En abril, la balanza energética fue responsable del 52% del saldo positivo en el intercambio comercial, favorecida por un aumento en las exportaciones y una significativa reducción de importaciones, en un contexto de auge sectorial y precios internacionales elevados.
Según el economista Nadin Argañaraz, la balanza energética registró un superávit de USD 1.402 millones durante ese mes, sustentado en exportaciones por USD 1.554 millones e importaciones por solo USD 152 millones.
En el primer cuatrimestre de 2026, el saldo mejoró USD 1.175 millones respecto al mismo periodo del año anterior, producto de un incremento en las ventas externas por USD 802 millones y una reducción en las compras al exterior por USD 372 millones.
El informe detalla que el efecto cantidad aportó USD 1.155 millones adicionales, mientras que el efecto precio sumó USD 20 millones al saldo neto del sector energético durante estos primeros cuatro meses del año.
En detalle, la disminución en el precio de la energía importada permitió un ahorro de USD 84 millones, complementado con un ahorro extra de USD 288 millones debido a la menor cantidad de importaciones. Por otro lado, el efecto precio en las exportaciones generó una pérdida de USD 65 millones, compensada ampliamente por un aporte de USD 867 millones por aumento en la cantidad exportada.
Durante abril, las exportaciones totales de bienes alcanzaron un récord para ese mes con USD 8.914 millones, un aumento interanual del 33,6%. Esto impulsó la balanza comercial a un superávit de USD 2.711 millones, el mayor para un abril, manteniendo un saldo favorable por 29 meses consecutivos, según el informe del Indec sobre Intercambio Comercial Argentino (ICA).
El comercio total, que incluye exportaciones e importaciones, llegó a USD 15.118 millones en abril, lo que representa un incremento del 15,1% respecto al mismo mes de 2025. Las importaciones descendieron un 4%, totalizando USD 6.204 millones.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) proyecta que, con un crecimiento sostenido en la producción de crudo y gas, Argentina podría alcanzar exportaciones por USD 41.758 millones hacia 2035.
El presidente de CEPH, Carlos Ormachea, destacó: “Históricamente el aumento de precios internacionales se transformaba en un déficit creciente para la Argentina. Hoy, sin embargo, potencia el superávit de la balanza comercial”.
El estudio de CEPH resalta que Argentina atraviesa una ventana estratégica debido a la evolución de la demanda global. Mientras se espera que la demanda de petróleo crezca hasta mediados de la próxima década y luego descienda gradualmente, el consumo de gas natural prevé incrementos hasta 2050 gracias a la sustitución del carbón en la matriz energética mundial.
“Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, afirma el informe.
En paralelo, las inversiones en el sector continúan en ascenso. Recientemente, YPF solicitó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con el proyecto LLL Oil, considerado uno de los mayores planes de exportación petrolera en la historia argentina.
La petrolera estima que la inversión alcanzará USD 25.000 millones en los próximos 15 años, convirtiendo a LLL Oil en la iniciativa más importante presentada bajo el RIGI. Se proyectan 1.152 pozos perforados y un plateau de producción de 240.000 barriles diarios a partir de 2032, con todo el crudo destinado exclusivamente a la exportación a través de VMOS.
Un grave accidente se produjo el miércoles por la tarde en la zona de Chachahuén Sur, a 340 kilómetros al sur de Malargüe, Mendoza, donde explotó un camión cisterna en una base petrolera. La tragedia terminó con la vida de dos trabajadores petroleros.
El siniestro tuvo lugar cerca de las 19:35, cuando el camión cisterna, propiedad de la empresa TSB, sufrió una explosión en medio de la llanura que caracteriza a la llamada Vaca Muerta mendocina, un área clave para la producción hidrocarburífera de la región.
Las víctimas fueron identificadas como Sergio Adrián Sanchuc, de 47 años, quien falleció en el lugar, y Gastón Antonio Andrada, de 40 años, quien fue trasladado de urgencia a un centro asistencial en Rincón de los Sauces, Neuquén, pero murió minutos después debido a la gravedad de sus heridas.
Al llegar al sitio, las fuerzas policiales entrevistaron al supervisor de planta, quien relató haber escuchado una fuerte explosión seguida de la aparición de una nube de gas. Los agentes confirmaron la muerte de uno de los operarios y la gravedad del estado del otro, que finalmente no pudo sobrevivir.
La localidad de Pata Mora, situada en el límite con Neuquén, está estrechamente vinculada con la actividad petrolera y minera. Actualmente, la región atraviesa un proceso de reinversión con el objetivo de convertirse en un gran parque industrial y polo logístico dentro de la Vaca Muerta mendocina.
La investigación sobre las causas de esta explosión y la muerte de los trabajadores está siendo liderada por la Unidad Fiscal de Malargüe, que continúa recabando información para esclarecer los hechos.
Comunicado de la empresa TSB S.A.
“Ante el lamentable hecho ocurrido en el día miércoles, alrededor de las 19:00 horas, en el área de operaciones de Chachahuén Sur, en la zona de Pata Mora, Cía. TSB S.A. expresa su más profunda solidaridad y acompañamiento a las familias afectadas en este difícil momento”.
“Para la compañía, la integridad y seguridad de las personas constituyen una prioridad absoluta. Hemos activado de manera inmediata los protocolos de contingencia, disponiendo un equipo interdisciplinario abocado exclusivamente a brindar la asistencia integral, contención emocional y humana que las familias requieran”.
En este marco, destacaron que se encuentran abocados a la investigación y que se activaron los protocolos internos de asistencia y contención para los familiares.
Con la llegada de las bajas temperaturas y el aumento del consumo de gas en los hogares durante el invierno, miles de usuarios argentinos están buscando confirmar si todavía mantienen activo el subsidio en las tarifas de servicios públicos.
La aplicación Mi Argentina permite verificar en pocos pasos si una persona continúa recibiendo el beneficio tanto para la luz como para el gas.
Para verificar si el beneficio del subsidio al gas continúa vigente, primero es necesario descargar la aplicación Mi Argentina desde App Store o Play Store y generar un usuario con contraseña.
Una vez dentro de la plataforma, el usuario debe ingresar a la sección “Trámites”, donde aparecerán sus datos personales y el estado actual de los subsidios correspondientes a luz y gas.
Si en ambos servicios figura “sí” junto al período vigente, no deberían existir cambios en la facturación relacionada con los subsidios energéticos.
En caso de que el beneficio no aparezca activo, también es posible iniciar el trámite de inscripción o actualización desde la misma plataforma oficial.
Qué requisitos se deben cumplir
Pueden acceder al subsidio los hogares que cumplan determinadas condiciones económicas y patrimoniales.
Entre los principales requisitos aparecen los siguientes:
No superar ingresos por $4.303.391
Tener menos de dos propiedades
Contar con vehículos de más de tres años de antigüedad
Declarar correctamente la composición familiar
Muchas familias pueden modificar su situación económica tras una pérdida de empleo o una reducción de ingresos y quedar habilitadas para recibir asistencia estatal.
Para anotarse o actualizar datos, los usuarios deben completar el formulario oficial, declarar ingresos del hogar y enviar la solicitud bajo carácter de declaración jurada.
También existen canales de atención presencial y telefónica para realizar consultas sobre el estado del subsidio y el proceso de inscripción.
El Gobierno nacional logró avanzar en la Cámara de Diputados con el proyecto que modifica el régimen de Zonas Frías y restringe el acceso al subsidio al gas natural en distintas regiones del país. La iniciativa obtuvo media sanción y ahora deberá ser debatida en el Senado.
La propuesta impulsada por el oficialismo apunta a reducir el alcance del beneficio que desde 2021 alcanzó a millones de hogares incorporados al esquema de descuentos en las tarifas de gas.
El proyecto mantiene la bonificación plena únicamente para la Patagonia, la Puna y el departamento mendocino de Malargüe. En el resto de las zonas incorporadas durante la ampliación de 2021, el subsidio quedaría limitado solo a usuarios considerados vulnerables.
De acuerdo con datos oficiales mencionados durante el debate parlamentario, unos 1,6 millones de hogares podrían perder el beneficio automático en caso de que la reforma avance definitivamente en el Congreso.
La votación terminó con 132 votos afirmativos, 105 negativos y 4 abstenciones. El oficialismo consiguió respaldo de bloques aliados y de gobernadores provinciales tras negociaciones que incluyeron promesas de compensaciones energéticas para provincias del norte argentino.
Qué provincias podrían verse afectadas
La reforma del Gobierno, si se termina aprobando en la cámara de senadores, impactaría sobre municipios y departamentos de 15 provincias que actualmente forman parte del esquema ampliado de Zonas Frías o que sufrirían cambios en el cálculo del subsidio.
Las provincias provincias argentinas alcanzadas por el posible recorte al subsidio del gas son:
Buenos Aires
Córdoba
Santa Fe
Mendoza
San Juan
San Luis
Neuquén
Río Negro
Chubut
Santa Cruz
La Pampa
Tierra del Fuego
Jujuy
Salta
La Rioja
Según el texto debatido en Diputados, en muchas de estas jurisdicciones dejaría de existir el descuento automático y el beneficio quedaría reservado únicamente para hogares con ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales o incluidos dentro del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Además, el subsidio ya no se aplicaría sobre el total de la factura sino únicamente sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), lo que reduciría el impacto del descuento incluso para quienes continúen dentro del régimen.
Durante el debate, legisladores de distintas provincias cuestionaron el alcance de la medida y advirtieron por posibles aumentos en las boletas de gas durante el invierno. Desde la oposición calificaron el proyecto como un “tarifazo” encubierto, mientras que el oficialismo defendió la iniciativa con el argumento de avanzar hacia subsidios “más focalizados”.
En Córdoba, por ejemplo, el gobierno provincial sostuvo que más de 680 mil usuarios podrían perder el beneficio automático. En Santa Fe y Buenos Aires también hubo cuestionamientos por el impacto que tendría la quita del subsidio sobre hogares de ingresos medios.
Según estimaciones mencionadas en informes citados durante el tratamiento legislativo, algunos usuarios residenciales podrían enfrentar aumentos cercanos al 100% en sus facturas de gas si quedan fuera del esquema vigente de Zonas Frías.
Nucleoeléctrica Argentina (NASA) obtuvo una nuevalicencia de operación de la central nuclear Atucha II. La licencia le permitirá a la empresa generadora estatal operar el reactor durante diez años más. La empresa ya había obtenido la prórroga de la licencia en tres ocasiones previas.
En efecto, y según la resolución 135 de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) a la que accedió EconoJournal, el ente nacional regulador del sector nuclear, aprobó la solicitud que Nucleoeléctrica presentó el 3 de marzo de este año para renovar la licencia de operación de Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036.
La ARN tiene la facultad de otorgar, suspender y revocar las licencias de construcción, puesta en marcha, operación y retiro de servicio de centrales de generación nucleoeléctrica, categorizadas según la normativa como «Instalaciones de Clase I».
Nueva licencia de operación para la central Nuclear Atucha II
La central nuclear Atucha II es la tercera central nuclear que se inauguró en la Argentina. El reactor alcanzó su primera criticidad en 2014. El proceso de licenciamiento para poder operar comercialmente concluyó en 2016, con el otorgamiento de una primera licencia de operación por un plazo de cinco años.
Esta licencia fue prorrogada en tres ocasiones, sujetas siempre al cumplimiento de una serie de acciones correctivas de mejora que fueron evaluadas e inspeccionadas por la ARN. La última prórroga fue aprobada por la ARN el 28 de febrero de 2024 y vencía el 26 de mayo de 2026.
Atucha II tiene una potencia de diseño de 745 MW (brutos). Es la unidad generadora más potente del país. La ARN autorizó en enero de este año a Nucleoeléctrica a elevar la potencia del reactor al 100%, luego de estar siete años operando bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.
Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir incrementando la potencia progresivamente.
El planteo surge en un momento de récord productivo para Neuquén, pero también de creciente presencia de compañías de otras provincias que, según la entidad, están desplazando a firmas locales en segmentos donde históricamente tuvieron predominio.
Neuquén superó los 610.000 barriles diarios de petróleo, con un incremento interanual superior al 32%, y más del 95% del crudo provincial proviene de Vaca Muerta. La formación ya explica más del 69% del petróleo producido en la Argentina.
En gas, la provincia supera los 101 millones de metros cúbicos diarios, con una suba interanual mayor al 14%, y un aporte del shale cercano al 91% del total. La escala alcanzada por la cuenca consolidó a Neuquén como el principal polo energético del país.
En ese contexto, CEISA sostiene que la expansión del shale no se refleja en una contratación proporcional de empresas locales. La cámara afirma que proveedores de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza, Chubut y otras provincias están ganando espacio en servicios y suministros que antes eran cubiertos por compañías neuquinas.
El planteo no cuestiona la llegada de nuevos actores, pero reclama que el proceso se desarrolle de manera equilibrada para evitar que las firmas radicadas en la cuenca queden relegadas en su propio territorio.
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La entidad subraya que las empresas neuquinas cuentan con capacidad técnica, infraestructura y recursos humanos calificados para responder a la demanda del sector. Sin embargo, identifica factores que generan una competencia desigual.
Entre ellos, el costo laboral asociado a la Zona II, que encarece la operación frente a otras jurisdicciones, y la existencia de beneficios impositivos o subsidios provinciales que reducen los costos de empresas provenientes de otras regiones.
Según CEISA, estas diferencias impactan en el precio final de bienes y servicios y condicionan la competitividad local.
El reclamo incluye un pedido explícito al Estado provincial y a los municipios para implementar medidas que fortalezcan la posición de los proveedores neuquinos. La cámara propone reducción de tasas comerciales, incentivos fiscales, programas de financiamiento y esquemas de promoción que permitan equilibrar las condiciones frente a competidores externos.
También solicita a las operadoras mayor previsibilidad en sus programas de abastecimiento y planes de expansión, con el objetivo de que las empresas locales puedan planificar inversiones, asociarse y desarrollar soluciones alineadas con la demanda real de la industria.
El comunicado destaca que defender la participación local no implica restringir la competencia, sino asegurar que el crecimiento de Vaca Muerta genere empleo, inversión y arraigo en las comunidades donde se desarrolla la actividad.
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La cámara plantea que la consolidación de la cuenca como polo energético debe ir acompañada de un desarrollo territorial que preserve el tejido productivo neuquino.
El planteo de CEISA reabre una discusión estructural sobre el modelo de desarrollo del shale argentino. La competitividad de Vaca Muerta se apoya en costos eficientes —con un break-even de 35 a 45 dólares por barril en shale oil y 1,5 a 1,6 dólares por millón de BTU en gas—, pero esa eficiencia convive con tensiones territoriales que emergen cuando la escala productiva crece más rápido que la capacidad de las pymes locales para sostener su posición en la cadena de valor.
El desafío para operadoras, proveedores y gobiernos será compatibilizar eficiencia, competitividad y participación local en una etapa en la que Vaca Muerta avanza hacia un perfil exportador cada vez más relevante.
El aumento de la producción de shale gas y la ampliación de la infraestructura de transporte modificaron la balanza energética argentina. La mayor disponibilidad de gas local redujo la necesidad de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y mejoró el equilibrio externo, aunque el sistema eléctrico continúa mostrando restricciones en generación, transporte y distribución que condicionan la capacidad de absorber la expansión del no convencional.
El Gasoducto Perito Moreno y las obras complementarias permitieron incrementar el volumen transportado desde la Cuenca Neuquina. Aun así, el país mantiene importaciones de GNL durante los picos invernales, en un contexto internacional donde los precios del gas natural se ubican entre 19 y 20 dólares por millón de BTU.
La menor dependencia externa mejora la posición energética, pero no elimina la necesidad de infraestructura adicional.
El sistema eléctrico enfrenta tensiones derivadas del crecimiento de sectores de alta demanda, como minería, oil & gas, industria pesada y centros de datos.
La capacidad de transporte se encuentra al límite en varios corredores y la distribución presenta niveles de digitalización y eficiencia inferiores a los requeridos para acompañar la expansión del consumo. La recomposición tarifaria iniciada con la Resolución 400/2025 busca reflejar costos reales de abastecimiento y recuperar señales económicas para la inversión.
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En paralelo, el Gobierno habilitó un nuevo esquema de ampliaciones mediante capital privado a través de la Resolución 83/2026, que establece el mecanismo de Concesión de Obra Pública (COP) para financiar, construir y operar líneas de transporte por períodos de hasta treinta años.
El sector considera que este instrumento será determinante para sostener el crecimiento de la demanda eléctrica.
El almacenamiento de energía aparece como un componente central del nuevo esquema.
La licitación AlmaSADI para sistemas de baterías recibió ofertas por 2.500 MW, muy por encima del cupo inicial de 700 MW, lo que evidencia el interés del mercado por soluciones de flexibilidad operativa y respuesta rápida.
En el plano regulatorio, especialistas de la región reunidos en Adelatam 2026 coincidieron en que los modelos tradicionales de remuneración resultan insuficientes para financiar redes modernas. Se destacó la necesidad de avanzar hacia tarifas inteligentes, mecanismos de anticipación regulatoria y mayor eficiencia operativa.
Experiencias como los proyectos piloto de tarifas diferenciadas en Brasil y la implementación de medidores inteligentes en Santa Catarina muestran resultados favorables en reducción de costos y acceso a financiamiento.
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En Argentina, la adopción de esquemas de sandbox regulatorio permite ensayar marcos específicos para innovación tecnológica. En Salta se desarrollan dos proyectos piloto orientados a normalizar barrios populares con tarifas reducidas y regímenes de calidad diferenciada, con convergencia posterior al esquema general.
La modernización del sistema eléctrico requiere inversiones masivas en digitalización, resiliencia y almacenamiento. La transición energética dependerá de la capacidad del sector privado para financiar estas obras y de la actualización de los marcos regulatorios.
Instrumentos como el RIGI y el futuro RIMI se perfilan como piezas relevantes para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y acompañar la demanda energética proyectada.
El avance de los grandes proyectos de cobre y litio abrió una nueva negociación entre provincias, empresas mineras, proveedores y sindicatos en torno a empleo y compras locales.
El cambio de escenario se produce luego de dos hitos regulatorios: la aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la modificación de la Ley de Glaciares, que despejaron condiciones para inversiones de gran escala en la minería.
Las provincias, titulares de los recursos, buscan que la nueva ola de proyectos se traduzca en empleo radicado en cada jurisdicción y en el desarrollo de proveedores locales con capacidad de escalar.
Las empresas, por su parte, advierten que los esquemas de “compre provincial” con cupos rígidos pueden encarecer proyectos y afectar su competitividad frente a otros destinos de inversión.
San Juan concentra varios de los principales proyectos de cobre presentados al régimen de inversiones y discute una Ley de Desarrollo Local Minero. La provincia plantea que el empleo y los proveedores vinculados a la minería deben tener base sanjuanina y capacidad para integrarse a cadenas de valor fuera del distrito.
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En paralelo, empresas globales con presencia en la provincia analizan el impacto de las futuras exigencias sobre sus estructuras de costos.
Santa Cruz aparece como referencia de un modelo más restrictivo. La provincia aplica un esquema 90/10 para empleo, que exige que el 90% de la mano de obra en industrias estratégicas sea residente local, y establece que al menos el 50% del monto anual contratado corresponda a proveedores santacruceños.
Las compañías señalan que este tipo de reglas puede resultar incompatible con proyectos de cobre y litio de gran escala que requieren proveedores especializados y cadenas de suministro diversificadas.
En Catamarca, la Cámara de Proveedores Mineros impulsa un esquema 70/30 para bienes y servicios, con una definición de proveedor local que incluye alianzas entre empresas nacionales y socios provinciales.
El objetivo es generar oportunidades para actores locales sin perder escala ni competitividad frente a la importación de bienes desde otros países de la región.
Río Negro plantea que la discusión sobre proveedores debe apoyarse en procesos transparentes de reclutamiento y en una planificación anticipada de la demanda de bienes y servicios.
La provincia sostiene que los gobiernos necesitan indicadores para identificar brechas de capacidades y diseñar programas de formación que permitan a empresas locales integrarse a la cadena de valor minera.
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Los sindicatos reclaman una mayor intervención del Estado Nacional para evitar que la competencia regulatoria entre provincias genere asimetrías en las condiciones de empleo y en las oportunidades para proveedores.
En este contexto, el Gobierno impulsó la creación de una Mesa Minera Federal, integrada por provincias, empresas y gremios, con el objetivo de coordinar criterios en un escenario de inversiones crecientes.
El RIGI incorpora un capítulo específico sobre proveedores locales. Establece que los proyectos alcanzados deben presentar un plan de desarrollo que incluya la contratación de al menos un 20% de bienes y obras a proveedores locales.
La compatibilidad entre este piso nacional y las leyes provinciales de “compre local” es uno de los puntos centrales de la discusión, en particular en jurisdicciones con normas más exigentes.
Un estudio elaborado por el Departamento Minero de la Unión Industrial Argentina, junto con la Cámara Argentina de Empresas Mineras y el Banco Interamericano de Desarrollo, identificó capacidades industriales críticas para los proyectos de cobre y litio, que demandarán inversiones superiores a 55.000 millones de dólares.
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Entre los rubros clave se encuentran metalmecánica, química, plásticos, ingeniería, servicios ambientales, logística y mantenimiento. El informe advierte que la fragmentación normativa encarece los proyectos y reduce la competitividad de los proveedores argentinos.
El desafío de la próxima etapa será armonizar los marcos nacionales y provinciales para que la minería pueda expandirse con encadenamientos productivos locales sin perder eficiencia. La forma en que se resuelva la tensión entre desarrollo territorial y competitividad será un factor determinante para la concreción y el ritmo de las inversiones mineras en la Argentina.
La actividad económica registró en marzo un incremento del 3,5% mensual desestacionalizado, el mayor avance en varios años y el primero después de dos meses consecutivos de caída. El dato, informado por el INDEC, mejora el arrastre estadístico del segundo trimestre y marca un cambio relevante en el nivel de actividad.
En la comparación interanual, el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) mostró una suba del 5,5%, mientras que el primer trimestre cerró con un crecimiento acumulado del 1,7%. La mejora mensual se explica por un desempeño más homogéneo entre sectores, luego de varios meses de marcada divergencia.
Catorce de los quince sectores relevados por el INDEC registraron avances interanuales. Entre los de mayor dinamismo se ubicaron la pesca (+30,9%), la agricultura (+17,9%), la minería e hidrocarburos (+16,3%), la actividad financiera (+8,8%) y la construcción (+7,6%). La industria creció 4,6% y el comercio 2,2%, ambos sectores relevantes para el empleo y el consumo.
