mejorar una red vial que se ha visto afectada por el auge productivo de Vaca Muerta.
El Plan 4×4, diseñado por Marín, busca cuadruplicar el valor de YPF en cuatro años y posicionarla como exportadora global de hidrocarburos no convencionales hacia 2030. La mejora de la infraestructura vial es uno de los principales desafíos, ya que el aumento de la actividad en la región provocó un colapso en las rutas de Neuquén y Río Negro, generando accidentes, congestiones y retrasos en el abastecimiento a Añelo, epicentro del shale argentino.
Ante esta situación, el gobierno neuquino ha implementado mecanismos de financiamiento público-privado. Un consorcio de diez compañías operadoras creó un fideicomiso para financiar un bypass vial de 60 kilómetros en Añelo, mientras que otros acuerdos buscan pavimentar rutas mediante adelantos de capital recuperables a través de peajes o compensaciones sobre regalías hidrocarburíferas. El acuerdo con BID Invest ofrece una alternativa multilateral para financiar estas obras.
La presión sobre las rutas se explica por la logística que demanda la producción de shale. La arena de fractura hidráulica, fundamental para mantener abiertas las microfracturas de la roca y permitir el flujo de petróleo y gas, es uno de los insumos que más impacta en el tránsito. Actualmente, Vaca Muerta consume aproximadamente 7 millones de toneladas de arena por año, con proyecciones de aumento a 9 millones de toneladas hacia 2028. Esto representa cerca de 300.000 viajes de camión anuales, equivalentes a más de 800 vehículos diarios dedicados exclusivamente al transporte de este material.
La arena proviene principalmente de Entre Ríos, a más de 1.000 kilómetros de distancia, lo que incrementa los costos y la carga sobre una red vial que no fue diseñada para soportar este nivel de tráfico pesado ni está completamente asfaltada. El crecimiento proyectado de la producción de shale oil y gas profundizará este desafío logístico en los próximos años.
Tras la firma de la carta mandato, se informó que James Scriven podría visitar Vaca Muerta para evaluar in situ las necesidades de infraestructura, aunque esta visita no ha sido confirmada oficialmente. Este financiamiento llega en un momento de intensa actividad en la industria energética argentina, con otros acuerdos millonarios en curso para proyectos en la misma cuenca.
Por ejemplo, Citigroup, Banco Santander y JP Morgan están trabajando en un financiamiento cercano a USD 1.000 millones para un proyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Paralelamente, YPF avanza en el cierre de un financiamiento para el proyecto Argentina LNG, que podría alcanzar compromisos por unos USD 14.000 millones, considerado el project finance más importante de la industria energética en América Latina.
En mayo, Vista Energy alcanzó un nuevo récord de producción mensual, consolidando su liderazgo en Vaca Muerta y posicionándose como el principal productor independiente de petróleo en Argentina.
El volumen total de producción llegó a 156.670 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), lo que representa un incremento del 12,5% en comparación con abril y un crecimiento del 40,6% frente al mismo mes del año anterior. En cuanto al petróleo crudo, la empresa reportó una producción diaria de 139.469 barriles.
Este salto productivo está vinculado a la adquisición de activos que pertenecían a Equinor, una operación valorada en 712 millones de dólares. La compra incluyó participaciones en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, dos zonas estratégicas dentro de la Cuenca Neuquina.
Antes de esta integración, Vista Energy había promediado en el primer trimestre del año una producción de 134.741 barriles equivalentes diarios, cifra que fue superada ampliamente en mayo, alcanzando un máximo histórico.
Las áreas bajo operación directa de Vista continúan siendo el motor principal del crecimiento. Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este aportaron más de 82.000 barriles equivalentes diarios, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. Además, La Amarga Chica, uno de los desarrollos más relevantes de Vaca Muerta en el que Vista posee un 50% y la operación está a cargo de YPF, tuvo un papel destacado.
Los activos incorporados de Equinor también comenzaron a rendir frutos: en su primer mes dentro del balance consolidado, sumaron más de 18.000 barriles equivalentes diarios, fortaleciendo la capacidad productiva y ampliando las perspectivas de crecimiento para los próximos años.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, resaltó la evolución de la empresa: “En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.
Además del crecimiento en producción, Vista Energy mejoró sus indicadores de eficiencia. Los costos de extracción disminuyeron respecto al año anterior, mientras que los márgenes operativos se mantienen entre los más competitivos de la industria local.
La firma proyecta mantener una producción superior a los 160.000 barriles equivalentes diarios en los próximos meses, con un promedio esperado cercano a los 158.000 boe/d para 2026 y un ambicioso objetivo de escalar hasta los 250.000 boe/d hacia 2030.
Con una estrategia basada en datos y mejora continua, Tecpetrol definió indicadores concretos orientados a la reducción de su huella ambiental en todas sus áreas operativas. Estos lineamientos buscan consolidar prácticas más eficientes, impulsar la innovación en procesos clave y acompañar la evolución de la industria energética hacia modelos de desarrollo más sostenibles.
La compañía estableció metas al 2028 que incluyen una reducción del 5% en la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y del 10% en la intensidad de extracción de agua, tomando como línea de base el año 2023. “Aunque siempre hemos tenido objetivos como empresa, ahora les asignamos un valor numérico, porque tener un número contra el cual compararnos representa una mejora, y también porque es hacia dónde nos lleva la industria”, definió Andrea Monroy, Environmental Specialist.