El dato de marzo muestra una recomposición más amplia que en meses previos, cuando el crecimiento se concentraba en actividades primarias y extractivas.
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La mejora simultánea de industria, comercio y construcción aporta señales positivas para la dinámica del segundo trimestre.
La expansión mensual del 3,5% implica un salto significativo en el nivel de actividad y corrige la trayectoria contractiva observada a comienzos de año. La composición del crecimiento continúa liderada por sectores transables y vinculados a la producción de bienes, pero la recuperación de actividades de mayor peso urbano contribuye a estabilizar el panorama macroeconómico de corto plazo.
El desempeño de marzo no elimina los desafíos estructurales de la economía argentina, pero introduce un elemento favorable: un punto de partida más alto para el segundo trimestre y una mejora en la difusión sectorial del crecimiento. La continuidad de esta tendencia dependerá de la evolución del ingreso real, la inversión y la estabilidad de las condiciones macroeconómicas.
El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) constituye la obra de transporte de petróleo más relevante de los últimos años y resuelve el principal límite operativo que enfrentaba la Cuenca Neuquina: la capacidad de evacuación hacia puertos de aguas profundas.
La infraestructura conecta la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de Río Negro y una terminal marítima diseñada para operar buques de gran porte.
Durante la última década, la producción de petróleo no convencional creció por encima de la capacidad de transporte disponible. El sistema de Oldelval, con una capacidad nominal cercana a 158.000 barriles diarios y un nivel de utilización que deja margen disponible, no puede absorber el incremento de oferta asociado al desarrollo de Vaca Muerta.
La restricción logística se convirtió en el principal cuello de botella para la expansión exportadora del crudo argentino.
El VMOS incorpora un ducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro entre Allen y Punta Colorada, con estaciones de bombeo y una terminal marítima equipada con dos monoboyas del tipo Single Point Mooring ubicadas a 15 kilómetros de la costa.
Este sistema permite la carga directa de buques de gran capacidad, lo que reduce costos logísticos y habilita escalas de exportación que no existían en el país.
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La construcción, adjudicada a la UTE Techint–SACDE, se ejecuta en dos tramos: 110 kilómetros entre Allen y Chelforó y 327 kilómetros entre Chelforó y Punta Colorada. El proyecto incorpora soldadura automática, plantas de doble junta y tanques de almacenamiento de gran escala en la terminal costera.
La puesta en marcha está prevista en etapas. La primera habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios en el tercer trimestre de 2026. La capacidad aumentará a 390.000 barriles diarios en el segundo trimestre de 2027 y alcanzará 550.000 barriles diarios en el segundo semestre del mismo año.
Una fase adicional podría llevar el sistema a 700.000 barriles diarios, en función de la incorporación de estaciones de bombeo y ampliaciones de almacenamiento.
El proyecto demanda una inversión total de USD 3.000 millones, financiada mediante un préstamo sindicado de USD 2.000 millones y aportes de las empresas participantes.
El consorcio está integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina. La obra fue incorporada al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que otorga previsibilidad fiscal y cambiaria para su ejecución.
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La infraestructura modifica la escala exportadora del país. La capacidad adicional permitirá elevar las exportaciones de crudo desde los 120.000 barriles diarios actuales a niveles cercanos a 800.000 barriles diarios hacia 2027, en función de la disponibilidad de producción y la expansión del sistema.
Las estimaciones sectoriales proyectan ingresos crecientes por exportaciones de petróleo a medida que se consolide la operación del ducto y de la terminal marítima.
El VMOS se integra a un ciclo de ampliación de infraestructura energética que incluye el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (hoy Perito Moreno), que incrementó la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta y redujo la necesidad de importaciones.
Ambos proyectos responden a un objetivo común: asegurar la evacuación de hidrocarburos y consolidar una plataforma exportadora basada en recursos no convencionales.
La habilitación del oleoducto completa la infraestructura necesaria para monetizar el crecimiento de la producción en la Cuenca Neuquina y constituye un componente central para la estabilidad del balance externo argentino en los próximos años.
La conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro” se realizará el 20 y 21 de mayo de 2026
La distribución eléctrica dejó de ser un eslabón secundario dentro de la cadena energética para convertirse en uno de los pilares centrales de la transición energética. La electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la incorporación de nuevas tecnologías hacen que las redes aparezcan como el principal desafío, y al mismo tiempo como la mayor oportunidad para transformar el sistema eléctrico de América Latina.
Ese fue el eje de ADELATAM26, la conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro”, que se llevó a cabo entre el 20 y 21 de mayo n el hotel DoubleTree by Hilton Buenos Aires. El encuentro sirvió como un espacio regional de articulación entre empresas, reguladores, inversores y especialistas donde se debatió cómo acelerar la modernización de las redes y reducir las brechas de infraestructura y digitalización en la región.
Organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), el evento hizo foco en el rol preponderante de las redes. ¿Por qué? Básicamente porque consideran que el principal cuello de botella para avanzar al ritmo que exige la transición energética está en la capacidad de las redes de distribución para operar en tiempo real, integrar recursos energéticos distribuidos y adaptarse a estándares crecientes de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.
En efecto, América Latina enfrenta desafíos estructurales que van desde altos niveles de pérdidas eléctricas y marcos regulatorios desactualizados hasta la necesidad de realizar inversiones millonarias en digitalización, automatización y medición inteligente. En ese contexto, sostienen que la distribución eléctrica dejó de ser un negocio de bajo crecimiento para convertirse en un activo estratégico clave para el futuro energético de la región.
El peso de la infraestructura en la transición energética
La transición energética dependerá, en gran medida, de cómo la distribución eléctrica sea convertida en una infraestructura inteligente, visible y gestionable en tiempo real. ADELATAM 2026 fue justamente un espacio para debatir sobre este punto y posicionar el rol de las redes eléctricas como habilitadoras de esa transición.
Puntualmente, durante el evento se debatieron y expusieron modelos de negocio y marcos regulatorios con un objetivo claro: favorecer las inversiones sostenidas y alinear a todos los actores -reguladores, empresas, inversores y proveedores tecnológicos- en una agenda común.
En este contexto, el principal desafío no es simplemente adoptar nuevas tecnologías sino hacerlo de formar eficiente en cada modelo operativo y regulatorio. Esto es, la capacidad de gestionar datos, integrar recursos y optimizar operaciones.
En paralelo, la región debe evolucionar desde modelos centrados en costos hacia esquemas orientados al desempeño. Entre las principales necesidades mencionaron el reconocimiento de inversiones en digitalización, incentivos vinculados a calidad y resiliencia, mecanismos previsibles de recuperación de inversiones y adaptaciones tarifarias que permitan señales eficientes.
Naturgy obtuvo el cuarto puesto en la categoría “Energía” de la edición 2025 del prestigioso ranking Merco ESG de Argentina, consolidando su compromiso con la sostenibilidad y la gestión responsable de su negocio.
En un contexto socioeconómico marcado por los conflictos geopolíticos, la volatilidad de los precios de la energía, el desafío del cambio climático y las crecientes desigualdades, Naturgy reafirma su compromiso con la sostenibilidad y la creación de valor para la sociedad.
El nuevo propósito de la compañía: Facilitar tu relación con la energía cada día, representa una declaración de intenciones sobre el tipo de compañía que Naturgy quiere seguir construyendo: un equipo confiable que trabaja por y para las personas, en evolución continua y con el fin último de ser la mejor elección para todos sus públicos cada día.
Sostenibilidad en el sector energético
Así, la compañía enfrenta los desafíos actuales y futuros a través de su Plan de Sostenibilidad 2025-2027, que establece objetivos ASG para todas sus operaciones en Argentina. Estos indicadores forman parte central de la estrategia corporativa y están alineados tanto con los marcos regulatorios como con los aspectos específicos definidos por Naturgy como materiales para una adecuada gestión, sistematización y monitoreo de su desempeño en sostenibilidad.
Con más de 2,5 millones de clientes en distintas regiones de Argentina, Naturgy continúa poniendo a las personas en el centro de su estrategia, brindando energía segura, accesible y cada vez más sostenible, mediante soluciones innovadoras, experiencias digitales y un firme compromiso con la transparencia, la cercanía y la atención personalizada.
El ranking Merco es un referente global en la evaluación de la reputación corporativa que valora la gestión de la responsabilidad social y el gobierno corporativo de las empresas. Su metodología rigurosa se basa en un exhaustivo análisis que incluye encuestas a directivos, expertos en RSE, analistas financieros, periodistas, ONG, sindicatos y asociaciones de consumidores, lo que le confiere un valor significativo al reconocimiento.
Ser destacados en este ranking es un reflejo del esfuerzo y la dedicación de Naturgy por generar un impacto positivo en la sociedad y el entorno.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) renovó por diez años la licencia de operación de la Central Nuclear Atucha II, luego de verificar el cumplimiento de los requisitos regulatorios y de seguridad exigidos para su operación.
La medida representa un nuevo respaldo al desempeño técnico y operativo de Nucleoeléctrica Argentina y a las capacidades desarrolladas por sus equipos para garantizar una operación segura y confiable de la central, se destacó.
La ARN otorgó a Nucleoeléctrica la renovación de la licencia de operación de Atucha II, habilitando su operación hasta el 26 de mayo de 2036.
La decisión fue formalizada luego de la evaluación integral realizada por las áreas técnicas y regulatorias del organismo, que verificaron el cumplimiento de los requisitos vinculados a seguridad radiológica y nuclear, protección física, salvaguardias, protección radiológica, transporte y respuesta ante emergencias.
El proceso de renovación incluyó la presentación ante la ARN de la documentación técnica correspondiente y la realización de evaluaciones e inspecciones regulatorias orientadas a verificar las condiciones necesarias para garantizar la operación segura y confiable de la central durante el nuevo período licenciado.
Atucha II es una de las tres centrales nucleares operadas por Nucleoeléctrica y constituye una instalación estratégica para el sistema eléctrico nacional, aportando energía de base con altos estándares de seguridad y confiabilidad operativa.
El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, destacó que “la renovación de esta licencia representa un reconocimiento a las capacidades técnicas y operativas desarrolladas por Nucleoeléctrica para garantizar una operación segura, confiable y alineada con los más altos estándares regulatorios”.
Campos señaló además que “este nuevo período de licenciamiento permite seguir consolidando el rol estratégico de Atucha II dentro del sistema energético argentino y proyectar el desarrollo del sector nuclear nacional en un contexto de creciente demanda energética a nivel global”.
La renovación otorgada por la ARN se enmarca en el sistema regulatorio nuclear argentino, reconocido internacionalmente por sus estándares técnicos y de seguridad, y reafirma las capacidades desarrolladas por Nucleoeléctrica para la operación segura y eficiente de sus instalaciones nucleares.
El gobierno de Santa Fe cuestionó la media sanción otorgada por la Cámara de Diputados de la Nación al proyecto que modifica (a la baja) el régimen de subsidios al gas por Zona Fría. Según sostuvo, “la iniciativa altera el esquema de financiamiento del gas residencial y vuelve a trasladar los costos energéticos a hogares e industrias, con especial impacto sobre las provincias productivas”.
La vocero Virginia Coudannes, retomó los cuestionamientos realizados por el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, ante la inminencia de la medida, y advirtió que las consecuencias recaerán con mayor fuerza sobre el interior del país: “Los más perjudicados son las provincias del interior productivo. Hay que recordar todo lo que desde Santa Fe aportamos a la Nación y que después no vuelve”.
Coudannes sostuvo además que el debate excede el impacto sobre las tarifas domiciliarias y alcanza de lleno la competitividad industrial y la capacidad de crecimiento regional. “Hay que discutir una política energética que contemple las realidades productivas del interior”, señaló, y expresó preocupación por el efecto que estas medidas podrían tener sobre la actividad económica santafesina.
El gobierno consiguió el miércoles 20 la media sanción a la ley que modifica y restringe geográficamente el régimen de Zonas Frías eliminando en varias provincias la tarifa subsidiada (de entre el 30 y el 50 %) por el consumo de gas.
El subsidio se realiza a través de un fondo fiduciario específico integrado con un aporte del resto de los usuarios del país del 7,5% , en base a una norma aprobada con 190 votos en el año 2021.
Fué con 132 votos por la afirmativa, 105 por la negativa y 4 abstenciones. Ahora debe tratarlo el Senado.
Las provincias más afectadas por esta medida son Buenos Aires, Córdoba, San Luis, Santa Fe, San Juan, La Pampa, Mendoza y Salta. Se estima que el recorte alcanzará a más de 3 millones de hogares.
El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, advirtió esta semana que (el proyecto que ahora tiene media sanción) “es una ley que busca, una vez más, pegarle fuerte a todos los bonaerenses porque casi el 40 por ciento de los beneficiarios actuales de este Régimen son de la Provincia de Buenos Aires.
“La modificación que proponen implica menos usuarios: mantiene expresamente a los usuarios de Patagonia, Malargüe y Puna, mientras que a los usuarios de lo que llamamos Zona Fría ampliada lo transforma en una bonificación parcial adicional al régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF)”. “No establece cuantía del beneficio sino que dice que luego serán determinados y con las modalidades que se consideren pertinentes”, describió.
Debate regional. Especialistas de Argentina y Brasil analizaron la sostenibilidad financiera de las redes eléctricas modernas durante Adelatam 2026.
La viabilidad de la transición energética en América Latina no depende únicamente de la tecnología, sino de la transformación de los esquemas financieros que la sustentan. Se trata de un desafío en el cual los especialistas entienden que los modelos de remuneración tradicionales resultan obsoletos frente a una infraestructura que demanda previsibilidad y eficiencia.
Durante el panel «Tarifas inteligentes: nuevos modelos de sostenibilidad financiera y reconocimiento de costos», desarrollado en Adelatam 2026, referentes de la región coincidieron en que las redes eléctricas del futuro exigen inversiones masivas en digitalización y resiliencia climática. Ante este panorama el debate es cómo financiarlas, sobre todo en mercados con fuertes restricciones macroeconómicas y aspectos regulatorios pendientes.
El debate contó con la participación de Diego Brancher, coordinador de Regulación Tarifaria de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL); Julio Pungan, CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. (Celesc); Rodrigo Santander, jefe Legal y Regulatorio de EDESA S.A.; y Raúl Bertero, vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE).
Las ideas centrales del encuentro giraron en torno a la necesidad de implementar mecanismos de anticipación regulatoria, optimizar la eficiencia operativa para garantizar la sostenibilidad económica y redefinir la relación con el usuario. Los expertos destacaron que la incorporación de medidores inteligentes y la gestión de la demanda horaria representan el camino más viable hacia un sistema con menores costos globales.
En el mismo panel, se remarcó el rol de los entes reguladores tal como se analizó en otras mesas que componen la agenda de Adelatam, los que se entiende deben actualizar sus criterios para incentivar la innovación y asegurar que los sectores más vulnerables de la sociedad participen de los beneficios de la modernización.
Experiencias de avances normativos en Brasil
Brancher expuso los avances normativos de Brasil a partir de convocatorias públicas que promueven la flexibilidad en el sector de la distribución. El funcionario de ANEEL detalló que se definieron 10 proyectos que involucran a 14 distribuidoras de electricidad en Brasil. «Vamos a facturarles de una manera diferente a aproximadamente 60.000 consumidores, que es una cifra significativa».
Diego Brancher expuso sobre los proyectos piloto de tarifas diferenciadas y la importancia de la comunicación con el usuario.
«Creamos un modelo interesante donde les dimos a las distribuidoras autonomía para probar tarifas diferenciadas -explicó. Allí el agente regulador no le está diciendo a la distribuidora qué hacer; está supervisando y monitoreando».
El especialista consideró que la asimilación del nuevo esquema tarifario por parte del usuario final requiere una evolución en las estrategias informáticas de las empresas del sector. «Quizás más importante que el diseño de la tarifa en sí es la comprensión del consumidor y su capacidad para aceptarla y reaccionar a ella. Es fundamental que los consumidores de electricidad en Brasil y Latinoamérica comprendan la importancia del sector y acepten esta nueva necesidad de inversión, que probablemente resultará en tarifas más altas», entendió Brancher.
A su turno, Pungan compartió la experiencia de gestión en el estado de Santa Catarina, donde la demanda energética se ubica por encima de la media nacional, obligando a buscar alternativas de financiamiento competitivas en un contexto macroeconómico complejo. «El sector de la distribución está entrando en un nuevo nivel de inversión, y cómo se realizan inversiones calificadas dentro del escenario macroeconómico quizás sea el mayor desafío para todas las empresas de distribución».
El CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina describió cómo un proyecto piloto implementado junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) permitieron expandir la colocación de tecnología de medición en centros urbanos clave.
Julio Pungan compartió los resultados del plan de redes inteligentes aplicado en Santa Catarina junto al Banco Interamericano de Desarrollo.
«Llevamos a cabo un proyecto de red inteligente con un plan piloto en un pequeño municipio de Santa Catarina, con 40.000 consumidores. Y los resultados son extremadamente favorables en reducción de costos y la mejora de la eficiencia, lo que proporciona un balance muy favorable para la empresa en términos de posibilidades de obtener nuevos recursos y realizar nuevas inversiones», detalló el ejecutivo.
Argentina y el camino de innovación
Rodrigo Santander analizó las limitaciones estructurales que poseen las legislaciones vigentes en la región para acompañar la evolución tecnológica. «Todos estamos hablando de la transición energética, con la innovación permanente, con todos los institutos que van apareciendo, con el paradigma que constantemente va evolucionando y nos va pidiendo cada vez más inversión. Pero por otro lado, en la Argentina y en Latinoamérica tenemos una regulación pensada para otros tiempos«
«Los reconocimientos tarifarios sobre toda tecnología son ex post, con lo cual no hay previsibilidad, la mayoría de las tarifas se siguen rigiendo por el sistema Price Cap en Latinoamérica, entonces no hay mucho lugar para incentivos en todo este escenario», precisó el asesor legal de la compañía distribuidora salteña y miembro de Adelat.
Frente a este panorama, Santander ponderó la adopción del modelo de sandbox regulatorio, una herramienta de experimentación tomada de la experiencia brasileña que ya se implementa con dos proyectos pilotos en Salta. «Estamos embarcados en intentar, bajo una nueva lógica, normalizar barrios populares con una tarifa reducida, pero también con un régimen de calidad diferenciado, y que posteriormente vaya convergiendo a la normalidad regulatoria, que son las bondades que nos permite un sandbox. Poder aplicar, en conjunto con el regulador, una normativa particular para tratar un tema de innovación regulatoria».
Rodrigo Santander resaltó la implementación de sandbox regulatorios como herramienta para anticipar las inversiones en la transición.
El cierre del panel estuvo a cargo Raúl Bertero, quien aportó una perspectiva histórica al señalar que «el modelo regulatorio de la Argentina fue tomado de lo más avanzado que había en la época que se hizo la privatización en los 90, que era el modelo inglés, e ingresó en crisis en el 2001. Cuando hablamos de tarifas inteligentes, diría que en ese ciclo que ocurrió después, se tomaron muchas medidas justamente no inteligentes. Hay un montón de cosas que arreglar de ese sistema».
«Entonces, cuando nosotros tenemos que modernizarnos, hay una inversión para hacer, que es muy difícil cuando todavía se están recuperando tarifas que están atrasadas respecto de la realidad», puntualizó el académico. No obstante las dificultades del contexto actual, Bertero proyectó un escenario de alta eficiencia regido por tarifas horarias dinámicas y tecnología descentralizada, advirtiendo sobre la responsabilidad social que debe asumir la regulación.
«Va a haber que hacer un cambio de modelo, va a haber que ir a las tarifas inteligentes porque eso es menores costos y más eficiencia. Pero el centro de eso, son los medidores inteligentes. Este futuro donde llegas a la casa y ya prendiste el aire acondicionado con el celular no se debe lograr agudizando las enormes diferencias sociales que hay en Latinoamérica. La regulación tiene que paliar y ayudar a que esos barrios populares sean consumidores, protegidos, modernizados«, advirtió.
Raúl Bertero analizó la necesidad de avanzar hacia un modelo de tarifas inteligentes centrado en la eficiencia y la equidad social.
La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves por falta de pruebas una demanda por supuesta contaminación iniciada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas que operan en Vaca Muerta. En un fallo de once páginas firmado por Horacio Rosatti y tres conjueces, dada la excusación de los ministros Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el tribunal cuestiona en duros términos a la ONG por no conectar en ningún momento los hechos concretos que denuncia con conductas específicas de las firmas demandas. De este modo se cierra la causa iniciada en 2004.
“Vaguedad e impresión”
“Pese a que en más de una ocasión durante el prolongado trámite de la causa esta Corte advirtió a la parte actora acerca de la vaguedad e imprecisión de sus afirmaciones relativas a los hechos en los que pretende sustentar su demanda, cabe concluir que no se encuentran cumplidas las condiciones necesarias para avanzar a la siguiente etapa procesal, debido a que no pudieron identificarse daños ambientales colectivos de carácter interjurisdiccional que remediar”, remarca el fallo.
De este modo, el tribunal le apunta de lleno a la estrategia judicial de ciertas ONGs que promueven causas, sin haber reunido elementos esenciales para accionar, y luego buscan negociar con los demandados.
“La prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda y sus ampliaciones, vinculadas al daño ambiental que –presumiblemente, según sus afirmaciones– generaría la actividad hidrocarburífera en cualquiera de sus formas, para incorporar eventualmente hechos relativos a daños ambientales colectivos de base interjurisdiccional”, agrega la Corte.
Para demostrar esto el tribunal recuerda a modo de ejemplo que Assupa propuso como puntos periciales de ingeniería ambiental que se “determine el estado ambiental de suelos, acuíferos y cursos de agua en las áreas operadas por cada demandada”; que se “identifique los focos de contaminación” y que se “establezca la atribución causal del daño a la actividad de cada operadora”. “Ello demuestra que la actora no se encuentra en condiciones de precisar alguna circunstancia de tiempo, modo y lugar en que se habrían producido los hechos dañosos que denuncia y, menos aún, de atribuirles ni siquiera verosímilmente la interjurisdiccionalidad requerida en este proceso”, cuestiona el fallo.
El rechazo del carácter interjurisdiccional del hecho resulta clave porque la Corte solo interviene en los casos de daño ambiental colectivo de base interjurisdiccional, por resultar de competencia local las cuestiones de esa naturaleza que no superan el ámbito provincial. “Los listados de incidentes ambientales, informes, dictámenes, instrumentos, registros e imágenes originadas en organismos públicos de los que pretende valerse Assupa para sustentar sus afirmaciones, así como la mera determinación de la superficie de las áreas concesionadas o el hecho de que la ´Cuenca Neuquina´ abarque más de una provincia, no resultan suficientes para asignar interjurisdiccionalidad al daño ambiental denunciado”, sostiene el tribunal en otro fragmento en el que pareciera ensañarse con el demandante por la falta de rigurosidad con la que llevó adelante la denuncia.
Un antecedente muy crítico
La Corte ya había sido muy crítica con Assupa en diciembre del año pasado cuando rechazó una medida cautelar que había solicitado la demandante. En esa oportunidad el tribunal aseguró que la ONG no había identificado eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limitaba a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina.
El supuesto daño ambiental que había invocado Assupa se fundaba en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación había adjuntado a su demanda.
Assupa afirmaba que ese documento constituía una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte le respondió entonces “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.
En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirmaba que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso llevó a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.
Además, la Corte había manifestado ya en ese momento su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.
En este nuevo fallo donde cierra la causa, la Corte vuelve a cuestionar a ASUPPA por no presentar pruebas ya que eso impide a los demandados “identificar al verdadero autor del eventual daño o acreditar su no pertenencia al grupo causante de aquel, así como a proteger el derecho –de igual matriz constitucional y tan merecedor de protección como los invocados por la demandante– de saber exacta y precisamente por qué se las demanda y, principio de congruencia mediante, a qué y a cuánto podrán ser condenadas por la sentencia judicial que ponga fin al proceso declarando el derecho de las partes”
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/06/2026 al 14/06/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se registraron 24 ofertas, 14 de las cuales fueron de comercializadores y 10 de productores, y fueron por un volumen total de 22,3 millones de metros cúbicos día. Los Precios Promedio Ponderados fueron de U$S 3,97 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 4,80 el MBTU puesto en el GBA.
Los PPP del gas en el PIST de acuerdo con la zona de orígen fueron de U$S 4,15 el MBTU desde la cuenca Noroeste; U$S 4,14 desde Neuquén; U$S 3,83 desde Tierra del Fuego; U$S 3,82 desde Santa Cruz, y U$S 3,81 desde Chubut.
En cuanto al volumen adjudicado fue de 4 MMm3/día para Chubut; 8,10 MMm3/d para Neuquén; 6,50 MMm3/día para Tierra del Fuego, 2 MMm3/d para Santa Cruz, y 1,70 MMm3/día para el gas del Noroeste.
Ante el descenso de las temperaturas, MetroGAS lanzó una nueva campaña de concientización y prevención de accidentes por monóxido de carbono, que contiene nueve recomendaciones que son claves para evitar intoxicaciones graves e incluso la muerte.
A diferencia de otros años, la compañía decidió adelantar la campaña debido al aumento de casos fuera de la temporada invernal. “Que un año no hayas tenido problemas en tu hogar no significa que al siguiente estés a salvo. Por eso es fundamental realizar controles periódicos y no esperar a que ocurra un incidente”, explicó Hernán Chiesa, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
El monóxido de carbono se genera por la combustión incompleta de gas natural y otros materiales que contienen carbono. A diferencia de una pérdida de gas, que puede percibirse por su olor, el monóxido es inoloro y afecta directamente la salud de las personas.
Las principales causas de la presencia de monóxido dentro de los hogares están vinculadas al mal funcionamiento de artefactos a gas o a la falta de ventilación adecuada en los ambientes. En este sentido, los equipos destinados a la producción de agua caliente, como calefones, calderas y termotanques, concentran la mayor cantidad de incidentes.
Desde MetroGAS remarcan que la prevención es clave y que existen señales simples que permiten detectar posibles riesgos. Por eso, dio a conocer nueve recomendaciones claves que puede evitar accidentes por intoxicación e, incluso, la muerte. Las recomendaciones son las siguientes:
Revisá todos los artefactos a gas al menos una vez al año con un gasista matriculado.
Verificá que la llama sea siempre azul y pareja.
Ventilá los ambientes todos los días, incluso en invierno.
No tapes ni obstruyas las rejillas de ventilación.
Controlá que los conductos de evacuación de gases estén en buen estado y sin obstrucciones.
No uses el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
No seques ropa sobre estufas ni cerca de fuentes de calor a gas.
Instalá solo artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada en dormitorios y baños.
Prestá atención a manchas de hollín o a un funcionamiento irregular de los artefactos. También es importante tener presente cuáles son los síntomas de intoxicación, que pueden incluir dolor de cabeza, mareos, náuseas, alteraciones visuales, confusión o pérdida de conocimiento. Ante la aparición de estos signos, se debe ventilar el ambiente de inmediato, salir al aire libre y solicitar asistencia.
“La intoxicación por monóxido puede evitarse con acciones simples. Ventilar los ambientes todos los días, no tapar las rejillas de ventilación y realizar una revisión anual con un gasista matriculado son medidas fundamentales para cuidar a la familia”, agregó Chiesa. Como parte de la campaña, MetroGAS pone a disposición de los usuarios el listado de gasistas matriculados a través de su sitio web, con el objetivo de facilitar la contratación de profesionales habilitados para realizar controles y reparaciones de manera segura. Ante cualquier duda o emergencia, la empresa recuerda que se encuentra disponible la línea gratuita 0800-999-1050, así como los servicios de emergencia 107 (SAME) y 911.
Acerca de MetroGAS Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
La producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó en abril de 2026 un nuevo récord histórico, al registrar 628.924 barriles por día (97 % NC), según datos informados por la subsecretaría de Hidrocarburos, dependiente del ministerio de Energía provincial.
El volumen representa un incremento de 3,13 % respecto de marzo de 2026 y un crecimiento interanual de 36,18 % (contra abril de 2025). La producción acumulada entre enero y abril muestra una suba de 32,37 % respecto del mismo período del año pasado.
Desde la subsecretaría se indicó que el crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento en la producción de las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena.
En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó los 101,19 millones de metros cúbicos diarios (90 % NC), lo que representa una leve disminución del 0,08 % respecto de marzo. Sin embargo, comparado con abril de 2025, se registró un crecimiento de 10,91 %, mientras que el acumulado anual refleja una suba de 5,94 por ciento.
La participación de los recursos de yacimientos No Convencionales volvió a consolidarse como eje central de la matriz hidrocarburífera neuquina. En petróleo, la producción No Convencional alcanzó los 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10 % del total provincial. En gas, la producción No Convencional fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57 % del total.
Dentro de este segmento, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, equivalente a 81,78 % de la producción total de gas de la provincia, mientras que el tight gas representó 8,90 millones de metros cúbicos diarios, con una participación de 8,79 por ciento, se detalló.
Los datos ratifican el posicionamiento de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y reflejan el crecimiento sostenido de la actividad en la formación No Convencional de Vaca Muerta.
Avanza el acuerdo entre Moscú y Pekín sobre Fuerza Siberia 2, el gasoducto de 2.600 kilómetros que debe suministrar gas al gigante asiático a través de Mongolia.
De esta manera Rusia redirige una vez más los flujos de energía que durante 50 años fueron hacia Occidente.
Rusia, China y Mongolia firmaron un memorando jurídicamente vinculante para el gasoducto Fuerza Siberia 2: una línea de aproximadamente 2.600 kilómetros, con un costo estimado de unos 13.600 millones de dólares, que transportará 50.000 millones de metros cúbicos de gas natural cada año a través de Mongolia hasta el corazón industrial del norte de China.
Antes de la visita, del Xi Jinping, Putin había expresado esperanzas en dar un “importante paso” en la cooperación energética con China .
No obstante, China aún no aceptó la propuesta de precio , más aún cuando Turkmenistán también está dispuesto a incrementar sus suministros de gas, lo que va en línea con la política de diversificación de Pekín.
El líder ruso se limitó a garantizar en Pekín el “suministro fiable e ininterrumpido” de petróleo, gas, gas licuado y carbón, justo cuando el bloqueo del Estrecho de Ormuz ha prácticamente suspendido las importaciones chinas de Oriente Medio.
En septiembre del año pasado el gigante gasístico ruso Gazprom firmó un memorando jurídicamente vinculante sobre la construcción de ese gasoducto.
Rusia, incrementó sus exportaciones a Asia tras la suspensión de las importaciones europeas por la guerra en Ucrania, suministró a China 101 millones de toneladas de petróleo y 49.000 millones de metros cúbicos de gas el pasado año.
La ruta del trazado
El megagasoducto tendrá una extensión total de sus ramificaciones cercana a los 6.700 kilómetros (sumando los tramos en cada país): Tramo ruso: Nace en los ricos yacimientos de la península de Yamal, en el Ártico, y Siberia Occidental. El recorrido desciende cruzando el sur del lago Baikal hacia la República de Buriatia, hasta alcanzar la frontera con Mongolia en las inmediaciones de la localidad de Naushki / Kyakhta.
El gasoducto transitará todo el este de Mongolia —a través del proyecto conocido como Soyuz Vostok—, cruzando las estepas del país hasta llegar al límite territorial con China.
Tramo chino: El trazado ingresa por el norte de China y se conecta con la red de distribución nacional de gas del gigante asiático, lo que permitirá abastecer a importantes regiones industriales chinas e incluso extenderse hasta las cercanías de Shanghái.
Esta ruta es fundamental para la reorientación de las exportaciones energéticas rusas hacia Asia, buscando compensar la pérdida del mercado europeo. Para China, representa una garantía de suministro diversificado a través de un contrato a 30 años.
Rolando Figueroa obtuvo un repunte de regalías petroleras en abril. Foto: Gobierno de Neuquén.
NEUQUÉN.- La gestión de Rolando Figueroa en Neuquén obtuvo un respiro para sus finanzas en abril, apalancado en una fuerte suba de las regalías de petróleo, el principal recurso de la provincia que concentra la actividad de Vaca Muerta.
El incremento se explica, principalmente, por la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente, con picos que se mantienen desde hace dos semanas por encima de los 100 dólares. No así por las otras dos variables que componen las regalías, producción y tipo de cambio, que se mantuvieron estables en el mes.
La mejora, sin embargo, es seguida con prudencia por el gobierno: asegura que no alcanza para compensar el desequilibrio que hubo el año pasado cuando, a la inversa, los precios cayeron, y que tampoco empata con la inflación en pesos que empuja el gasto.
El principal, destinado al pago de salarios de empleados públicos, se ajusta trimestralmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el acuerdo que firmó la gestión de Figueroa con los gremios estatales a principios de año.
Regalías, al tope de los ingresos
Según los datos que publicó el ministerio de Economía de la provincia, Neuquén embolsó el mes pasado 577.754 millones de pesos de los cuales el 53% correspondió a regalías. Más de 252.000 millones fueron de petróleo, que experimentaron un aumento del 50% respecto de marzo.
Desde el inicio del 2026, se habían mantenido en un promedio de 170.000 millones de pesos mensuales y en el Ejecutivo ya habían anticipado que el efecto de los vaivenes de la guerra recién se vería en el segundo trimestre: las petroleras finalmente liquidaron a un precio por encima de los 90 dólares, lo que tuvo impacto para la Provincia también en Ingresos Brutos.
Las de gas también crecieron, pero en una medida mucho más modesta. El gobierno tiene hoy a las regalías petrolíferas que deja la producción en Vaca Muerta como su principal fuente de recursos corrientes, seguida por la recaudación de Ingresos Brutos, que también va de la mano de la actividad.
Esa suerte de pirámide invertida se completa, en orden descendente, por la coparticipación nacional, las regalías de gas, los regímenes especiales federales, el impuesto a los Sellos, los recursos provenientes del canon extraordinario de producción que aportan las operadoras y el Impuesto Inmobiliario.
Gastos que suben, municipios que demandan
Neuquén viene sosteniendo su fórmula de equilibrio fiscal con obra pública, que busca diferenciarse de la aplicada por la gestión de Javier Milei, aunque cada vez con márgenes más ajustados.
“Ahora todos ven el aumento de las regalías, pero nadie dijo nada cuando el barril cayó a 55 dólares”, plantearon desde la gobernación para matizar el impacto de este salto extraordinario de abril.
Es que Figueroa sigue viendo un escenario delicado en tanto el gobierno nacional no pueda contener la inflación y mantenga un dólar “flat”.
La Provincia destina más del 60% de sus ingresos totales al pago de sueldos, por encima del billón de pesos por trimestre, y el grueso del resto lo reparte entre las transferencias a municipios de la provincia y el plan de infraestructura, que es ambicioso y se convertirá en el plafón político del 2027.
Los intendentes recibieron con alivio el dato de abril tras meses de caída real y nominal en los envíos de coparticipación provincial. En abril, Figueroa repartió fondos automáticos por 83.744 millones de pesos, el número más alto desde enero.
La baja de los primeros meses del año llegó a afectar incluso a Neuquén capital, pese a ser la única ciudad con independencia económica del gobierno provincial, y fue aún más pronunciada en municipios del interior que dependen de esos recursos para el pago de sueldos.
La ciudad de Brownsville, en Texas, será el escenario del proyecto energético más importante de las últimas décadas en Estados Unidos, con la construcción de una refinería valorada en USD 300.000 millones. Este megaproyecto es impulsado por America First Refining en conjunto con Reliance Industries Limited, el mayor conglomerado privado de la India.
Esta será la primera refinería de petróleo construida en suelo estadounidense en más de 50 años, un hito que anticipa importantes transformaciones en la cadena de suministro energética y en la posición global de Estados Unidos en el mercado de hidrocarburos.
La planta procesará exclusivamente petróleo ligero de esquisto, principalmente extraído de la Cuenca del Pérmico, con el objetivo de disminuir la dependencia del crudo importado y reforzar la seguridad energética nacional. Las obras están programadas para comenzar en el segundo trimestre de 2026.
La capacidad inicial de la refinería será de 50.000 barriles diarios en 2027, con planes de ampliación que permitirán alcanzar hasta 160.000 barriles por día. Toda la producción será comprada por Reliance Industries durante al menos 20 años, según un contrato que proyecta un volumen de negocio total de USD 300.000 millones en ese lapso.
Este emprendimiento generará un impacto económico significativo en la región, con la creación estimada de más de 10.000 empleos directos e indirectos, además de estimular el desarrollo de infraestructura, servicios logísticos y comercio local. Reliance aportará su experiencia técnica y capacidad logística, basada en su operación en el complejo de Jamnagar, India.
Un aspecto innovador del proyecto es la utilización de energía basada en hidrógeno para los procesos industriales, lo que permitirá fabricar algunos de los combustibles más limpios del país. Este enfoque responde a la creciente presión mundial por reducir la huella de carbono y modernizar la industria energética, alineándose con las tendencias de transición energética global.
La elección de Brownsville se debe a su ubicación estratégica en la costa del Golfo, donde se encuentran ocho de las diez refinerías más grandes de Estados Unidos. Su acceso a aguas profundas facilita la importación de equipamiento de gran tamaño y la exportación eficiente de productos terminados, optimizando los flujos comerciales y fortaleciendo a Texas como un núcleo energético clave.
El acuerdo entre America First Refining y Reliance Industries crea un puente energético entre Estados Unidos e India, con repercusiones comerciales y tecnológicas. Este vínculo asegura la colocación de la producción y la transferencia de mejores prácticas, contribuyendo a fortalecer la competitividad de Texas en un entorno global de transición hacia fuentes más limpias.
De acuerdo con datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos, la capacidad de refinación nacional había permanecido estancada en las últimas cinco décadas, mientras la demanda global de combustibles refinados sigue en aumento. La incorporación de esta refinería representa un avance sin precedentes para la infraestructura energética del país.
El contrato de suministro a largo plazo ofrece previsibilidad en la colocación de combustibles, reduciendo la volatilidad en los mercados internacionales y garantizando ingresos sostenidos para la economía regional. Además, la planta impulsará la producción interna de petróleo de esquisto y abrirá oportunidades para exportar a mercados emergentes.
Con la incorporación de tecnología de punta y un enfoque en sostenibilidad, la refinería se posiciona como una de las más avanzadas en Estados Unidos en términos ambientales, contribuyendo a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de compromisos internacionales.
La puesta en marcha de la primera fase está prevista para 2027, consolidando a Brownsville como un centro energético estratégico dentro del país. A mediano y largo plazo, la refinería fortalecerá la seguridad energética nacional y disminuirá la dependencia de importaciones, marcando un nuevo capítulo en la matriz energética estadounidense.
La definición surgió en un evento realizado en la ciudad de Neuquén, donde la country manager de Chevron Argentina, Ana Simonato, planteó un diagnóstico que ordena la agenda energética del país: “La productividad de Vaca Muerta es comparable con los mejores hubs de Norteamérica. El desafío no está en la roca”.
La frase sintetiza un cambio de etapa. Si la geología ya no es el límite, la competitividad pasa a depender de factores que exceden al subsuelo: costos, infraestructura, servicios, previsibilidad y capacidad de ejecución. Ese es el marco que, según Chevron, definirá si Argentina puede consolidarse como un proveedor energético confiable en el mercado internacional.
Productividad probada, brecha de costos abierta
Chevron opera en Argentina desde hace más de 25 años y produce alrededor de 30.000 barriles diarios en Vaca Muerta. La compañía reconoce avances importantes en eficiencia: mejoras en tiempos de perforación, estandarización de diseños y reducciones de costos que en algunos procesos alcanzaron el 80%.
Pero la comparación con cuencas como Permian sigue mostrando diferencias. La roca responde, la productividad está, pero la brecha aparece en la competitividad integral del desarrollo: disponibilidad de equipos, escala de servicios, logística y costos operativos.
Infraestructura: el límite que define cuánto puede crecer Vaca Muerta
Simonato fue precisa: la infraestructura condiciona la velocidad del desarrollo.
Los puntos críticos son tres:
Oleoductos para sostener el aumento de producción.
Gasoductos y midstream para garantizar evacuación y exportaciones.
Infraestructura vial para acompañar la expansión de la actividad y la logística de servicios.
La ejecutiva destacó que la articulación público–privada es clave para resolver estos cuellos de botella, especialmente en accesos, rutas y servicios auxiliares.
Reglas claras y previsibilidad: el requisito para atraer capital global
Chevron evalúa adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La compañía considera que el esquema puede mejorar condiciones para proyectos de largo plazo, pero advierte que el punto central no es el régimen en sí, sino su estabilidad.
“La previsibilidad es fundamental”, sostuvo Simonato. “¿Cómo mantener los marcos regulatorios a largo plazo? Esa es la premisa”.
En un portafolio global donde Vaca Muerta compite con activos en Estados Unidos, África y Asia, la continuidad de reglas es un factor decisivo para asignar capital.
Disciplina en un mercado volátil
Simonato también abordó el contexto internacional. La demanda global de petróleo y gas sigue firme, con máximos históricos en consumo. Pero la volatilidad geopolítica obliga a las compañías a evaluar proyectos que sean competitivos en escenarios altos y bajos de precios.
“No podemos responder al ciclo de volatilidad. Necesitamos proyectos que funcionen en todos los escenarios”, explicó.
Talento y capacidades: el otro pilar del desarrollo
La ejecutiva dedicó un tramo de su exposición al capital humano, un punto que las grandes operadoras globales ya consideran estratégico.
Según Simonato, el crecimiento de Vaca Muerta requiere:
formación técnica,
desarrollo de capacidades locales,
articulación entre empresas, gobiernos y universidades,
infraestructura vial y urbana para sostener la expansión de la actividad.
La demanda de talento crece al ritmo de la producción, y la disponibilidad de perfiles técnicos será un factor determinante para sostener la competitividad.
La definición que ordena la agenda
La frase final de Simonato sintetizó la mirada de Chevron:
“No es que Argentina esté de moda; hoy están dadas las condiciones para invertir. Es el tiempo indicado de la inversión”.
La oportunidad está, pero no es automática. Para convertirse en un proveedor energético confiable, Argentina necesita sostener productividad, cerrar la brecha de costos, acelerar infraestructura y garantizar reglas estables. La roca ya respondió. El resto depende de la capacidad del país para ejecutar.
El último informe de Aleph Energy, dirigido por Daniel Dreizzen, analiza el momento que atraviesa el mercado energético global y ubica a Argentina frente a una oportunidad concreta, pero limitada en el tiempo. El documento sostiene que las tensiones geopolíticas en Medio Oriente, los precios firmes del gas y la necesidad de diversificar proveedores aceleraron la demanda de GNL en Asia y Europa.
En ese escenario, Vaca Muerta aparece como un origen competitivo, aunque condicionado por la capacidad del país de avanzar en infraestructura y contratos antes de que la nueva oferta internacional entre en operación.
Según Aleph Energy, el conflicto en el Estrecho de Hormuz dejó de ser un episodio puntual y pasó a influir de manera permanente en la logística global de hidrocarburos.
Esa situación llevó a los grandes consumidores a buscar alternativas fuera de los proveedores tradicionales. América del Sur comenzó a ganar relevancia en ese proceso, con Argentina posicionándose como un posible jugador de peso si logra acelerar decisiones.
El informe destaca que la magnitud de los anuncios vinculados al sector energético argentino marca un cambio respecto de años anteriores. Proyectos de GNL, ampliaciones de transporte, inversiones en midstream y el ingreso de capitales bajo esquemas como el RIGI configuran un escenario más orientado a la exportación.
Empresas como Eni, Chevron, Vitol, TotalEnergies, Harbour Energy, Pan American Energy e YPF ya se posicionan en distintos tramos de la cadena de valor.
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Aleph Energy señala que el país logró una mejora en su balance energético gracias al desarrollo de Vaca Muerta y a la ampliación de la infraestructura de transporte. El Gasoducto Perito Moreno permitió reducir importaciones de GNL en invierno y aumentar exportaciones a Chile y Brasil en momentos de alta demanda.
Sin embargo, el sistema todavía depende de compras externas en picos críticos, lo que muestra que la transición hacia un modelo exportador aún está en proceso.
El documento también identifica cuellos de botella que podrían limitar la expansión: capacidad de transporte interno, infraestructura eléctrica, obras portuarias y la ausencia de una planta de licuefacción operativa. La consultora remarca que la demanda de energía crece en minería, industria, oil & gas y data centers, lo que exige nuevas inversiones en toda la cadena.
El Gobierno busca acelerar proyectos mediante esquemas de participación privada y concesiones, con el objetivo de avanzar en obras que el Estado no financiaría de manera directa.