Como parte de este enfoque, Tecpetrol fortaleció sus capacidades de medición y gestión ambiental, optimizando la identificación de fuentes de emisión y mejorando la calidad de la información disponible.
El proceso incluyó un exhaustivo relevamiento de fuentes de emisión de las operaciones. Dos consultores externos y más de 40 colaboradores, entre personal operativo y equipos de Seguridad, Ambiente y Salud (SAS), trabajaron durante más de cuatro meses en esta tarea.
Adicionalmente, como parte de la gestión de emisiones, durante 2025 se realizó una campaña de medición de emisiones en 57 instalaciones de la Cuenca Neuquina. Se realizaron vuelos equipados con sensores para la detección de dióxido de carbono y metano, cuyos resultados son un insumo clave para validar la información consolidada en la herramienta de cálculo, así como para fortalecer la gestión de emisiones fugitivas, que corresponden a la liberación no intencionada de gases a la atmósfera debido a la pérdida de hermeticidad en equipos industriales.
Esta evolución permite una toma de decisiones más ágil y precisa, y una implementación más efectiva de iniciativas orientadas a la reducción de la huella de carbono en sus operaciones.
Acciones para reducir emisiones
Algunos de los proyectos que se han implementado son programas de detección y reparación de fugas en Pendare (Colombia) y Reynosa (México); la instalación de bombas electrosumergibles de mayor eficiencia en Ecuador; la incorporación de paneles solares para consumos auxiliares y oficinas en Aguaragüe (Salta) y Neuquén; la recuperación de gas de venteo mediante unidades de recuperación de vapores (VRU); pruebas de optimización de combustibles con menor intensidad de emisiones en bombas del set de fractura y generadores; cambio de flotas vehiculares por híbridas o con mayor eficiencia en Pesquería y Ecuador, entre otras acciones.
En conjunto, estas iniciativas contribuyeron a una reducción del 3,8% en la intensidad de emisiones en 2025 respecto de 2023.
En paralelo, Tecpetrol trabaja en la optimización del uso del agua, promoviendo prácticas de optimización y reducción del consumo, y en el tratamiento y monitoreo de las aguas residuales resultantes de los procesos.
En este sentido, se encuentran en análisis diversos proyectos orientados a la disminución del uso de agua y aumento de la recirculación. Entre las iniciativas que involucran el manejo del suministro, se registró un proyecto de reinyección de las aguas residuales domésticas de los campamentos de los equipos de perforación y workover para recuperación secundaria en Ecuador; y otro de captación de agua de lluvia para utilización en riego y proceso de preparación de concreto, en Colombia.
Por primera vez, la tecnología Motor de Fondo (MDF) se pudo aplicar para alcanzar una profundidad total de 6579 metros (superando el récord anterior de 5743 metros) con un largo de rama horizontal de 3390 metros.
“Lo logramos porque combinamos el MDF con un set de herramientas complementarias que ampliaron su capacidad técnica y abrieron camino para alcanzar resultados que estaban fuera de todo pronóstico”, explicó Jonathan Ghesla, Drilling Expert.
Para enfrentar este desafío, la compañía articuló experiencias internacionales con un profundo conocimiento del yacimiento, adaptando las mejores prácticas globales a las condiciones específicas de Fortín de Piedra.
El soporte del Real Time Operations Center (RTOC) en Buenos Aires fue clave para la supervisión remota en tiempo real, permitiendo una ejecución más precisa y una toma de decisiones ágil durante toda la operación. “Dirigir la ejecución desde la sala nos permite optimizar muchos procesos y asegura una implementación más precisa. Es una ventaja que tiene Tecpetrol con respecto a otras operadoras de la Cuenca Neuquina”, señaló Iván Griso, Drilling Principal.
Roberto Damián Ron, Drilling Planning Expert, agregó que: “Para encarar los desafíos técnicos tuvimos que realizar muchas reuniones, estimaciones y simulaciones. Nos tomó seis meses tomar cada decisión, pero los resultados fueron realmente buenos”. En ese sentido, la inversión en tecnología que Tecpetrol ha realizado en el último tiempo, el conocimiento de las herramientas del mercado y sus capacidades, así como la visión estratégica a largo plazo también fueron factores esenciales.
El trabajo colaborativo como ventaja competitiva
Más allá de la tecnología, el hito refleja la capacidad organizacional de Tecpetrol para alinear equipos multidisciplinarios en torno a un objetivo común. “El éxito que tuvimos demuestra nuestra capacidad organizacional como compañía y el compromiso con el que asumimos los retos”, destacó Alexis Pagani, Well Design Director.
Jonathan resaltó que lograron el récord en su primer intento. “Cuando lo conseguimos sentí mucho alivio. Es una iniciativa muy difícil en la que otras empresas fallaron, así que obtener estos resultados nos da mucha satisfacción”.
A futuro, el objetivo es continuar optimizando la herramienta que diseñaron para seguir marcando hitos. “Esto no es un punto de llegada, sino más bien de partida. Sentamos una base sólida para enfrentar los desafíos que vengan porque queremos llegar más lejos y desafiar nuevos límites”, concluyó Alexis.