Aleph Energy advierte que el nuevo esquema de precios energéticos, con una mayor alineación a costos internacionales, modifica incentivos de inversión y consumo. El proceso redefine la estructura del sector, aunque también genera tensiones de corto plazo.
El informe concluye que Argentina enfrenta una oportunidad excepcional, pero acotada. El mercado global está tensionado, la demanda de seguridad energética crece y Vaca Muerta ofrece un recurso competitivo.
La cuestión central es si el país podrá avanzar con la velocidad necesaria en infraestructura, contratos y logística antes de que la nueva oferta internacional —principalmente de Estados Unidos y Qatar— vuelva a reordenar el mercado.
En la industria energética argentina, el abastecimiento dejó de ser un área de soporte para convertirse en un componente estructural de la operación. El crecimiento de Vaca Muerta, la complejidad logística y la necesidad de sostener producción continua transformaron al supply chain en un actor que define costos, tiempos y competitividad.
La actividad funciona sin pausas: 24 horas, 365 días al año. En ese esquema, cualquier demora en la llegada de un equipo, un repuesto o un insumo puede frenar un pozo, alterar un cronograma o encarecer un proyecto. La continuidad operativa depende de una cadena de abastecimiento capaz de anticipar problemas y responder en tiempo real.
Un área que dejó de ser administrativa
El supply chain ya no es compras. Tampoco es logística aislada. Hoy integra:
planificación operativa,
comercio exterior,
gestión de proveedores,
inventarios,
transporte especializado,
análisis de riesgos.
La integración permite tomar decisiones coordinadas en un sector donde la fragmentación genera sobrecostos y tiempos muertos. Cada pozo perforado, cada equipo que llega a campo y cada instalación que se monta tiene detrás la intervención del área de abastecimiento.
La logística energética: precisión en territorio complejo
Mover equipos sobredimensionados, cargas especiales y materiales críticos hacia zonas remotas —como Vaca Muerta— exige una logística que combine transporte, permisos, ventanas operativas y disponibilidad de servicios.
La llegada de equipos importados agrega otra capa: aduanas, tiempos de tránsito, documentación, inspecciones. Los imponderables son parte del proceso y requieren una mirada integral para evitar que afecten la producción.
La logística energética no es un camión: es un sistema que sostiene la continuidad de la operación.
Un sector que exige velocidad y profesionalización
El crecimiento de la actividad y la presión por reducir costos obligan a contar con equipos especializados, capaces de:
gestionar proveedores estratégicos,
coordinar operaciones simultáneas,
responder ante imprevistos,
mantener estándares de seguridad,
integrar tecnología y trazabilidad.
La profesionalización del supply chain se volvió un requisito para sostener la competitividad del sector.
Argentina en el mapa energético global
La expansión de Vaca Muerta, el interés internacional y la demanda global de energía colocan a Argentina en una posición de oportunidad. Pero esa oportunidad depende de que la cadena de abastecimiento pueda acompañar el ritmo de inversión y producción.
El supply chain se convierte así en un factor que impacta directamente en la capacidad del país de consolidarse como un proveedor energético confiable.
El eslabón que sostiene la producción
Desde afuera, la industria del petróleo y el gas suele asociarse a pozos, ductos y plantas. Pero detrás de cada uno de esos activos hay una cadena de abastecimiento que hace posible que la operación no se detenga.
En un sector donde la continuidad define costos, productividad y competitividad, el supply chain dejó de ser un área administrativa para transformarse en un eje estratégico del negocio energético argentino.
Cuando se mira de cerca cómo funciona el sistema energético argentino, aparece un patrón que no depende del precio del petróleo, del gas ni del dólar. Depende de la gente. De quienes operan pozos, mantienen redes, despachan energía, calibran equipos, resuelven fallas y sostienen infraestructura crítica todos los días, incluso cuando el contexto económico es adverso.
Los datos oficiales del Ministerio de Trabajo muestran que más de 300.000 personas trabajan de manera directa e indirecta en energía. La mayoría ocupa roles técnicos o profesionales que requieren formación continua. La Secretaría de Energía detalla que la operación del sistema eléctrico, la producción de hidrocarburos, la ingeniería nuclear y la gestión de renovables exigen competencias específicas que se construyen con años de experiencia.
La OIT y la IEA ubican a Argentina entre los países de la región con mayor capacidad instalada de formación técnica en energía.
En Vaca Muerta, los registros del IAPG muestran que los equipos locales lograron reducir tiempos de perforación y mejorar la productividad por pozo sin aumentos proporcionales de inversión.
En el sistema eléctrico, CAMMESA señala que la operación del SADI requiere precisión en despacho, control de frecuencia y gestión de contingencias, tareas que equipos argentinos sostienen incluso con presupuestos ajustados. En renovables, los parques eólicos y solares funcionan con personal local que alcanzó estándares internacionales de mantenimiento.
En nuclear, INVAP y NA‑SA mantienen capacidades exportables en ingeniería y operación.
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Los organismos multilaterales aportan otra mirada. El Banco Mundial y la CEPAL coinciden en que más del 70% del crecimiento de largo plazo en países emergentes proviene del capital humano y de la calidad institucional, no de los recursos naturales. La inversión en formación técnica tiene retornos altos en productividad, y la estabilidad regulatoria mejora la capacidad de atraer proyectos energéticos.
En términos simples: el recurso humano no solo hace funcionar el sistema, también condiciona la inversión y la posibilidad de expandir infraestructura.
En el trabajo cotidiano del sector aparecen cuatro rasgos que se repiten en el recurso humano argentino: capacidad para adaptarse a entornos cambiantes, aprendizaje rápido en tareas complejas, resolución técnica de problemas y una forma de trabajar que favorece la cooperación entre equipos.
Son características que ayudan a explicar por qué el sistema energético mantiene niveles de desempeño estables incluso cuando el contexto es adverso.
El principal activo del sistema energético argentino no está bajo tierra ni en los ductos. Está en las personas que los hacen funcionar. La experiencia acumulada en hidrocarburos, electricidad, renovables y nuclear muestra que el talento técnico local puede sostener y escalar sistemas complejos.
El desafío es generar condiciones institucionales que permitan que ese capital humano se exprese de manera estable y contribuya al desarrollo del sector.
Argentina cerró abril con un superávit comercial de USD 2.711 millones, un incremento del 1.166% frente al mismo mes del año pasado, impulsado por exportaciones en máximos históricos y una caída moderada de las importaciones, según datos del INDEC. Con este resultado, el país acumula 29 meses consecutivos de saldo positivo en la balanza comercial.
Las exportaciones alcanzaron USD 8.914 millones, un crecimiento del 33,6% interanual, con un desempeño destacado en combustibles y energía, que marcaron un récord en valores, y en manufacturas de origen industrial, que registraron su mejor nivel desde 2012. El agro también aportó volumen tras la recuperación productiva de la última campaña.
Las importaciones, en cambio, sumaron USD 6.204 millones, una baja del 4% interanual, en un contexto de menor demanda interna, normalización de stocks y un esquema cambiario que todavía modera el ritmo de compras externas.
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El Ministerio de Economía señaló que abril marcó “un máximo histórico en exportaciones totales y en combustibles y energía”, mientras que la industria volvió a ganar participación en el comercio exterior.
En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, el superávit asciende a USD 8.277 millones, con exportaciones por USD 30.820 millones e importaciones por USD 22.543 millones.
Un informe reciente de Abeceb proyecta que el superávit comercial podría llegar a USD 16.000 millones en 2026, con exportaciones que alcanzarían un récord de USD 94.400 millones.
La directora de Operaciones de la consultora, Natacha Izquierdo, destacó que este año no solo marcaría un máximo nominal, sino también “un cambio cualitativo en la composición de las exportaciones argentinas”.
Según Abeceb, la fortaleza histórica del agro se complementa con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, la minería metalífera y el litio, lo que reduce la vulnerabilidad del sector externo frente a los ciclos climáticos y de precios agrícolas.
La consultora advierte que este proceso puede consolidarse si se mantienen las condiciones macroeconómicas y avanzan las inversiones comprometidas en energía y minería.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) ha emitido una fuerte advertencia sobre la situación del mercado energético global, anticipando un déficit de petróleo sin precedentes para 2026. Este escenario se debe principalmente al conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, que ha impactado gravemente la oferta y la logística del crudo a nivel mundial.
Uno de los puntos críticos es el estrecho de Ormuz, una vía marítima vital para el transporte energético. Las restricciones al paso de barcos petroleros en esta zona continúan, generando pérdidas millonarias y dejando fuera del mercado aproximadamente 14 millones de barriles diarios. La AIE indica que las pérdidas de suministro de los países del Golfo ya superan los 1.000 millones de barriles.
Inicialmente, la AIE proyectaba un superávit de 410.000 barriles diarios para 2026, pero ahora estima que la oferta global quedará 1,78 millones de barriles diarios por debajo de la demanda durante el próximo año. Esta situación mantendrá al mercado petrolero bajo una fuerte presión al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026, incluso si el conflicto llegara a su fin a comienzos de junio.
La agencia prevé que, para el segundo trimestre de 2027, el déficit podría alcanzar los 6 millones de barriles diarios. El escenario base supone una reapertura gradual del tránsito en el estrecho de Ormuz a partir del tercer trimestre de 2026, lo que podría permitir un modesto superávit y cierta recuperación de las reservas globales hacia finales del año.
Mientras tanto, los inventarios mundiales de petróleo continúan disminuyendo. Solo entre marzo y abril, las reservas se redujeron en 246 millones de barriles. La AIE advierte que esta caída puede aumentar la volatilidad de los precios, especialmente durante la temporada de mayor consumo en el hemisferio norte.
Ante esta crisis, los países miembros de la AIE activaron en marzo la mayor liberación coordinada de reservas estratégicas en la historia, contemplando un total de 400 millones de barriles. Hasta el momento, se han liberado cerca de 164 millones de barriles para mitigar la escasez.
La guerra también ha provocado una caída significativa en la producción mundial de petróleo, que la AIE estima en 3,9 millones de barriles diarios para 2026, muy por encima del recorte previo de 1,5 millones que se esperaba antes del conflicto.
Además, la agencia ha reducido la previsión de demanda global de crudo para este año, anticipando una caída de 420.000 barriles diarios, frente a una disminución de apenas 80.000 barriles proyectada antes de la escalada del conflicto. Según la AIE, los altos precios, la desaceleración económica y las medidas de ahorro energético ya están impactando el consumo.
“Los sectores petroquímico y aeronáutico son actualmente los más afectados, pero los precios más altos, un entorno económico más débil y las medidas de ahorro de demanda impactarán cada vez más en el uso de combustibles”, señaló la agencia.
Paralelamente, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) también ha ajustado a la baja su estimación de demanda para 2026, aunque mantiene una perspectiva menos negativa y prevé crecimiento del consumo global durante el año. No obstante, la producción conjunta de la alianza OPEP+, que incluye a Rusia, sigue muy por debajo de los niveles necesarios para equilibrar el mercado.
En abril, el bloque produjo 33,19 millones de barriles diarios, una cifra inferior a la de marzo, afectada por las complicaciones derivadas del conflicto y las restricciones en el estrecho de Ormuz.
El proyecto del gasoducto dedicado Tratayén–San Antonio Oeste representa un paso decisivo para consolidar a la provincia como nodo energético nacional, integrando la producción de Vaca Muerta con la costa atlántica y los mercados internacionales.
La audiencia se desarrollará desde las 9 en el gimnasio municipal “Sebastiana Antenao” y constituye una instancia central para que la comunidad acceda a la información, exprese opiniones y realice aportes antes de la toma de decisiones.
La obra permitirá ampliar la infraestructura existente, garantizar el abastecimiento de gas para desarrollos productivos y exportadores, y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y crecimiento para la región. En particular, acompañará iniciativas vinculadas al GNL en el Golfo San Matías, fortaleciendo el perfil productivo de Río Negro.
En paralelo, el proceso de evaluación ambiental avanza con controles técnicos en territorio, que permiten analizar las condiciones del entorno, anticipar impactos y asegurar el resguardo de los recursos naturales en cada etapa del proyecto.
Con esta obra, el Gobierno de Río Negro impulsa una política energética orientada al desarrollo, con reglas claras, control ambiental y participación pública, apostando a un crecimiento sostenido con beneficios concretos para las y los rionegrinos.
El proyecto obtuvo 132 votos a favor y 105 en contra.
La Cámara de Diputados dio media sanción a un proyecto de ley con formato de mini ómnibus que incluye una serie de modificaciones regulatorias sobre distintas normas vinculadas al sector energético. La más relevante apunta al funcionamiento del régimen de Zona Fría, uno de los esquemas de subsidios más sensibles del mercado de gas natural.
La iniciativa obtuvo 132 votos afirmativos y ahora deberá ser tratada por el Senado. El objetivo oficial es reformular un régimen que, según interpretan en el área energética, terminó desnaturalizándose tras la ampliación aprobada en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández.
El régimen de Zona Fría había sido creado originalmente en 2002 para subvencionar a usuarios residenciales emplazados en regiones donde la severidad climática es indiscutible, como la Patagonia, Malargüe y la Puna. Sin embargo, en 2021 el esquema se amplió de manera significativa mediante la Ley 27.637, impulsada políticamente por Máximo Kirchner, incorporando grandes centros urbanos y regiones cuya pertinencia dentro del régimen siempre fue mucho más discutida desde el punto de vista técnico y fiscal, como gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.
Esa ampliación elevó el alcance del régimen hasta abarcar a más de 4 millones de usuarios y convirtió al esquema en uno de los componentes más relevantes dentro de la masa de subsidios energéticos que financia el Estado nacional.
El cambio central: cómo se calculará el subsidio
El proyecto aprobado en Diputados propone volver parcialmente al esquema previo a 2021, aunque introduce un cambio estructural en la forma de calcular el beneficio.
Hasta ahora, los usuarios alcanzados por Zonas Fría recibían una bonificación del 30% o del 50% sobre el total de la factura de gas. El nuevo proyecto modifica ese criterio y establece que el subsidio sólo se aplicará sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que es apenas uno de los tres componentes que integran una factura residencial.
Los otros dos componentes son el Valor Agregado de Distribución (VAD), que explica gran parte del cargo fijo que pagan los hogares; y el costo del transporte troncal del gas natural. Sobre esos dos segmentos de la tarifa el Estado dejará de cubrir el descuento que actualmente financia.
Eso implica que incluso los usuarios que permanezcan dentro del régimen —principalmente hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna— registrarán incrementos en sus facturas si el proyecto termina convirtiéndose en ley.
Según cálculos preliminares realizados por consultores consultados por EconoJournal, en provincias como Neuquén el aumento promedio podría ubicarse en torno al 20% de la factura final residencial.
En regiones con mayor severidad climática y menor densidad poblacional, como Tierra del Fuego o el sur de Santa Cruz, el impacto podría ser todavía mayor y trepar hasta niveles cercanos al 30%.
Qué pasará con los usuarios que salen del régimen
El impacto más significativo recaerá sobre los entre 3 y 3,5 millones de usuarios que habían sido incorporados al régimen tras la ampliación de 2021 y que ahora quedarían excluidos del esquema general de zonas frías.
Esos usuarios dejarán de percibir descuentos de entre el 30% y el 50% sobre sus facturas de gas, por lo que el aumento relativo será considerablemente más elevado que el que enfrentarán los usuarios patagónicos que continúen dentro del sistema.
Los usuarios que formaban parte del régimen ampliado de Zonas Fría y que ahora perderán esa condición seguirán recibiendo una bonificación adicional que, tal como marca el proyecto aprobado en Diputados, estará asociada al esquema de Segmentación Energética Focalizada (SEF).
Fuentes cercanas al área energética del gobierno indicaron ayer que esa subvención adicional implicará una ampliación del 20% del bloque de consumo subsidiado que actualmente poseen los usuarios vulnerables identificados dentro del esquema SEF.
El sistema prevé que cada subzona de cada distribuidora tenga asignado un bloque específico de consumo medido en metros cúbicos. Lo que habilita la iniciativa aprobada en la Cámara Baja es que ese bloque subsidiado se incremente un 20% para los hogares que ya están incluidos dentro del régimen de segmentación.
El costo fiscal detrás de la reforma
En términos prácticos, el gobierno apunta a reordenar un régimen que en los últimos años perdió focalización y terminó expandiéndose de manera significativa, generando un elevado costo fiscal para el Tesoro nacional.
Si bien el régimen de Zona Fría debería autofinanciarse a partir de un recargo del 7,5% incluido en las facturas de gas que pagan todos los usuarios del país, los recursos recaudados no alcanzan para cubrir el costo total del sistema.
Según estimaciones del sector energético, el Tesoro debe aportar entre 300 y 400 millones de dólares anuales para garantizar el funcionamiento del régimen.
Ese peso fiscal es uno de los principales drivers que explican la decisión del gobierno de avanzar con esta reforma legislativa, en línea con el objetivo más amplio de reducir subsidios energéticos y ordenar las cuentas públicas.
Al mismo tiempo, la discusión vuelve a poner en el centro uno de los debates estructurales de la política energética argentina: hasta qué punto debe sostenerse un esquema amplio de subsidios generalizados en un contexto de restricción fiscal y de recomposición gradual de tarifas impulsada por la administración de Javier Milei.
Esteban Kiper alertó sobre el desfinanciamiento de las distribuidoras y que el costo de la nueva red no recaiga sobre los usuarios de menor poder adquisitivo.
Esteban Kiper, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y exgerente general de Cammesa, advirtió sobre el riesgo de que la transición energética en la región derive en un mecanismo de transferencia de costos regresivo.
El especialista planteó que, si las reglas de juego no se planifican con precisión, la modernización tecnológica y la adopción de recursos como la generación distribuida por parte de los sectores de mayores ingresos terminarán siendo financiadas a través de la factura de los usuarios más vulnerables que quedan al margen del sistema.
Esta advertencia central cruzó el debate del panel «Regulación para una red en transición: el nuevo rol de la distribución eléctrica«, desarrollado en el encuentro internacional Adelatam 2026. La sesión reunió a Silvana Stochetti, abogada senior de Edenor, y Lucía Spinelli, especialista senior en Energía del Banco Mundial, para analizar junto al consultor de Olade la urgencia de actualizar marcos normativos diseñados para el siglo pasado.
El testimonio de Kiper introdujo la mirada más política de la mesa al advertir que los nuevos marcos regulatorios deben «adelantarse a los desequilibrios de la generación distribuida domiciliaria, para evitar el desfinanciamiento de las distribuidoras» cuando los clientes de mayor poder adquisitivo colocan paneles solares asumiendo el rol de prosumidores y se corren del sistema tradicional.
El analista alertó sobre el riesgo de que la transición tecnológica altere el sostenimiento de la infraestructura física indispensable para la población y reclamó firmemente «que esos problemas no se resuelvan cargando en la factura de los no adoptantes el costo de sostenimiento del sistema para evitar que la red sea más regresiva».
En esa misma línea, el consultor de Olade llamó a evaluar con pragmatismo las realidades locales antes de adoptar de forma acrítica las tendencias de los mercados desarrollados, sobre todo en un contexto regional con empresas que apenas están regularizando su situación financiera.
Para el especialista, el verdadero desafío de la transición en América Latina es «cómo ordenamos este problema de que las distribuidoras pierden ingresos y hay que cargarlo sobre los sectores de menor poder adquisitivo que no acceden a instalar nueva tecnología». Al respecto, sugirió avanzar de forma gradual mediante pruebas piloto y señales de precios precisas para «evitar cometer errores por seguir tendencias que después cuesta mucho resolver«.
El panel abordó la brecha existente entre la tecnología disponible y la capacidad de adopción regulatoria en la región.
Por último, el consultor de Olade abordó el impacto de la transición a gran escala regional y diferenció los debates macroeconómicos de la realidad cotidiana de las redes de distribución. Kiper explicó que los acuerdos internacionales y la infraestructura mayorista para la integración regional corren por carriles de «utility scale» (proyectos a gran escala) para aprovechar recursos complementarios, pero remarcó que ese proceso solo será exitoso si se traduce en mejoras palpables.
«Que ese desarrollo no sea una oleada, sino ver cómo todas las herramientas que van apareciendo sirven para la seguridad operativa, la eficiencia, bajar los costos a los usuarios y tener sistemas mejores«, donde variables básicas como las horas de cortes y la capacidad de respuesta sigan siendo centrales.
Cómo abordar las asimetrías desde el regulador
Por su parte, Spinelli aportó la perspectiva del Banco Mundial y advirtió sobre la profunda asimetría estructural que condiciona la modernización en la región, remarcando que «la regulación va por un lado y la tecnología va por el otro». Para la especialista, el desafío inicial de los gobiernos es comprender que «partimos de sistemas con pocos actores, centralizados, unidireccionales y ahora vamos a sistemas bidireccionales, con muchos actores con demandas que surgen y escalan rápidamente«.
«Estamos hablando de una nueva dimensión de datos y que no hay conocimiento en muchas distribuidoras, y ni hablar en los reguladores. Hay que entender que existe gran diversidad, que los puntos de partida son distintos, que los reguladores entiendan las tecnologías disponibles y cómo fomentar su adopción, pero que hay cuestiones básicas vigentes con problemas que son capas geológicas para algunas distribuidoras», aseguró.
En un segundo orden, Spinelli analizó las condiciones de la banca multilateral para respaldar proyectos de infraestructura y aclaró que la innovación no será eficaz si existen situaciones previas no resueltas en las redes. En ese sentido, puntualizó que el organismo busca «asegurar que las inversiones sean viables y moverse a incentivos o esquemas que remuneren el desempeño va a incentivar a la adopción de la tecnología», abriendo la puerta a un recupero financiero sustentable siempre y cuando «la regulación remunere y permita el repago de la inversión».
A su turno, Stochetti analizó el impacto del nuevo escenario normativo en la Argentina y cómo la agenda global interpela la realidad de los operadores locales. La abogada senior de Edenor destacó que «el interrogante de si las normas de ayer siguen regulando las leyes del Siglo XXI, interpela a todas las distribuidoras. Hay que aggionarse y que estas nuevas reglas esten a la altura de la modernización y la adopción de las tecnologías«.
«Pero para eso -advirtió-, hace falta inversión. Según un informe de Adelat, en Argentina serían necesarios US$2400 millones al año para que las redes puedan adoptar la tecnología. Y necesitamos que los modelos tarifarios contemplen esos costos de inversión, y que el regulador también se modernice, que sea innovador y adopte estas normativas sin generar sobrecostos no valorados por los clientes».
Después de una sesión caliente y un extenso debate, la Cámara de Diputados le dio media sanción a la reforma del régimen de zonas frías con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones. De esta manera, el Gobierno se anotó un nuevo triunfo legislativo y apuntará a conseguir su aprobación definitiva en el Senado.
El proyecto impulsado por el ministro de Economía, Luis Caputo, busca reducir el alcance territorial del esquema que subsidia parte de las tarifas de gas durante el invierno. Para eso, pretende dejar sin efecto la ampliación aprobada en 2021, que incorporó municipios de la provincia de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe.
Si el Senado aprueba la reforma, el beneficio adicional quedaría restringido a hogares incluidos en el sistema de Subsidios Energéticos Focalizados, destinado a familias cuyos ingresos no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales.
Queda aprobada la readecuación del Régimen de Zonas Frías con 132 votos afirmativos, 105 negativos y 4 abstenciones. pic.twitter.com/VEfwZPZm6i
La sesión se inició luego de que el oficialismo consiguiera ajustadamente el quórum, lo que le permitió cumplir con el otro objetivo que se había propuesto que era pisar y dejar sin efecto la convocatoria para una hora más tarde que había solicitado la oposición con un temario que giraba en torno a los escándalos judiciales del jefe de Gabinete, Manuel Adorni.
La superposición de dos convocatorias a sesiones para este miércoles, generó un ida y vuelta de deliberaciones reglamentarias que insumió una hora y media de discusiones ociosas que retrasaron el tratamiento de los proyectos de ley.
Superado ese impasse, el primer proyecto que se trató fue la ley Hojarasca, que se aprobó con 138 votos positivos, 96 negativos y nueve abstenciones, y fue girado al Senado donde el Gobierno espera que obtenga la sanción definitiva.
Los cambios a la ley de zona fría
El proyecto de ley de readecuación del régimen de “zona fría” tiene como eje central la reducción del alcance geográfico del esquema de subsidios por consumo de gas, acotando el beneficio a hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna, consideradas de frío extremo.
La idea es retrotraer la política de subsidios a un esquema similar al que regía antes de la ley aprobada por ambas cámaras en el 2021, a instancias de un proyecto presentado por Máximo Kirchner que establecía rebajas de entre el 30 y el 50% en buena parte de las provincias del país.
Los objetivos que persigue la iniciativa, de acuerdo a la letra del proyecto, son “la reducción del déficit fiscal, la normalización financiera del sistema energético y ordenamiento de las cuentas públicas”.
Con el nuevo régimen de zona fría del Gobierno, según especificó la semana pasada la secretaria de Energía, Carmen Tettamanti,perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.
La política seguirá vigente para hogares socioeconómicamente vulnerables (con ingresos de hasta tres canastas básicas por familia tipo, actualmente 4.3 millones de pesos), hogares con al menos un integrante con Certificado Único por Discapacidad (CUD), titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur y beneficiarios del Registro Nacional de Barrios Populares.
A partir de los cambios en el régimen de zona fría, se subsidiará el metro cúbico de consumo de gas natural y no la totalidad de la factura -que incluye el cargo fijo-, como sucede hasta ahora.
A su vez, el proyecto crea un mecanismo para condonar las deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA, acumuladas durante los períodos de emergencia tarifaria
El Gobernador Gustavo Melella estableció el nuevo esquema de subsidio de gas envasado (GLP) para la provincia, luego de un proceso de escucha activa a vecinos y vecinas beneficiarios. “Escuchamos, modificamos la propuesta y vamos para adelante. No retrocedemos cuando lo que hay que modificar es algo injusto”, afirmó.
Melella puso el foco en la equidad y en la protección de las familias con menos recursos. “No podemos mantener el subsidio para las estancias o barrios privados. El beneficio no puede ser el mismo para los desarrolladores que no garantizaron la infraestructura básica que para las familias que no tienen recursos”, ejemplificó.
La medida se concretó luego que el Ejecutivo Provincial vetará, mediante decreto N°884/26, el proyecto de ley sancionado por la Legislatura que pretendía suspender el régimen de subsidio de GLP, en el cual se trabajó en un análisis pormenorizado de la situación social y económica de los beneficiarios, así como asegurar la continuidad y permanencia en el tiempo para quienes realmente lo necesitan. Es por ello que, posteriormente, se decidieron implementar nuevas medidas en el régimen del subsidio de GLP.
Ante esto, el gobernador salió al cruce de las críticas que generó la medida e incluso mencionó que “establecimos que pueden acceder quienes tienen ingresos menores a 17 salarios mínimos. Con lo que garantizamos que ninguna familia, que lo necesite, se quede sin el subsidio”.
El nuevo régimen establece que las familias en situación de extrema necesidad podrán solicitar un adicional de 50 kilogramos sobre los 400 kilogramos ya otorgados, previo informe social que lo respalde.
En paralelo, se promueve la conexión domiciliaria a la red de gas natural, dirigido a quienes teniendo el caño frente a su casa aún no se han conectado.
Una de las posibilidades es, acceder a un crédito del BTF a tasa subsidiada de hasta 8 millones de pesos, con un período de gracia de 6 meses para comenzar a devolver el préstamo. Además, el Gobierno paga el consumo hasta $101.000 por mes, durante un año.
Además, el Ejecutivo promoverá la inversión en infraestructura sobre conexiones domiciliarias mediante iniciativa privada, en coordinación con el BTF, para adaptarse a las diversas realidades de las familias.
El Gobernador reflexionó sobre la importancia que todos los actores se involucren y garanticen los servicios en nuevos desarrollos urbanos; por eso anunció que “los urbanizadores deberán cumplir con la ley y garantizar la infraestructura básica de gas en nuevos loteos y emprendimientos habitacionales. “No pueden vender y trasladar el problema a los gobiernos. Deben cumplir antes”, sentenció.
Aquellos desarrollos que no cuenten con red de gas natural no podrán incorporar nuevos beneficiarios al subsidio provincial de GLP. “Vamos a incentivar que te conectes a la red de gas natural, pero también vamos a ser exigentes con quienes pretenden seguir eludiendo sus obligaciones”, concluyó Melella.
El Gobierno de Río Negro realizó en Choele Choel un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores vinculado al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con participación de autoridades, cámaras empresarias y referentes institucionales del Valle Medio, para acercar información clave sobre los avances de la iniciativa y las oportunidades que puede abrir para el entramado productivo regional.
La actividad se llevó a cabo la semana pasada en el Aula Magna del Centro de Especialización en Asuntos Económicos Regionales (CEAER) de Choele Choel. Fue organizada como una nueva instancia de articulación entre el sector público, el proyecto VMOS y actores locales interesados en conocer con más detalle el proceso de crecimiento que impulsa la nueva etapa energética de Río Negro. La convocatoria estuvo encabezada por CEAER, VMOS y la Secretaría de Energía y Ambiente provincial.
Durante el encuentro se desarrolló una agenda centrada en la presentación de los proyectos energéticos en la provincia, los avances del proyecto VMOS y el alcance de las obras vinculadas a las Estaciones de Bombeo 1 y 2. La jornada incluyó además un espacio de intercambio entre los participantes.
La propuesta se inscribe en las políticas públicas que lleva adelante el Gobierno de Río Negro para fortalecer la participación de los distintos actores rionegrinos, en los grandes proyectos energéticos y ampliar las oportunidades tanto para trabajadores, como proveedores locales en las distintas regiones de la provincia. En este caso, el foco estuvo puesto en el Valle Medio, una zona con potencial para integrarse a esta nueva dinámica productiva a partir de su capacidad empresarial, comercial y de servicios.
El encuentro permitió compartir información técnica y estratégica sobre un proyecto clave para la provincia, al tiempo que generó un espacio concreto para vincular a actores locales con las nuevas demandas que puede generar el desarrollo energético. La participación de representantes de distintas localidades y sectores reflejó el interés que existe en la región por acompañar este proceso y prepararse para los desafíos que vienen.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del Ministerio de Energía, aprobó dos adendas a los contratos de Unión Transitoria (UT) celebrados entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y Pan American Energy SL Sucursal Argentina (PAE) para las áreas Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, mediante las cuales se incorporó Continental Resources Argentina Sociedad Anónima Unipersonal (Continental) a ambos proyectos. La operación se concretó a partir de la cesión del 18% de participación de PAE en cada contrato.
De esta manera, la composición de participación en los Contratos UT de Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa quedó conformada por un 10% para GyP, un 72% para PAE y un 18% para Continental. En ambas áreas, GyP continúa como titular de la concesión y Pan American Energy mantiene la operación.
Por otra parte, también se autorizó la cesión del 20% de participación de PAE a favor de Continental en la CENCH Bandurria Centro, área cuya titularidad corresponde a Pan American Energy. A partir de esta autorización, la composición quedó integrada por un 80% para PAE y un 20% para Continental, mientras que la compañía (PAE ) continuará como operadora del área.
Las medidas se realizaron en el marco de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y la Ley Provincial 2453, y contaron con las intervenciones técnicas, ambientales, legales y económicas de las áreas competentes de la Provincia, que no formularon objeciones para la continuidad de los trámites.
Las decisiones adoptadas se enmarcan en la política provincial de promoción y consolidación de la actividad hidrocarburífera no convencional, garantizando continuidad operativa, previsibilidad contractual y nuevas inversiones en áreas estratégicas de la formación Vaca Muerta.
Sobre Continental Resources
Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, Inc., empresa con más de 60 años de trayectoria en el sector hidrocarburífero y experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales.
La compañía cuenta con experiencia en perforación horizontal y en el desarrollo de técnicas de pozos múltiples desde una misma locación.
Estos nuevos ingresos en áreas hidrocarburíferas se suman a lo anunciado por el Gobierno de la Provincia del Neuquén, el 30 de diciembre de 2025, cuando se aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
A partir de esa modificación contractual, Continental asumió la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L., incorporándose a la UT con una participación del 90% y siendo designada como empresa operadora del área, mientras GyP conservó el 10% restante.
Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social mediante la cual incorpora formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios de la compañía.
“La decisión representa un paso estratégico para consolidar la presencia de la empresa en el mercado internacional y ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas”, se destacó.
La nueva unidad, aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo, estará enfocada en la exportación de servicios especializados, asistencia técnica, ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares alrededor del mundo, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse.
En los últimos años, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios brindados a instalaciones nucleares de distintos países, entre ellos Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.
En ese marco, la empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, actualmente exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional. Con esta decisión, la compañía institucionaliza y potencia una actividad con alto valor agregado y fuerte proyección internacional.
Nucleoeléctrica Argentina S.A. es la empresa responsable de la operación y mantenimiento de las centrales nucleares de potencia del país. Opera Atucha I, Atucha II y Embalse, y desarrolla proyectos estratégicos vinculados a la gestión de combustible y la extensión de vida útil.
“Desde su creación en 1994, combina experiencia técnica, una industria nacional altamente capacitada y estándares de seguridad reconocidos internacionalmente, contribuyendo al desarrollo tecnológico argentino y al fortalecimiento del rol del país en el ámbito nuclear global”, se destacó.
El gobierno nacional impulsa la privatización parcial de esta compañía estratégica, que es propiedad del Ministerio de Economía (80 %), y de la CNEA (20 %).
La Secretaría de Energía aprobó el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos Líquidos (RTHL)aplicable a los sistemas de transporte que atraviesen DOS (2) o más provincias, y/o tengan destino la exportación o importación total o parcial de petróleo crudo, sus productos derivados y los líquidos del gas natural.
A través de la Resolución 119/2026 Energía estableció que “con carácter previo a la operación de las instalaciones, los interesados deberán acreditar la obtención de la correspondiente autorización de transporte en los términos de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias, sin perjuicio de los demás requisitos previstos en el RTHL” ahora aprobado.
Asimismo, la S.E. “invita a las Provincias a adherir al RTHL (dispuesto por la R-119/2026), y a adoptar las medidas complementarias al mismo, en el ámbito de sus respectivas competencias”.
En los considerandos de la nueva Resolución se hace referencia a que “de conformidad con lo establecido en el Decreto 44/91, esta Secretaria se encuentra facultada para el dictado de la normativa técnica relativa al diseño, construcción, operación y abandono de oleoductos, gasoductos, poliductos, terminales marítimas e instalaciones complementarías, dedicadas al transporte de hidrocarburos líquidos”.
También se señala a modo de antecedente que “a través de la Resolución 120/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería se aprobó el Reglamento Técnico de Transporte de Hidrocarburos Líquidos por Cañerías”, basado en el estándar de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.
Y que dicho reglamento estableció “los requerimientos técnicos mínimos relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, con el objetivo de garantizar la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la confiabilidad de las instalaciones”.
Pero se destaca ahora que “desde la entrada en vigencia de la Resolución 120/17 se han producido avances relevantes en materia de estándares técnicos internacionales aplicables al transporte de hidrocarburos líquidos por ductos”, lo cual torna necesaria su actualización.
En particular, tal actualización introduce mejoras técnicas vinculadas con el diseño, los materiales, la gestión de integridad, el control de la corrosión y la evaluación de la condición de las tuberías.
Al respecto se indica que “se han incorporado a nivel internacional criterios regulatorios y prácticas operativas contempladas en el Código de Regulaciones Federales de los Estados Unidos de América, normativa de referencia para el transporte de líquidos peligrosos por tuberías”.
Y se hace hincapié en que “el desarrollo tecnológico registrado en la industria del petróleo ha impulsado la utilización de materiales no metálicos, particularmente tuberías termoplásticas y tuberías compuestas reforzadas, las cuales han demostrado ser una alternativa técnicamente viable para determinadas condiciones de operación en sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, conforme normas API (American Petroleum Institute)”.
En tal sentido, la R-119 señala que “resulta conveniente contemplar la utilización de dichos materiales cuando cumplan con normas técnicas de la industria, a fin de posibilitar la incorporación de soluciones tecnológicas que contribuyan a mejorar la seguridad operativa, la confiabilidad de las instalaciones y la gestión de integridad de los ductos”.
“Por otra parte, el incremento de la producción hidrocarburífera derivado de la producción de petróleo no convencional, genera la necesidad de un marco normativo actualizado que acompañe el desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura energética”, se indicó.
Hidrocarburos Líquidos
En un Anexo a la R-119 se indica que “Este RTHL establece los requisitos mínimos de seguridad para el diseño, el trazado, el mantenimiento y la integridad de los sistemas de tuberías que transportan hidrocarburos líquidos y otros por tuberías tales como: ● Petróleo crudo. ● Condensados. ● Gasolina. ● Gas licuado de petróleo. ● Subproductos del petróleo.
Tuberías interjurisdiccionales a las que aplica: a) Tubería que transporta petróleo en condición comercial, desde una Planta de Tratamiento hasta un Oleoducto Troncal, o hasta una Planta de Almacenaje (de Despacho o de Refinería). b) Oleoducto Troncal que recibe la producción de petróleo en condición comercial de varios yacimientos. c) Oleoducto que transporta petróleo crudo fuera de especificación comercial desde un colector principal de una Concesión de Explotación hasta una Planta de Tratamiento de Petróleo, ubicada fuera de los límites de dicha Concesión. d) Oleoducto entre Planta de Tratamiento y Planta de Almacenaje. e) Poliducto desde Refinería a Planta de Almacenaje y/o Despacho. f) Oleoducto/poliducto entre Plantas de Almacenaje o de Despacho. g) Poliducto que transporta subproductos líquidos desde Plantas de Procesamiento. de gas natural a otras Plantas de Fraccionamiento, Almacenaje o Despacho. h) Oleoducto/poliducto entre otros puntos de Recepción y Despacho de producto.
Viviana Alva Hart del BID reseñó que el organismo tiene una cartera en la Argentina de US$5.000 millones destinada al sector eléctrico.
El Grupo BID advirtió que la modernización y expansión del sistema eléctrico de América Latina requerirá un flujo de inversiones estimados en unos US$ 48.000 millones anuales que no podrá ser cubierto exclusivamente con recursos estatales, por lo que resulta indispensable captar capital corporativo de largo plazo. Así se destacó en la apertura del foro regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes, en Buenos Aires, a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos.
Al exponer los requerimientos financieros sectoriales, la representante del organismo en la Argentina, Viviana Alva Hart, señaló que «en América Latina se necesita invertir 3,5% del PBI al 2030 para infraestructura en general, en electricidad alrededor de US$48.000 millones anuales, esfuerzos que se concentran en transmisión, generación y distribución eléctrica». La funcionaria remarcó que, ante la velocidad del cambio tecnológico y de la demanda, «nada de esto se escala sin redes robustas, modernas y financieramente sostenibles», las cuales constituyen el punto de contacto clave para mejorar la competitividad productiva.
La estrategia del organismo multilateral contempla la articulación de sus tres ventanillas operativas (financiamiento al sector público, sector privado y su hub de innovación) para estructurar esquemas que atenúen los riesgos regulatorios y macroeconómicos de la región. Según precisó Alva Hart, «la entidad administra actualmente en la Argentina un portfolio de US$5.000 millones en transmisión y distribución que representan el subsector de mayor financiamiento en el espacio de energía del banco».
Para la ejecutiva, el diseño de nuevos marcos normativos previsibles representa la condición básica para garantizar que estos fondos actúen como catalizadores de inversiones privadas concurrentes, orientadas tanto a la ampliación de las líneas troncales como a la digitalización del servicio en las áreas de concesión.
En el mercado local, el brazo privado del organismo enfoca sus prioridades en el financiamiento directo a las compañías líderes de energías renovables para el desarrollo de parques de generación limpia y la introducción de tecnologías de soporte a la red. Alva Hart puntualizó que «en la Argentina el banco tiene a través de la ventanilla privada un financiamiento de US$185 millones con Genneia, para desarrollo de parques solares y almacenamiento de baterías», previendo estructurar nuevas operaciones con foco en la transición.
Infraestructura, mitigción de riesgos y garantías
Además de los préstamos internacionales directos, la estrategia financiera para dinamizar la infraestructura energética en la Argentina prioriza la utilización de instrumentos de mitigación de riesgo y esquemas de garantías dirigidos a optimizar las condiciones del crédito privado.
En ese sentido, la representante del BID detalló un programa por US$200 millones coordinado con la Secretaría de Energía, cuyo propósito es viabilizar el ingreso de capitales corporativos en obras de transmisión críticas que hoy actúan como cuellos de botella. Al respecto, argumentó que «la idea es tratar de facilitar con otros instrumentos que no sean préstamos internacionales, sino canalizar otras inversiones para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento«.
El BID apoya obras de infraestructura pero también instrumentos para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento.
El segundo vector estratégico del banco en el país se concentra en proveer soporte financiero y técnico a la reforma de los cuadros tarifarios, un eje que el organismo considera prioritario para asegurar la sostenibilidad fiscal del Estado y la cadena de pagos del Mercado Eléctrico Mayorista. Alva Hart subrayó el impacto social de las correcciones macroeconómicas en marcha y ratificó la validez del programa de US$700 millones aprobado en 2024 para asistir la transición hacia subsidios energéticos focalizados.
En ese sentido, la funcionaria defendió la necesidad de avanzar en una «recuperación gradual de señales tarifarias que sea compatible con la protección de los sectores vulnerables» y preserve el equilibrio económico del sistema de distribución.
La agenda técnica promovida por el BID para el segmento de distribución de la región excede la expansión de la infraestructura física y se extiende a una transformación integral hacia la gestión inteligente de datos y la automatización. Para el organismo, la reducción del 17% de pérdidas eléctricas promedio que registra América Latina no se resolverá exclusivamente con mayores obras civiles, sino a través de inversiones en sistemas avanzados de medición, control y supervisión en tiempo real.
Según la visión expuesta por la especialista en el foro sectorial, la modernización de los sistemas de baja y media tensión plantea un quiebre metodológico, debido a que «no se trata de un desafío de infraestructura, sino de gestión, de información, gobernanza e innovación».
En el cierre de la presentación del Grupo BID, reafirmó que la entidad continuará priorizando la asistencia técnica y el financiamiento de herramientas regulatorias modernas que reconozcan las inversiones en digitalización dentro de los ciclos tarifarios de las compañías operadoras. Alva Hart concluyó que la meta institucional es consolidar una plataforma energética regional eficiente, ratificando el rol del banco como el dinamizador de los recursos públicos y privados necesarios para dar sustentabilidad de largo plazo al mercado eléctrico latinoamericano.
El subsecretario Damián Sanfilippo anticipó que en la brevedad va a salir una nueva licitación para generación térmica.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, confirmó el lanzamiento de un programa para incorporar potencia térmica modular en puntos estratégicos de la red de transmisión y ratificó la salida inminente de la licitación de la concesión de obra pública AMBA I bajo el esquema de financiamiento privado.
El funcionario de la Secretaría de Energía participó este miércoles de la apertura de la conferencia regional Adelatam2026 que reunirá hasta el viernes en Buenos Aires a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos para debatir cómo modernizar la infraestructura eléctrica de América Latina.
Sanfilippo explicó que la convocatoria para instalar nueva generación termoeléctrica atiende de forma directa la demanda de potencia firme expresada por las distribuidoras en las zonas con mayor vulnerabilidad operativa ante picos estacionales de consumo.
El funcionario adelantó que la Secretaría de Energía «trabaja en propuestas para incorporar generación térmica en nodos predeterminados por Cammesa (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) , algo que en la brevedad va a salir y es importante para el mercado porque lo necesita y lo está pidiendo«, en paralelo a la avanzada de infraestructura para el Área Metropolitana de Buenos Aires.
El subsecretario precisó que la administración central también se encuentra «muy próximos a sacar la licitacion para la primera obra de infraestructura de transmisión llamada AMBA I bajo un modelo donde el sector privado es el que desarrolla la obra y se le da una concesion para realizarla y por un tiempo mantener la operación y mantenimiento».
La inminencia de la licitación para la obra complementa esta estrategia de mitigación en los nodos críticos del sistema mediante la aplicación de la Ley de Concesión de Obra Pública, delegando el financiamiento, la construcción y el mantenimiento en el sector privado. Esta iniciativa busca romper el congelamiento de obras en el principal cuello de botella del sistema de transporte, el cual restringe el ingreso de nueva generación y degrada la confiabilidad de la red mayorista.
La normalización del mercado eléctrico
Sanfilippo detalló que la normalización del flujo de fondos hacia Cammesa constituye un paso indispensable para garantizar la viabilidad de las nuevas inversiones en infraestructura. Al describir el punto de partida de la gestión, el subsecretario recordó que «uno de los grandes problemas fue el financiero: al llegar a la gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%«.
El plan oficial para adelante contempla, según puntualizó el subsecretario, la aplicación del decreto 450 que fijó «un antes y un después con la que se quiere volver a las bases de funcionamiento de un sistema que elimine de forma definitiva de las regulaciones de parche, tienda al marginalismo en los precios, y fortalezca los mercados de energía y potencia para que las distribuidoras contraten con las generadoras y planifiquen a largo plazo».
Sanfilippo: «al llegar esta gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%»
La Secretaría de Energía busca remover las distorsiones regulatorias acumuladas en las últimas dos décadas para transparentar los costos de despacho y asegurar señales de precios eficientes a los inversores. en ese sentido, Sanfilippo ratificó que el objetivo de la política en curso es «devolver a Cammesa las funciones originales de administración del sistema y despacho de cargas y sacarla de cuestiones que no correspondían a su función».
La agenda de corto plazo enfocada en la confiabilidad de la red incluye también la recepción de ofertas para el segundo programa de almacenamiento de energía mediante baterías a escala del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tras el nivel de respuesta obtenido en el nodo metropolitano con el plan ALMA GBA, la subsecretaría extendió la convocatoria técnica hacia siete áreas geográficas críticas del interior del país para instalar 700 MW de potencia de reserva.
Sanfilippo también destacó que el Gobierno avanzó «en las reconcesiones del sector hidroeléctrico argentino, requiriendo en los pliegos obras obligatorias para mantener los complejos hidroeléctricos en buen estado para no tener problemas de generación, en sintonía con la venta de las acciones de Transener».
El costo de la energía y la calidad de servicio
Finalmente, el siubsecretario valoró la actual política de precios que estipula el sostenimiento de las Revisiones Tarifarias Quinquenales (RTQ) para garantizar ingresos estables a las transportistas y distribuidoras, condicionando la rentabilidad empresaria al cumplimiento de metas estrictas de calidad de servicio.
El funcionario remarcó que las tarifas deben reflejar los costos de la operación técnica de las redes, aislando la determinación del cuadro regulatorio de los ciclos electorales. Al respecto, defendió la sustentabilidad del nuevo modelo al afirmar que «hoy no vemos en los diarios, como en toras épocas, aumentos de tarifas porque se considera que es lo necesario para poder desarrollar el sector«.
Otra de las cuestiones que abordó fue el trabajo en la reducción de los subsidios energéticos mediante «la implementación de un programa focalizado con el que se subsidia a quien lo necesita, a la poblacion mas vulnerable. En 2023 los subsidios indiscriminados demandaron u$s6.500 millones y hoy se redujo sensiblemente en torno a los US$3.000 millones, lo que se logró de manera muy estrategica y respetando a la población mas vulnerable que hoy continúa con esos beneficios».
El cierre de la disertación en el foro regional de ADELAT ratificó que la modernización tecnológica del sistema eléctrico hacia estándares de excelencia digital dependerá exclusivamente del flujo de capitales privados, quedando el Estado restringido a su rol de regulador y supervisor de las reglas de juego.
Sanfilippo concluyó que «el sector privado es la herramienta y el motor para desarrollar esta industria, que se sigan generando proyectos para un crecimiento que mejore la calidad de servicio para los usuarios«. esde desafío incorpora el debate actual sobre la incorporación de redes inteligentes, tecnologías de medición bidireccional y analítica de datos en tiempo real que requieren un dinamismo inversor que complemente las reformas macroeconómicas en curso, como se destaca en el evento.
El Congreso Productivo tuvo su primera edición en 2025.
Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. Alli se reunirán referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.
El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad.
Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.
“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva.
Expositores con una mirada productiva
Se trata de una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.
Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC.
También se anticipa la presencia de Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4 y Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR.
Finalmente, también se sumarán al debate Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, sostuvo que “Nosotros queremos transparentar el costo de la energía, luego el Estado decide a quién subsidia y a quién no. No tiene ningún sentido que el Estado subsidie industrias con el costo del GNL o subsidie la generación”.
“Si el costo es muy alto, nosotros decidimos aplanar ese costo, y que la demanda prioritaria, demanda residencial, lo pague durante los meses de bajo consumo y no los meses de invierno”, agregó, y remarcó que “para poder hacer esto es importante que todos los consumidores entiendan cuál es el costo. Con la señal correcta de precio se pueden tomar decisiones de consumo racionales”.
Én declaraciones que realizó en una Jornada sobre Energía organizada por el Diario Río Negro, González también se refirió a la licitación de compras de cargas de GNL por parte de empresas privadas, que finalmente el gobierno suspendió por el alto costo ofertado.
“Intentamos ver si podíamos dejar eso en manos privadas”, explicó, y luego “lo que hicimos distinto fue que ENARSA comprara los buques de GNL (en rigor las cargas) y los disponibiliza para todo el mercado al costo de compra, más costo de regasificación”.
El precio del GNL registró un muy fuerte aumento en el mercado internacional como consecuencia de los bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán, y el cierre del Estrecho de Ormuz, por donde se transporta el 20 por ciento del crudo y el GNL mundial.
“En la segunda licitación (también realizada por ENARSA), de 9 buques para junio, tuvimos un montón de demanda” (por parte de compradores del insumo).
González señaló que “Nos vamos a asegurar de que cuando tomemos el invierno completo, el costo total no sea mayor al que hubiéramos tenido con el sector privado”.
Zona Fría
Acerca de la intención del gobierno nacional de eliminar del régimen de tarifa subsidiada del gas a diversas zonas del país que fueron incluídas por Ley en el año 2022, González sostuvo que “Lo que está vigente es una aberración, hay definidas como zonas frías zonas que en verdad son templadas”, y “donde el resto del sistema (usuarios) que no tiene zonas frías subsidia, independientemente del tipo de consumidor”.
La intención del gobierno nacional ha generado reclamos de varios gobernadores. “Proponemos volver a la zona fría original patagónica, y subsidiar (sólo) el consumo. No vamos a subsidiar ni los impuestos ni el Cargo Fijo, sino el metro cúbico efectivamente consumido”, insistió González. “Esperamos que el Congreso lo entienda, va a ser un ahorro importante para el fisco”, justificó.
El RIGI y el Súper RIGI
El funcionario sostuvo que “El RIGI (régimen de incentivos fiscales y cambiarios a grandes inversiones) es una historia de éxito, está funcionando muy bien”. “La semana que viene se van a aprobar otros dos proyectos y va a haber muchas más presentaciones”.
Y describió que “El régimen tiene un doble objetivo: acelerar los desarrollos e incrementar el tamaño de los desarrollos, para proyectos donde la rentabilidad era dudosa sin el RIGI”.
Acerca de lo que la Administración Milei denominó “Súper RIGI”, González señaló que “es un régimen pensado para la industrialización de los recursos naturales y sobre todo para industrias nuevas”. “La idea no es replicar el RIGI sino que es aprender del éxito que tuvo el régimen y es para proyectos donde Argentina hoy no está en el mapa”.
“Los detalles los estamos definiendo, como el umbral mínimo (de inversión), va a ser un régimen de un plazo más largo, posiblemente sea de 5 años. Tiene beneficios fiscales más importantes que el RIGI, el más relevante es que la tasa de impuesto a las ganancias es del 15 por ciento”.
Indicó además que “No va a tener ningún tipo de arancel de importación, ningún tipo de retenciones a las exportaciones. Es un régimen potente pensado para mediano y largo plazo”.
“Lo estamos terminando de escribir durante estas semanas para presentarlo al Congreso lo más pronto posible”, agregó.
Y puntualizó que “una de las características es que las provincias y los municipios donde se realicen las inversiones tienen que estar en todo de acuerdo y adheridos al régimen, es un esfuerzo compartido entre Nación, provincia y municipios”.
González resumió que “el objetivo del Gobierno es normalizar el sector energético, que estaba absolutamente intervenido”.
“Queremos que el sector privado pueda fluir, y para eso, arrancamos con la Ley Bases, hicimos cambios en Ley de Hidrocarburos, cambios en la Ley de Gas, cambios al marco regulatorio eléctrico, con el objetivo de ir desregulando mercados”. “Estoy muy satisfecho de cómo viene reaccionando el sector privado”, remarcó.
El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut está diseñando mecanismos para asegurar los derechos laborales en el contexto de la reorganización empresarial que afecta a la Cuenca del Golfo San Jorge. Esta reestructuración incluye traspasos de áreas, cambios de contratistas y nuevos esquemas de inversión previstos para los próximos años, todo en un marco de reforma laboral impulsada por el oficialismo libertario y sus aliados.
Durante un plenario de Comisión Directiva realizado el lunes en la sede sindical de Km. 5, el secretario general Jorge Ávila lideró la discusión sobre estos temas, además de revisar planes de inversión, conflictos en empresas de servicios y la continuidad de retiros voluntarios con reconocimiento del 120% para trabajadores con antigüedad.
El secretario adjunto, Carlos Gómez, resumió que el sindicato buscará incluir cláusulas específicas en las actas de transferencia de personal para “blindar” derechos adquiridos frente a posibles modificaciones derivadas de la reforma laboral nacional. En sus palabras, la intención es “preservar criterios históricos vinculados al cálculo indemnizatorio y la continuidad de condiciones laborales en los procesos de transición entre operadoras y empresas de servicios”.
El esquema de retiros voluntarios con un reconocimiento del 120% sigue vigente, reflejando que el sector atraviesa un proceso de reorganización y reducción de puestos de trabajo.
El reordenamiento también afecta a empresas de servicios en la Cuenca. Se destacó el caso de San Fran, donde 86 empleados con un promedio de 20 años de antigüedad aún no tienen definiciones sobre la continuidad contractual de la firma. Asimismo, el sindicato intervino en reclamos por demoras salariales en Burgwardt y mantiene negociaciones con Geopatagonia para asegurar el pago regular de salarios.
Además, Ávila se encuentra en Buenos Aires en reuniones con directivos de Petrosar para garantizar la continuidad laboral de aproximadamente 120 choferes vinculados a esa empresa.
En cuanto a inversiones, Pan American Energy planea destinar cerca de 650 millones de dólares en 2026 para proyectos de recuperación terciaria en Cerro Dragón. El cronograma contempla la incorporación de tres plantas en junio de 2026, diez más en 2027 y hasta 31 instalaciones hacia 2031, según detalló Gómez.
Respecto a la salida de PECOM como empresa de servicios en Cerro Dragón, se confirmó que 254 trabajadores serán transferidos a Manpetrol bajo el artículo 229 de la Ley de Contrato de Trabajo, lo que permite mantener antigüedad, categoría y continuidad sin indemnización. Por otro lado, PECOM desembarcará como operadora en Manantiales Behr con una primera etapa de inversiones de 110 millones de dólares en los primeros 180 días, incluyendo la incorporación de un equipo perforador, dos workover y cuatro pulling.
El sindicato también reclama la reincorporación de trabajadores desvinculados del sector de perforación de AESA y el traslado de equipos hacia Chubut. Además, destacó el programa de inversiones de CAPSA-CAPEX, con desembolsos previstos por 121 millones de dólares y la perforación de 31 pozos durante el año, junto con la evaluación de incentivos provinciales para ampliar su actividad.
Finalmente, el próximo viernes 22, Jorge Ávila asumirá formalmente su cuarto mandato al frente del sindicato petrolero. El acto contará con la presencia de dirigentes nacionales de la CGT y referentes políticos, incluidos diputados vinculados al PRO, en un gesto que el gremio interpreta como una señal de peso político. Cabe recordar que semanas atrás el sindicato se pronunció a favor de la reelección de Ignacio Torres en Chubut.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que apunta a que desde 2028 se distribuyan dividendos a los accionistas, incluido al Estado como socio principal de la compañía debido a que tiene el 51% del paquete accionario. Además, celebró la inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil, por lo que se convertirá en una de las iniciativas más ambiciosas de la historia en torno a la exportación de petróleo.
En diálogo con Infobae en Vivo, Marín confirmó que la compañía buscará distribuir dividendos, en línea con un pedido del mandatario Javier Milei. “A partir del 2028 nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF. Lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”, expresó.
En tanto, se refirió a la inversión anunciada por la empresa petrolera en el marco del RIGI y remarcó el nivel de actividad: “Era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta. Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000 o 700.000 barriles. Estamos hablando de u$s7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”.
También destacó los envíos al exterior vinculados a LLL Oil, ya que YPF calcula que las exportaciones representarán u$s6.000 millones al año para 2032: “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por u$s100.000 millones”.
En este marco, Marín expuso que en junio la empresa pedirá adherir el LNG en el RIGI: “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén. Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse, porque da seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly“.
Inversión de US$25.000 para Vaca Muerta
El Gobierno nacional, a través del presidente de YPF,Horacio Marín, anunció el viernes una inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil y se convertirá en uno de los más ambiciosos de la historia en torno a la exportación de petróleo, para los que prevén un ingreso de u$s100 mil millones.
El CEO de la empresa estatal compartió un comunicado, en su cuenta de X, en el que muestra el mapa de la zona donde se realizará la importante inversión y aseguró que el proyecto servirá para “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”. Según informó Infobae, el potencial productivo de las zonas contiguas a la reserva de hidrocarburos se potenciará y lograrán una eficiencia que permitirá competitividad a niveles internacionales.
“Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI”, mencionó Marín, quien dejó un mensaje en el que augura que el proyecto dará rédito a futuro. “Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, subrayó.
En ese sentido, las previsiones estiman que realice la perforación de 1.152 pozos, con la intención de llegar a una producción de 240.000 barriles de petróleo por día a partir del año 2032. “Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, concluyó Marín.
Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social para incorporar formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios enfocada en la exportación de servicios especializados y asistencia técnica.
La decisión fue aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo y apunta a consolidar la presencia internacional de la empresa, además de ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas.
La nueva unidad estará orientada a la exportación de servicios de ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares de distintos países, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Según informó la compañía en un comunicado, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios para instalaciones nucleares de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.
La empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, que actualmente son exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional.
El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, afirmó que la medida “marca el inicio de una nueva etapa” para la compañía y destacó que “el mundo vuelve a mirar a la energía nuclear como una solución estratégica y sustentable”.
“Este nuevo esquema nos permite proyectar a NASA como una empresa competitiva internacionalmente y convertir el talento argentino en una plataforma de desarrollo y generación de valor”, sostuvo Campos.
El directivo señaló además que el contexto internacional presenta “una oportunidad histórica” para el país y remarcó que Nucleoeléctrica busca posicionar a la Argentina como proveedor de servicios nucleares de alta especialización.
La creación de esta unidad de negocios forma parte de la estrategia de modernización y expansión de la compañía, orientada a diversificar capacidades productivas, fortalecer su sustentabilidad y ampliar su participación en mercados internacionales vinculados a la energía nuclear y los servicios tecnológicos de alta complejidad.
El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, rechazó la quita de subsidios al gas en su provincia, luego de haberse reunido con intendentes y jefes comunales: “El proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a más de la mitad de la población provincial”, advirtió.
Desde sus redes sociales, explicó que esta decisión afectaría a “688 mil hogares y a más de 2,2 millones de vecinos“, al mismo tiempo en que aseguró que su modificación “podría implicar aumentos” en el costo del gas “de entre el 42% y el 100%“, sobre todo en los meses de invierno.
“Defendemos a Córdoba y a cada familia que necesita este acompañamiento para atravesar el invierno. El Régimen de Zona Fría no es un privilegio, sino una herramienta de justicia territorial y equidad tarifaria. Su eliminación afectaría directamente a familias trabajadoras, jubilados, sectores medios, hogares vulnerables, comercios, emprendedores del turismo, instituciones y comunidades locales”, indicó Llaryora.
Rechazamos la quita de subsidios al gas en #Córdoba.
Luego de la reunión intendentes y jefes comunales de 13 departamentos de la Unidad de Trabajo Provincia–Municipios y Comunas, advertimos que el proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a unos 688 mil hogares… pic.twitter.com/THsz220Ihu
Para finalizar, les solicitó tanto a los diputados como a los senadores nacionales que representan la provincia de Córdoba que “rechacen esta iniciativa y protejan a los vecinos” de todo el territorio provincial.
“Sostenemos nuestro compromiso con la defensa del federalismo, la equidad territorial y el acompañamiento a las familias cordobesas frente a medidas que impactan directamente en la economía de nuestra gente”, concluyó.
Como lo anunció el Gobernador Alfredo Cornejo durante su discurso de apertura de sesiones ordinarias, el Gobierno de Mendoza avanza en una etapa central para el futuro energético de la provincia con el próximo lanzamiento de la licitación del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles, ubicado sobre el río Atuel, en San Rafael. Como estaba estipulado, el proceso será impulsado a través de Hidroelectricidad Mendocina, empresa creada a partir de la manda legal otorgada por la Legislatura provincial a Energía Mendoza Sociedad Anónima (Emesa) para llevar adelante la nueva concesión del sistema.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, explicó que la empresa ya presentó la documentación necesaria para avanzar con el proceso administrativo y legal previo al llamado oficial.
“La empresa Hidroelectricidad Mendocina, creada en función de la manda legal que la Legislatura le otorgó a Emesa para licitar el complejo Los Nihuiles, ha hecho entrega de los pliegos técnicos y legales para poder avanzar en este proceso licitatorio. En los próximos días, luego de la intervención tanto de Asesoría como de Fiscalía de Estado, el Gobierno de la Provincia estará lanzando la licitación a partir de un decreto de apertura del proceso licitatorio”, sostuvo la ministra.
La nueva licitación se desarrollará luego del vencimiento de la concesión original, que fue prorrogada transitoriamente para garantizar una transición ordenada mientras se define el nuevo esquema operativo y de inversiones. El objetivo de la Provincia es avanzar hacia un proyecto “superador”, que no se limite únicamente a reparar infraestructura existente sino que incorpore tecnología actual, mejoras de eficiencia y posibilidades de expansión futura de generación.
Latorre señaló que la intención del Gobierno es impulsar una modernización integral del sistema hidroeléctrico, con una concesión de largo plazo que permita recuperar capacidad operativa, mejorar el rendimiento energético y aumentar las regalías provinciales.
Uno de los complejos más importantes de Argentina
El complejo Los Nihuiles posee una capacidad instalada cercana a 290 MW, equivalente aproximadamente al 0,7 % de la capacidad instalada total de Argentina. El sistema está integrado por tres represas, cuatro centrales hidroeléctricas y un dique compensador distribuidos a lo largo de cerca de 40 kilómetros del Cañón del Atuel, con un desnivel aproximado de 460 metros.
El aprovechamiento Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil, inaugurado en 1947, y la central hidroeléctrica “Ing. Juan Eugenio Maggi”, con una potencia de 75 MW.
El sistema Nihuil II incluye la presa Aisol, construida en 1969, y una central de 131,2 MW. Nihuil III está compuesto por la presa Tierras Blancas y una central de 52 MW. El complejo se completa con el embalse Valle Grande y la central Nihuil IV, de 30 MW, incorporada al sistema en 1997. Entre 1990 y 2017, el complejo registró una generación promedio anual de 838 GWh, con máximos históricos de 1.250 GWh.
El proceso licitatorio también contempla la fusión plena de Nihuil IV al esquema general del complejo para unificar la operación de todas las centrales bajo un mismo modelo de gestión.
Con esta nueva etapa, Mendoza busca consolidar un modelo energético más eficiente, moderno y sustentable, fortaleciendo la generación hidroeléctrica como uno de los pilares de la matriz energética provincial y garantizando mayor previsibilidad para futuras inversiones en infraestructura energética.
El NOA se abasteció históricamente de las cuencas del Noroeste y de Bolivia, ambas alternativas están en declino productivo.
Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.
Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.
La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.
El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.
En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.
Capacidad de transporte
Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.
El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).
Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.
En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay enBolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.
Las industrias del NOA afrontarán una suba histórica del precio del GNL por la guerra en Medio Oriente.
Precio del GNL
El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.
En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.
El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.
En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.
La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.
El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.
La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.
En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.
Apertura del mercado energético
Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.
En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.
Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.
La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.
La reglamentación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) por parte de Economía, Energía y Agricultura instala un esquema de coordinación que modifica la forma en que el Estado administra beneficios fiscales para proyectos productivos.
El régimen, previsto en la Ley 27.802 y operativo desde la resolución conjunta de las tres carteras, fija criterios comunes para amortización acelerada, devolución anticipada de IVA y validación técnica de inversiones en energía, agroindustria e infraestructura productiva.
El RIMI opera sobre un universo de empresas que no acceden al RIGI y que requieren instrumentos fiscales para ejecutar proyectos de escala media. La definición de mínimos de inversión por categoría MiPyME —USD 150.000 para micro, USD 600.000 para pequeñas, USD 3,5 millones para medianas tramo 1 y USD 9 millones para medianas tramo 2— delimita un segmento que concentra parte relevante del CAPEX energético y agroindustrial. La ventana de aplicación de dos años obliga a las áreas involucradas a establecer prioridades y secuencias de evaluación.
La participación de Energía incorpora al régimen proyectos vinculados a eficiencia, biogás, biomasa, electrificación productiva y renovables de escala media. Agricultura suma inversiones en riego, bombeo y procesos industriales asociados a cadenas regionales. Economía define los parámetros fiscales y los límites operativos del régimen, lo que centraliza la administración del gasto tributario en un contexto de demanda creciente por instrumentos de incentivo.
El Sistema de Gestión de Inversiones (SGI) concentra la carga documental, la validación técnica y la asignación de beneficios. La unificación de criterios entre las tres carteras busca evitar superposiciones con regímenes sectoriales y ordenar la interacción entre programas de promoción, incentivos fiscales y financiamiento para infraestructura productiva. La operatoria del SGI introduce un filtro administrativo que condiciona la velocidad de ejecución de proyectos y la capacidad de absorción del régimen.
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El RIMI se integra a una arquitectura de incentivos que incluye regímenes para energía, minería, agroindustria y economía del conocimiento. La coexistencia de instrumentos obliga a las empresas a coordinar beneficios y a las áreas del Estado a definir compatibilidades. La administración del cupo de devolución anticipada de IVA —limitado al 50% del cupo anual del régimen general— introduce un elemento de competencia entre proyectos y sectores.
La articulación entre Economía, Energía y Agricultura configura un esquema de gobernanza que incide en la orientación del gasto fiscal y en la capacidad de ejecución de inversiones medianas en sectores estratégicos. La demanda de capital para proyectos energéticos y agroindustriales, sumada a la ventana temporal acotada del régimen, tensiona la capacidad operativa del Estado y obliga a priorizar iniciativas con impacto directo en producción, eficiencia y logística.
El RIMI se convierte así en un instrumento que ordena la relación entre política fiscal y sectores productivos, en un contexto en el que la inversión mediana requiere previsibilidad operativa y acceso a mecanismos de amortización e IVA que mejoren el flujo de caja de los proyectos. La coordinación entre las tres carteras define el alcance real del régimen y su capacidad para canalizar capital hacia energía, agroindustria e infraestructura productiva.
La agenda de inversiones entre Argentina y la Unión Europea se apoya en la presencia de compañías que ya operan en sectores estratégicos y en el interés de nuevos actores por proyectos vinculados a energía, litio e infraestructura productiva.
La misión comercial prevista en París se inscribe en este esquema y busca ampliar el acceso a capital europeo para iniciativas de largo plazo.
En el sector energético, Francia mantiene actividad a través de TotalEnergies, con participación en proyectos de gas y petróleo no convencional en Vaca Muerta, y de Eramet, que desarrolla el proyecto de litio Centenario–Ratones en Salta. Alemania sostiene presencia mediante Siemens Energy, proveedor de equipamiento para generación y redes, y Wintershall Dea, con operaciones de gas en Neuquén y Tierra del Fuego. Países Bajos participa a través de Shell, con actividad en shale oil y downstream, mientras que España mantiene posiciones en distribución de gas mediante Naturgy y en infraestructura a través de Acciona.
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En minería y materiales críticos, empresas europeas vinculadas a la cadena de valor del litio observan oportunidades en el país. Entre ellas se destacan Umicore, dedicada a materiales para baterías; Stellantis y Volkswagen, que buscan asegurar abastecimiento para su producción global; y compañías industriales con interés en contratos de largo plazo para minerales estratégicos. La demanda europea por litio y metales asociados a la transición energética sostiene el interés por proyectos en el norte argentino.
En infraestructura productiva y logística, operadores como Jan De Nul y DEME participan en procesos vinculados a dragado y obras portuarias, mientras que grupos como Vinci, Hochtief y Arcadis analizan proyectos de transporte y servicios asociados. El financiamiento europeo para infraestructura energética y logística se canaliza a través de fondos corporativos y organismos especializados.
Las definiciones surgidas en Houston en el marco de la agenda 2026 de la industria hidrocarburífera confirmaron que el petróleo y el gas mantienen un rol central en la matriz energética global.
Los datos de la Agencia Internacional de la Energía, la OPEP y los principales organismos estadísticos muestran que la demanda de crudo se ubica en máximos históricos, con consumos superiores a los 103 millones de barriles diarios, mientras que el gas natural consolida su uso como insumo para generación eléctrica, industria y producción de fertilizantes. La expansión de centros de datos y aplicaciones de inteligencia artificial incrementa la demanda eléctrica y refuerza el uso de gas como respaldo de sistemas con alta penetración renovable.
En este contexto, la industria global reactivó la inversión en upstream, offshore y shale, con niveles de CAPEX que superan los USD 570.000 millones anuales. Las grandes compañías de servicios petroleros registran carteras de proyectos completas para 2026–2027, y los desarrollos de gas natural licuado avanzan en Estados Unidos, Qatar, Canadá y África con planes de expansión de oferta para la próxima década. La prioridad de las operadoras y de los países consumidores se concentra en la seguridad de suministro y en la diversificación de proveedores, más que en una reducción acelerada del uso de hidrocarburos.
Argentina ingresa en esta fase con un incremento comprobable de producción y exportaciones. La producción de petróleo supera los 800.000 barriles diarios en 2026, con un crecimiento sostenido desde 2023 impulsado por Vaca Muerta, mientras que las exportaciones se ubican en torno a los 300.000 barriles diarios. Los costos de desarrollo en la cuenca neuquina, con puntos de equilibrio en el rango de USD 35 a 45 por barril para el shale oil, posicionan al país en un segmento competitivo frente a otras cuencas no convencionales.
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La ampliación de la infraestructura de transporte permite transformar ese potencial en capacidad efectiva de oferta. La expansión de Oldelval, la entrada en operación del nuevo oleoducto de Vaca Muerta y el Gasoducto Perito Moreno incrementan la capacidad de evacuación de crudo y gas desde la cuenca neuquina hacia los puertos y los mercados regionales. Sobre esa base, se consolidan exportaciones de gas a Chile y Brasil mediante contratos firmes, en un contexto en el que ambos países demandan gas para respaldar sus sistemas eléctricos y sustituir combustibles más caros o más emisores.
El marco regulatorio vigente habilita exportaciones de petróleo con retenciones móviles y autorizaciones específicas para exportaciones de gas, priorizando el abastecimiento interno. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones ofrece un esquema de estabilidad tributaria, amortización acelerada y acceso a divisas para proyectos de gran escala, aplicable a desarrollos de infraestructura hidrocarburífera y logística asociada.
Este entorno normativo, combinado con la infraestructura en expansión y la competitividad de costos, configura un escenario en el que Argentina incrementa su relevancia como proveedor de petróleo y gas en un mercado global que continúa demandando volúmenes crecientes de hidrocarburos.
La licitación para adjudicar la concesión por peaje de la Vía Navegable Troncal (VNT) avanza con dos operadores internacionales en competencia: Jan De Nul, actual responsable del dragado bajo contratación estatal, y DEME, ambas de origen belga y con trayectoria global en obras fluviales, marítimas y portuarias.
La Agencia Nacional de Puertos y Navegación evaluó las propuestas técnicas y mantuvo a ambas empresas en carrera, a la espera de la apertura de las ofertas económicas.
El proceso abarca la modernización, operación y mantenimiento del sistema de señalización y las tareas de dragado en un tramo de 1.635 kilómetros, desde la confluencia del Paraná con el Paraguay hasta las aguas profundas del Río de la Plata exterior. El pliego proyecta ingresos anuales por peajes del orden de los USD 618 millones durante el período base de concesión de 25 años, en función del movimiento de buques y barcazas y del volumen de carga transportada.
La VNT constituye el principal corredor logístico del país y canaliza el 80% de las exportaciones argentinas, además de cargas provenientes de Brasil, Bolivia, Paraguay y Uruguay. Su funcionamiento es determinante para la logística energética: el ingreso de combustibles líquidos, el transporte fluvial de derivados y la operatoria de barcazas vinculadas a la cadena de abastecimiento dependen del calado y la señalización del sistema. La estabilidad del dragado es un factor crítico para asegurar el flujo de combustibles hacia refinerías y terminales del Litoral.
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El corredor también es relevante para la disponibilidad de divisas destinadas a infraestructura energética. La recaudación por exportaciones agroindustriales y energéticas que utilizan la VNT constituye una fuente central de ingresos externos para financiar obras de transporte, ampliaciones de redes y equipamiento estratégico. La continuidad operativa del sistema reduce riesgos logísticos y evita costos adicionales en la cadena de abastecimiento energético.
La competencia entre operadores con experiencia en dragado y obras portuarias incorpora capacidades técnicas relevantes para la modernización de infraestructura logística asociada al sector energético. La definición del concesionario determinará el esquema de mantenimiento del calado, la eficiencia del tránsito fluvial y la previsibilidad operativa para sectores que dependen de la vía navegable para abastecimiento y exportación.
El proyecto Hualilán, operado por Challenger Gold en Ullum, transita una etapa dual que combina producción inicial con procesamiento externo y el desarrollo de un proyecto de mayor escala respaldado por estudios técnicos.
La empresa mantiene un esquema de extracción con envío de mineral a la planta de Casposo bajo contrato de procesamiento, mientras avanza en la ingeniería y el financiamiento del proyecto denominado Máster Hualilán.
En su fase actual, Hualilán opera con permisos ambientales vigentes y aporta actividad económica a través de empleo directo e indirecto y contratación de proveedores locales. El mineral extraído se procesa en la planta de Austral Gold, lo que permite generar metal doré y regalías para la provincia mientras se completa la ingeniería del proyecto definitivo. La operación se encuentra en cumplimiento regulatorio y no registra conflictos ambientales activos.
El desarrollo de mayor escala se apoya en el Estudio de Prefactibilidad elaborado por Ausenco, que proyecta una vida útil cercana a 14 años y una producción total estimada de 1,84 millones de onzas equivalentes de oro.
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El diseño contempla una primera etapa de lixiviación en pilas y una segunda etapa con planta de flotación, lo que requiere inversiones significativas en infraestructura propia. La empresa evalúa adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para financiar la construcción de la planta y las instalaciones asociadas.
El proyecto Máster Hualilán prevé exportaciones acumuladas superiores a los USD 2.700 millones a lo largo de su vida útil, según parámetros del estudio técnico. La coexistencia de la operación inicial y el desarrollo del proyecto mayor configura un esquema transitorio que combina generación temprana de ingresos con planificación de largo plazo.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) presentó el informe Panorama 2025: Producción y comercio exterior de petróleo y gas natural en América Latina y el Caribe, destacando un fuerte dinamismo del sector hidrocarburífero regional, impulsado principalmente por el crecimiento de Guyana y el liderazgo sostenido de Brasil y México.
De acuerdo con el reporte, América Latina y el Caribe (ALC) aportó aproximadamente el 11 % del suministro mundial de petróleo y cerca del 6 % del gas natural durante 2025. La producción petrolera regional aumentó 20 % respecto al año anterior, y en cuanto al gas natural, el reporte sostiene que hubo un crecimiento interanual de 10 por ciento.
El informe señala que el 46 % de la producción regional de petróleo se destinó a exportaciones con destino a China, consolidándose como el principal destino de las ventas externas, concentrando el 31 % del comercio petrolero de ALC, seguida por Estados Unidos y la Unión Europea.
En materia de gas, OLACDE destaca que el 59 % de las importaciones regionales provienen de Estados Unidos, reflejando la integración energética de América del Norte, mientras que Trinidad y Tobago mantienen un rol estratégico como exportador de gas natural licuado en la región, actividad en la cual se proyecta también Argentina.
Asimismo, el análisis proyecta que, pese al avance acelerado de las energías renovables y la electrificación, el petróleo y el gas natural continuarán teniendo una participación relevante en la matriz energética regional durante las próximas décadas, con cuotas cercanas al 26 % cada uno en la matriz primaria de energía de América Latina y el Caribe.
Reporte completo en el siguiente link: https://www.olade.org/publicaciones/panorama-2025-produccion-y-comercio-exterior-de-petroleo-y-gas-natural-en-america-latina-y-el-caribe-alc/
Protestas en Bolivia contra los combustibles adulterados. Crédito: AP.
La crisis social que enfrenta el gobierno de Rodrigo Paz en Bolivia encuentra dos puntos de especial conflictividad en el mercado de combustibles: las protestas y bloqueos de los camioneros contra el desabastecimiento crónico de gasoil y un escándalo deimportación de naftas adulteradas que forzó al presidente boliviano a cambiar al ministro de Hidrocarburos y a las autoridades en la petrolera estatal YPFB.
El gobierno respondió con un resarcimiento económico para miles de conductores y transportistas que registraron daños en sus vehículos por los combustibles adulterados. En paralelo, cambiótoda la estructura estatal de fiscalización de combustibles. La medida más relevante llegó la semana pasada, con la publicación de un decreto presidencial que redefine los mecanismos de control y fiscalización para la importación, almacenamiento y comercialización de combustibles.
El caso de los combustibles adulterados constituye un duro golpe para el gobierno, en la medida que aún no logró normalizar el abastecimiento interno a pesar de haber descongelado los precios en las naftas y el gasoil.
A la tensión por los precios de los combustibles se suman reclamos de otra índole que derivaron también en protestas y bloqueos en La Paz y otros puntos del país, provocando en los últimos días un desabastecimiento general.
Como consecuencia de esa situación, el gobierno de Javier Milei dispuso el fin de semana pasado el envio de dos aviones Hércules con ayuda humanitaria a Bolivia. «Argentina acompaña al pueblo boliviano y respalda a las autoridades democráticamente electas”, escribió el presidente argentino.
Bolivia: importación de naftas y gasoil adulterados
Las denuncias sobre los combustibles adulterados estallaron en marzo pasado con las primeras protestas y bloqueos en reclamo de un resarcimiento económico por daños en los motores. El gobierno atribuyó la importación y comercialización a una red de sabotaje y robo de combustibles que opera en Chile y Bolivia y que involucra a ex funcionarios de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
El ministro de gobierno, Marco Oviedo, informó que ingresaron a Bolivia unos 150 millones de litros de combustible “adulterado con agua sucia y aceite usado” durante el período comprendido entre octubre de 2025 y marzo de este año. Los datos surgen de una investigación conjunta entre las policías y fiscalías de Bolivia y Chile. Según Oviedo, la investigación de esta red también abarca a la Argentina y Paraguay.
YPFB posee una terminal de importación de combustibles y petróleo crudo en Arica, en el norte de Chile. La instalación posee un oleoducto que conecta Arica con Santa Cruz en Bolivia, aunque una parte considerable de los hidrocarburos son transportados en camiones cisterna.
Muchas operaciones de importación a través de Arica en los últimos años se concretaron a través de Botrading S.A., una comercializadora constituida por YPFB en Paraguay y que ahora está en el centro de una investigación judicial contra el ex presidente de la petrolera estatal, Armin Dorgathen, porirregularidades en la importación de combustible. Dorgathen se encuentra prófugo en Brasil.
Para desactivar el conflicto, el gobierno dispuso un resarcimiento económico a través de YPFB. Un total de 19.537 vehículos accedieron al resarcimiento tras el análisis y la verificación de los daños reportados. A ese fin, la petrolera estatal desembolsó 52,9 millones de bolivianos entre el 25 de marzo y la primera quincena de mayo.
Denuncia penal y cambios en el área energética
El nuevo ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, junto al presidente Rodrigo Paz.
Con las pruebas recabadas, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías y la ANH presentaron una denuncia en la justicia boliviana que alcanza a 24 ex autoridades de cinco áreas estratégicas de la ANH y cuatro de YPFB y su subsidiaria YPFB Logística. La denuncia también alcanza al actual gerente de comercialización de la petrolera estatal.
Paz también decidió a fines de abril remover al ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli Monroy, y renovar la conducción en YPFB para darle un nuevo aire a la gestión energética. El primer mandatario agradeció al ministro por su “compromiso al inicio de la gestión” y por avanzar en la elaboración de cuatro proyectos de ley, incluida una nueva ley de Hidrocarburos.
Medinaceli Monroy tuvo un rol protagónico en el desarme de los subsidios a los combustibles, una de las medidas más sensibles tomadas por el gobierno de Paz. El precio de la nafta prácticamente se duplicó y mientras que el precio del gasoil casi se triplicó en diciembre, poniendo fin a un congelamiento de precios que llevaba más de dos décadas y que en los últimos años tuvo un costo fiscal de entre 1500 y 2000 millones de dólares por año.
Sin embargo, el aumento en los precios internacionales del crudo producto de la guerra en Medio Oriente complicó los planes para trasladar el costo de importación al surtidor y resolver el faltante de suministro, sobre todo de gasoil.
Qué establece el decreto supremo sobre combustibles
El decreto supremo 5619 firmado por el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energías, Marcelo Blanco, establece un nuevo Reglamento de Calidad de Carburantes que busca garantizar la comercialización de combustibles seguros y eficientes y modernizar la supervisión estatal en un contexto donde Bolivia depende fuertemente de la importación para garantizar su suministro interno.
La norma alcanza a naftas, diésel (gasoil), jet fuel y kerosene. Entre las principales novedades figuran la toma de muestras en distintos puntos de la cadena de comercialización, controles técnicos más rigurosos, la obligación de análisis de calidad en laboratorios propios o tercerizados, la implementación de sistemas de filtración en estaciones de servicio, la digitalización de procedimientos administrativos, y fiscalización y mayores sanciones económicas.
El reglamento también fija parámetros mínimos de calidad, como un octanaje de 85 para gasolina especial y 91 para gasolina súper. Además, exige determinadas características físicas del combustible para evitar adulteraciones o combustibles fuera de especificación.
El senador y presidente de la comisión de investigación de hidrocarburos en la Cámara Alta, Branko Marinkovic, atribuyó el origen del problema al Decreto Supremo 4718 de 2022, que redujo los parámetros de calidad permitidos para la importación de combustibles. “El gobierno del expresidente (Luis) Arce junto con el expresidente de Yacimientos deciden bajar los parámetros de calidad en el combustible que se importa en el país mediante decreto”, sentenció.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las instalaciones de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, donde avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local como al internacional.
Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.
La primera fase del proyecto, actualmente en ejecución, contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.
La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.
Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo para reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados.
La canasta de servicios públicos para un hogar promedio sin subsidios del AMBA subió en mayo un 50% a nivel interanual y alcanzó los $249.834. El dato se desprende del estudio elaborado por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA y el Conicet, donde detalló que el gas (+53%) fue el que impulsó la suba, seguido por energía eléctrica (37,8%), agua (5,9%) y transporte (3%).
Por su parte, el incremento con respecto al mes previo fue del 17,5%. Todos los ajustes fueron generalizados y se deben tanto a un mayor consumo estacional como a la actualización de tarifas. Además, en todos los casos, el incremento estuvo arriba del 2,6% de inflación en abril informada por el INDEC.
Según explica el informe de IIEP, las subas “responden a la combinación de incrementos tarifarios en todos los servicios y la mayor demanda energética estacional de cara al invierno. El componente más relevante es el gas, cuya factura casi se duplica respecto de abril por el efecto conjunto de la suba tarifaria y el salto en el consumo típico de esta época del año”.
A nivel interanual, el incremento más fuerte estuvo en la factura de transporte, con un incremento del 75%, por encima del IPC estimado. Por otra parte, el gasto en agua, energía eléctrica y gas natural presentó un alza de 21%, 43% y 37% respectivamente.
Canasta de servicios públicos: el detalle de las subas
Agua: confluyen tres factores: ajuste tarifario, un día más de consumo (mayo tiene 31 días) y el nuevo tope de incremento mensual del 3% vigente desde mayo (era 4% entre enero y abril). El gasto en el servicio aumentó 5,9% respecto de abril.
Gas: en mayo el cargo fijo sube 4% y el variable 3,3%. A esto se suma el efecto de la estacionalidad en el consumo, que se duplica entre abril y mayo al dejar atrás el periodo de menor demanda del año. La combinación de ambos factores arroja un aumento de la factura del 53,3.
Energía eléctrica: el mayor consumo de cara al invierno se combina con aumentos tarifarios del 4,1% en el cargo fijo y 8,7% en el variable para usuarios sin subsidio. El resultado es un incremento del gasto del 37,8% respecto de abril.
Colectivos: las líneas de la Ciudad aumentan 5,4% (IPC de marzo 3,4% más 2% por regla indexatoria). Las líneas interjurisdiccionales, que habían subido 7,7% en abril, se mantuvieron sin cambios. El gasto total en transporte sube 3% respecto del mes anterior.
Mendoza actualizó su Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) e incorporó herramientas de datos abiertos y tableros de consulta pública para fortalecer el acceso a la información climática y la toma de decisiones basadas en evidencia. La iniciativa se enmarca en el proceso de transición hacia una matriz energética con mayor participación de energías renovables y el desarrollo de sectores estratégicos vinculados a la transición energética, como la minería de minerales críticos, con una meta de largo plazo orientada a la carbononeutralidad (net zero).
Este trabajo permite conocer cómo evolucionaron las emisiones desde 2018 y proyectar escenarios futuros, acompañando el proceso de reducción progresiva.
El nuevo inventario no solo actualiza los datos, sino que mejora significativamente su calidad. Esto fue posible gracias al Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero, una herramienta impulsada por el Gobierno de Mendoza y presentada en enero, en la que 37 empresas —entre grandes industrias y pymes— aportaron información específica sobre sus emisiones, permitiendo construir un inventario basado en datos reales.
“Este inventario marca un paso muy importante porque no solo actualiza información, sino que mejora sustancialmente la calidad de los datos con los que trabajamos. Incorporar el aporte del sector productivo a través del registro provincial nos permite tener una mirada más precisa y construir políticas públicas de mitigación y adaptación mucho más efectivas, basadas en evidencia”, destacó Carla Ortega, coordinadora de Sostenibilidad del Ministerio de Energía y Ambiente.
A su vez, los resultados del inventario han sido trasladados a un sistema de visualización gráfica que permite explorar de manera sencilla y dinámica los principales datos.
Este desarrollo fue realizado por los equipos de la Coordinación de Sostenibilidad y de la Dirección de Planificación, dependiente de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, y se obtuvo como resultado un tablero de visualización de datos público que es parte de Mendoza Inteligencia Territorial, al que se puede acceder desde este enlace.
Matías Dalla Torre, director de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, señaló que “uno de los desafíos centrales fue transformar una gran cantidad de datos técnicos en herramientas accesibles. El desarrollo del dashboard permite que cualquier persona pueda explorar, entender y utilizar esta información, fortaleciendo la transparencia y el uso estratégico de los datos para la toma de decisiones”.
En paralelo, la Provincia incorporó un resumen ejecutivo del inventario, elaborado por la Coordinación de Sostenibilidad a partir del documento del Área de Sostenibilidad e Ingeniería de Residuos (CEIRS) de la Universidad Nacional de Cuyo, con el objetivo de facilitar la comprensión de los resultados y acercar la información a distintos públicos.
El inventario forma parte del Plan Provincial de Respuesta al Cambio Climático, que la Provincia está elaborando, y constituye un insumo clave para su desarrollo. Este plan se estructura en un diagnóstico de mitigación —basado en el presente inventario—, un diagnóstico de adaptación y un conjunto de medidas concretas que guían la política climática para los próximos años.
Datos abiertos
En línea con los principios de transparencia y acceso a la información, la Provincia de Mendoza impulsa una política de datos abiertos, poniendo a disposición de la ciudadanía la información climática generada.
Todos los datos del Inventario de Gases de Efecto Invernadero, sus visualizaciones, el dashboard interactivo y los materiales asociados pueden consultarse de manera pública en la página oficial de la Coordinación de Sostenibilidad: https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/1370-2/
Esta iniciativa busca no solo garantizar el acceso a la información, sino también promover la participación, el control ciudadano y la toma de decisiones basadas en evidencia, fortaleciendo así una gobernanza climática más abierta, colaborativa y efectiva.
Resultados del Inventario
El Inventario de Gases de Efecto Invernadero permite identificar y cuantificar las emisiones generadas en la provincia según tipo de gas, alcance y su distribución en distintos sectores y subsectores de Mendoza. En términos generales, y según los resultados que arrojó el estudio, las emisiones están compuestas principalmente por dióxido de carbono (CO₂) y metano (CH₄), que en conjunto representan la mayor proporción del total relevado.
A la vez, el análisis sectorial muestra la participación de diferentes actividades, entre ellas la energía, el transporte, los procesos industriales y el uso de productos, así como otras fuentes vinculadas a la agricultura, silvicultura y otros usos del suelo. Este enfoque permite comprender de manera integral cómo se distribuyen las emisiones y cuáles son las características propias de cada sector.
El inventario también incorpora información técnica provista por organizaciones a través del Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero (RPEGEI), lo que contribuye a mejorar la calidad, el nivel de detalle y la representatividad de los datos.
El Gobierno de Axel Kicillof criticó la intención del Gobierno nacional de avanzar sobre el fondo compensador destinado a cooperativas eléctricas y advirtió que iniciará acciones legales si la medida prospera. Además, cuestionó los cambios en la zona fría y reiteró que la Provincia es la que tiene la capacidad de definir las tarifas.
“Creo que no prosperará. Habla de la ignorancia del Gobierno. No es constitucional, no hay manera que lo hagan”, sostuvo el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, al ser consultado sobre el proyecto de ley que avanza en el Congreso y que busca cambios para el servicio de luz y gas en todo el país.
En conferencia de prensa en Gobernación, el funcionario explicó que el esquema actual del fondo compensador tarifario funciona desde 1996 y mediante aportes de grandes distribuidoras y cooperativas de mayor escala hacia unas cien cooperativas más pequeñas que reciben asistencia para sostener el servicio eléctrico en localidades del interior. Y que de otra manera, no podrían brindar el servicio en pequeñas localidades.
“Las 200 cooperativas llegan al 40% de la provincia. Por el Fondo reciben más que por las tarifas. Eso estaría prohibido por ley. Como también el cobro del alumbrado público, que está por ley desde 1989”, sintetizó, según replicó la agencia de noticias DIB.
“Si el pueblo al lado tiene que pagar cinco o seis veces más, lo tendrá que hacer, pero nosotros vamos a recurrir”, afirmó el Ghioni, quien acusó al Gobierno de Javier Milei de desconocer el funcionamiento del sistema eléctrico bonaerense. En ese marco, consideró que la medida responde a una lógica “ideológica” basada en que “cada uno haga lo que pueda y se salve”, sin contemplar las desigualdades entre distritos y prestadores del servicio.
Otro punto crítico del proyecto que, la semana pasada avanzó en Diputados tiene que ver con la deuda de las distribuidoras de energía con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Ghioni se mostró de acuerdo con la idea, pero marcó la importancia de “hacer las cuentas bien claras para definir activos y pasivos regulatorios”.
Sin embargo, marcó como sumamente grave el artículo que prohíbe expresamente incorporar conceptos ajenos al servicio en la factura final que pagan los usuarios, algo que la Justicia ya dejó sin efecto pese a las intenciones libertarias. Al respecto, el funcionario bonaerense explicó que “es inconstitucional y es un avasallamiento sobre la propia jurisdicción” porque las provincias son las que tienen la facultad de definir sus tarifas. “La autoridad ante las distribuidoras y cooperativas somos nosotros”, remarcó.
El Instituto Consenso Federal, organización sin fines de lucro dedicada al análisis de políticas y a la capacitación, puso en marcha una campaña para defender la vigencia de los descuentos en las tarifas de gas domiciliario por zona fría, cuya modificación se debatirá en la Cámara de Diputados el miércoles 20 de mayo.
El tratamiento legislativo del proyecto PE-003/26 se realizará en la Cámara de Diputados de la Nación, luego de que el oficialismo lograra obtener el dictamen de mayoría, lo que le permite llevar la iniciativa al recinto para su discusión final.
En los argumentos de la iniciativa, el Gobierno cuestionó el régimen votado en 2021 en la Ley N°27.637, por el cual ingresaron a los beneficios en subsidios provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja. El proyecto de ley enviado por el Gobierno busca limitar la ayuda del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas solo a las regiones históricamente incluidas, como la Patagonia, Malargüe en Mendoza y la Puna.
Según el Ejecutivo, la extensión territorial “desnaturalizó el carácter focalizado del sistema”, al incorporar zonas “sin condiciones climáticas equivalentes”, lo que derivó en “un incremento significativo del universo de beneficiarios, del costo fiscal del régimen y de la magnitud de los subsidios cruzados entre jurisdicciones”.
A su vez, el texto del proyecto establece que el subsidio por Zona Fría quedará reservado a los usuarios registrados en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943 de 2025.
Mediante infografías, el Instituto se sumó al debate sobre el financiamiento del Fondo Fiduciario que sostiene los subsidios, los niveles de consumo de gas en las zonas frías y la cobertura de los descuentos en la provincia de Buenos Aires.
Sobre el financiamiento del Fondo, la organización advierte que presentó superávit en 2021, 2022 y 2023, pero apenas asumió Javier Milei entró en déficit.
En cuanto a los niveles de consumo, se demuestra -con datos- que los descuentos no constituyen privilegio alguno, sino que significan un amortiguador frente a la necesidad de consumir casi el doble de gas en las zonas frías que en regiones de temperaturas más templadas.
Finalmente, se presentan indicadores que permiten identificar el carácter focalizado, no universal ni generalizado, del beneficio en la provincia de Buenos Aires. “Los descuentos por zona fría no son un privilegio. Se trata de una medida justa que ayuda a millones de familias a afrontar el mayor consumo que exige el clima frío (94% más que en zonas templadas). No es cierto que se asignen universalmente y sin criterio. En la provincia de Buenos Aires, los descuentos en la tarifa de Gas por Zona Fría llegan a sólo 1 de cada 5 hogares. Se trata de una política muy focalizada”, detallaron.
El Director del Instituto Consenso Federal, el ex diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez, es uno de los principales impulsores de los descuentos por zona fría y coautor de la Ley 27.637, que en junio de 2021 extendió los descuentos en el gas a la provincia de Buenos Aires y a otras regiones de la Argentina.
Un informe de la CEPA plantea que los proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones implican un costo fiscal anual superior a los USD 1.000 millones una vez en operación. El análisis identifica que más de la mitad de ese esfuerzo se concentra en Vaca Muerta, principalmente por la planta de GNL de Southern Energy y el oleoducto Vaca Muerta Sur.
Sin embargo, el informe cuantifica únicamente el costo fiscal directo y no incorpora el costo de oportunidad asociado a la ausencia del régimen.
La evaluación fiscal no considera que, sin estabilidad tributaria, la mayoría de las inversiones externas de gran escala no ingresan al país y las que ingresan lo hacen con menor velocidad, menor escala y mayor costo financiero. Los comités globales de inversión requieren previsibilidad a 20 o 30 años para aprobar proyectos superiores a los USD 5.000 millones.
Sin ese componente, Argentina queda fuera del rango competitivo frente a jurisdicciones con marcos estables y riesgo operativo acotado.
En este punto, la comparación relevante no es entre costo fiscal y recaudación potencial, sino entre costo fiscal y ausencia de inversión. La pregunta operativa es directa: ¿cuánto es el 50% de cero? Si la inversión no ocurre, la recaudación es nula. No hay Ganancias, no hay IVA, no hay derechos de exportación, no hay regalías y no se activa la cadena de proveedores locales.
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El informe tampoco incorpora el flujo futuro de divisas y recaudación que generan los proyectos una vez en operación. Infraestructura como un oleoducto o una planta de GNL habilita exportaciones durante dos o tres décadas, con impacto en ingresos fiscales, regalías provinciales y actividad económica asociada.
La cuestión central es cuánto va a recaudar el país por las exportaciones que estos proyectos permiten y cuál es el diferencial entre contar con esa infraestructura o no.
La lectura estratégica muestra que el RIGI no define la existencia de Vaca Muerta, pero sí su velocidad, su escala y su capacidad de atraer capital externo.
El costo fiscal inicial debe analizarse en relación con la recaudación futura habilitada por la inversión, un componente que no está incluido en el informe de CEPA y que resulta determinante para evaluar el impacto real del régimen.
Pan American Energy y Continental Resources formalizaron una asociación para desarrollar cuatro bloques de shale oil en la Cuenca Neuquina. El acuerdo establece la incorporación de Continental con una participación del 20% en activos no convencionales, luego de obtener las autorizaciones regulatorias de Neuquén y Río Negro. PAE mantiene la operación y la mayoría societaria en todas las áreas.
Los bloques involucrados son Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa en Neuquén, y Loma Guadalosa en Río Negro, esta última la primera concesión no convencional otorgada por la provincia.
Se trata de áreas ubicadas en el corredor central de Vaca Muerta, con pozos de referencia cercanos y acceso a infraestructura existente, lo que permite acelerar el desarrollo y reducir tiempos de puesta en producción.
Continental aporta experiencia en perforación y completación de alta eficiencia, con operaciones en Bakken, Anadarko, Powder River y Permian. Su modelo de trabajo se basa en campañas continuas, pad drilling y optimización de etapas de fractura para aumentar la productividad inicial y reducir costos por pozo.
La incorporación de estas prácticas en Vaca Muerta apunta a mejorar la performance operativa en los bloques seleccionados.
PAE sostiene una producción cercana a los 100.000 barriles equivalentes por día en Neuquén y opera siete áreas en la cuenca. La alianza le permite escalar inversiones, profundizar el desarrollo de ventanas de shale oil ya testeadas y avanzar en programas de perforación de mayor densidad.
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La combinación de logística instalada, financiamiento y tecnología acelera la transición de pilotos a fases de desarrollo masivo.
El desarrollo de estos bloques se integra con la infraestructura de evacuación existente. La producción se conecta al sistema Oldelval, que opera por encima de los 300.000 barriles diarios tras las ampliaciones de 2024–2025, y al esquema de transporte asociado a las terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada.
La disponibilidad de capacidad adicional permite que los incrementos de producción derivados del proyecto se orienten tanto al abastecimiento interno como al crecimiento del saldo exportable de crudo.
La asociación entre PAE y Continental se inscribe en un proceso de consolidación de Vaca Muerta como activo competitivo a escala global.
La presencia de un operador estadounidense con trayectoria en las principales cuencas de shale del mundo refuerza la previsibilidad del desarrollo y aporta escala técnica y financiera para sostener programas de inversión de largo plazo en la formación neuquina.
El último análisis de McKinsey & Company identifica que Vaca Muerta enfrenta una etapa en la que la expansión depende de la capacidad de integrar la cadena de valor a gran escala. El potencial de crecimiento no está condicionado por la geología sino por la coordinación de inversiones simultáneas en producción, transporte, procesamiento y exportación.
La consultora estima que, bajo condiciones de ejecución favorables, el aporte de la formación podría alcanzar hasta el 5% del PBI hacia 2030 y generar exportaciones anuales del orden de los USD 30.000 millones.
El informe señala que la demanda global de GNL continuará en expansión hasta mediados de siglo y proyecta una brecha de oferta de entre 135 y 220 millones de toneladas anuales hacia la década de 2030. La Argentina cuenta con reservas para cubrir parte de ese déficit, pero la ventana de oportunidad es limitada por la competencia de proyectos en Estados Unidos, Qatar y África.
Para capturar contratos de largo plazo, el país debe acelerar la construcción de infraestructura de licuefacción, tanto flotante como terrestre, con inversiones que podrían superar los USD 30.000 millones hacia finales de la década.
La capacidad actual de evacuación de gas y petróleo se acerca a su límite operativo. El desarrollo de nuevos gasoductos troncales hacia la costa atlántica y la consolidación del nodo de Punta Colorada son condiciones necesarias para sostener un flujo exportador creciente. En petróleo, la ampliación del sistema Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur forman parte del esquema que debe acompañar el incremento de producción.
En gas, la expansión del Gasoducto Néstor Kirchner y la construcción de infraestructura asociada son determinantes para abastecer plantas de tratamiento y futuros trenes de GNL.
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El análisis destaca que la industrialización del gas es un componente crítico. El volumen de líquidos asociados podría multiplicarse por 4,6 hacia 2030, lo que exige nuevas plantas de tratamiento y fraccionamiento para monetizar LGN y liberar gas seco para exportación.
Sin esta infraestructura, la composición del recurso en boca de pozo limita el potencial de GNL y reduce la competitividad del proyecto.
Para sostener el nivel de producción requerido, la cuenca debería duplicar su ritmo de perforación, pasando de 450 a más de 900 pozos por año. Este salto implica reorganizar la logística de superficie y reducir costos en transporte, insumos y servicios.
La transición del movimiento de larga distancia en camiones al transporte ferroviario aparece como un factor relevante para mejorar seguridad, confiabilidad y desempeño ambiental, además de reducir la presión sobre la infraestructura vial regional.
El informe también incorpora la dimensión social del desarrollo. La afluencia de trabajadores hacia la cuenca neuquina y zonas de influencia en Río Negro generará una demanda creciente de viviendas, servicios de salud y capacidad educativa.
La infraestructura social debe escalar en paralelo a la actividad industrial para evitar cuellos de botella que afecten la continuidad operativa.
McKinsey concluye que el potencial de Vaca Muerta depende de la capacidad de coordinar inversiones entre el sector público y privado bajo esquemas de gobernanza que alineen prioridades y reduzcan costos logísticos.
La ventana de oportunidad está condicionada por la velocidad de ejecución y por la competencia internacional en el mercado del GNL.
El incremento del 433% en la posición de Stanley Druckenmiller en YPF durante el primer trimestre de 2026 constituye una señal directa sobre la lectura que los fondos globales están haciendo del sector energético argentino. El documento 13F presentado ante la SEC confirma que Duquesne Family Office pasó de 606.990 a 3.235.962 acciones, ubicando a la petrolera como el cuarto activo más relevante de su portafolio.
La magnitud del movimiento —casi USD 150 millones— expresa una rotación sectorial explícita: salida de tecnología y consumo, entrada en energía y recursos naturales.
La decisión se alinea con tres elementos verificables. Primero, la consolidación operativa de Vaca Muerta, con mejoras sostenidas en productividad, reducción de costos y expansión de infraestructura.
Segundo, el plan de inversión de YPF, que proyecta USD 25.000 millones para acelerar la capacidad exportadora, incluyendo el proyecto LLL Oil bajo el RIGI, con 1.152 pozos y una producción máxima estable estimada en 240.000 barriles diarios.
Tercero, la normalización jurídica y financiera tras el fallo favorable en el juicio por la expropiación, que redujo el riesgo corporativo percibido.
El recorte del 94% en Mercado Libre y la simultánea incorporación de Vista Energy y del ETF ARGT confirman que la tesis no es táctica sino estructural: los flujos se orientan hacia activos con capacidad de generar divisas netas. La reacción del mercado fue inmediata.
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El ADR de YPF registró una suba intradía superior al 7%, alcanzando niveles que no se observaban desde hace más de una década.
La correlación entre el 13F y el movimiento del precio valida que los capitales institucionales están respondiendo a señales concretas.
El antecedente de 2024 —cuando el inversor declaró que su interés por Argentina surgió tras el discurso de Javier Milei en Davos— explica el origen de la tesis, pero el regreso de 2026 introduce un matiz: la selectividad. Ya no se trata de comprar los ADR más líquidos, sino de concentrar posiciones en el sector con mayor potencial exportador.
Para la cadena de valor energética, la lectura es directa: los fondos globales están reasignando capital hacia activos argentinos vinculados a la producción y monetización de hidrocarburos.
El movimiento de Druckenmiller no opera como gesto individual sino como referencia para otros administradores de capital. Su trayectoria y vínculos en la política económica estadounidense amplifican la señal.
En términos de mercado, el mensaje es claro: Argentina volvió a ingresar en el mapa de inversión del capital sofisticado, y el sector energético es el eje de esa reconfiguración.
El proyecto Filo Sur, operado por la canadiense Mogotes Metals, confirmó nueva mineralización en el distrito Vicuña, uno de los corredores cupríferos más relevantes de San Juan. El pozo perforado alcanzó 464 metros, con 194 metros efectivamente perforados y analizados.
Desde los 108 metros se identificó una zona continua de mineralización, con una intersección de 86 metros que registró leyes promedio de 0,7% de cobre, 0,55 g/t de oro, 2,7 g/t de plata y 169 ppm de molibdeno.
Los resultados presentan características geológicas consistentes con el sistema epitermal–pórfido observado en Filo del Sol, lo que refuerza la hipótesis de continuidad estructural dentro del distrito.
La compañía continúa perforando en las áreas Luz del Sol y Meseta, ambas dentro del mismo corredor metalogénico donde se ubican proyectos de escala como Filo del Sol, Josemaría, Los Helados y Lunahuasi.
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El avance de Filo Sur confirma que el distrito Vicuña mantiene potencial abierto en profundidad y lateralidad, consolidando a San Juan como la principal jurisdicción cuprífera del país.
La presencia de nuevas mineralizaciones en proyectos operados por compañías junior canadienses amplía la frontera de exploración y sostiene el flujo de inversiones en la etapa temprana del ciclo minero.
La lectura estratégica muestra que la continuidad geológica del distrito fortalece la cartera de cobre de la provincia y anticipa un escenario de mayor actividad exploratoria en los próximos años.
La confirmación de mineralización en Filo Sur se integra a una secuencia de hallazgos recientes en la zona, lo que incrementa la relevancia del corredor Vicuña dentro del mapa minero nacional.
La política tarifaria volvió al centro de la escena económica argentina, aunque esta vez con una particularidad: el debate ya no gira únicamente en torno al déficit fiscal ni al peso de los subsidios sobre las cuentas públicas, sino sobre la capacidad real de los hogares para absorber una nueva ola de aumentos en energía y transporte. El último Reporte de Tarifas y Subsidios del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) ofrece una radiografía clara de ese fenómeno: en mayo de 2026, una familia promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires necesitó $249.834 mensuales para cubrir electricidad, gas, agua y transporte. El monto representa una suba mensual del 17,5% y un incremento interanual del 50%.
Observatorio, la cifra no sólo refleja inflación. Expresa, sobre todo, un cambio profundo en la estructura de financiamiento de los servicios públicos. Desde diciembre de 2023 hasta hoy, la canasta de servicios aumentó 800%, mientras que el índice general de precios acumuló 231%. En otras palabras: las tarifas crecieron más de tres veces por encima de la inflación general.
El corazón del aumento de mayo estuvo en la energía. El gas natural registró un salto del 53,3% respecto de abril, impulsado por la combinación de incrementos tarifarios y el efecto estacional de la llegada del frío. El consumo típico prácticamente se duplicó entre abril y mayo, y la factura acompañó esa dinámica. La electricidad siguió el mismo sendero: el mayor uso residencial y las subas en cargos fijos y variables provocaron un incremento del 37,8%.
El fenómeno marca un cambio de época respecto de la lógica que predominó durante más de una década. Durante años, el sistema energético argentino se sostuvo sobre un esquema de subsidios masivos que desacopló parcialmente las tarifas locales de los costos reales de generación y abastecimiento. La consecuencia fue una reducción artificial del peso de los servicios públicos sobre el ingreso familiar, pero también un crecimiento sostenido del gasto estatal.
Hoy el escenario es inverso. El Estado busca reducir subsidios y trasladar gradualmente los costos al usuario final. Sin embargo, el proceso no es lineal. El informe del IIEP muestra que los subsidios económicos no desaparecieron: mutaron. Los hogares del AMBA todavía pagan, en promedio, apenas el 58% del costo real de los servicios públicos. El 41% restante continúa siendo cubierto por el Estado.
La diferencia respecto de años anteriores radica en la focalización. El antiguo sistema de segmentación fue reemplazado por el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que concentra las bonificaciones sobre determinados consumos y niveles de ingresos. Aun así, el informe destaca que en mayo se aplicaron bonificaciones adicionales: 25% extra sobre el precio mayorista del gas y 10% adicional sobre la energía eléctrica. La asistencia continúa, aunque bajo criterios más restrictivos y con menor cobertura universal.
El problema es que, aun con subsidios parciales, el peso de las tarifas sobre los ingresos volvió a crecer. La canasta de servicios públicos ya equivale al 14,1% del salario promedio registrado. Hace apenas un año representaba 11,6%. La tendencia es todavía más significativa si se observa que el salario promedio permite comprar hoy 7,5 canastas de servicios, frente a las 8,6 que podía cubrir en mayo de 2025.
El deterioro relativo del ingreso disponible no proviene únicamente de la energía. El transporte se consolidó como el principal componente del gasto en servicios públicos: explica el 48% de toda la canasta. El boleto mínimo de colectivo en el AMBA continúa muy por debajo del costo técnico real, pero la brecha comenzó a reducirse de manera acelerada.
Según el IIEP, el costo real del sistema de transporte automotor ya asciende a $1.960 por pasajero transportado, mientras que el boleto mínimo en CABA ronda los $754. Esa diferencia sigue siendo financiada mediante subsidios, aunque cada vez menos. De hecho, el informe proyecta nuevas subas para los próximos meses y advierte que los aumentos más fuertes recaerán sobre los trayectos largos y las secciones tarifarias más altas.
La tensión fiscal explica gran parte de esta dinámica. Los subsidios económicos acumulados a mayo alcanzaron $2,7 billones nominales. En términos reales, el gasto total en subsidios creció 14% interanual. Pero detrás de ese número general aparecen comportamientos muy distintos.
Energía absorbió el 76% de las transferencias y registró un incremento real del 50%. Transporte, en cambio, mostró una caída real del 34%. La razón es clara: el Gobierno decidió priorizar la cobertura del sistema energético ante la presión de los costos internacionales del gas y la electricidad, mientras profundiza el ajuste sobre el transporte urbano.
El informe señala además que las transferencias a CAMMESA crecieron 80% nominal y 38% real, reflejando el mayor costo de generación eléctrica. ENARSA, por su parte, registró una expansión aún más abrupta, con un aumento real superior al 200%, asociado a las importaciones energéticas y la preparación del sistema para el invierno.
Paradójicamente, aunque los subsidios energéticos crecieron este año, el nivel agregado continúa muy por debajo del pico alcanzado durante la crisis energética de 2022. El IIEP calcula que los subsidios acumulados de los últimos doce meses son 60% menores a los observados en diciembre de 2023 y 74% inferiores al máximo registrado en junio de 2022.
Es decir: el Estado sigue subsidiando, pero subsidia menos que antes y de otra manera.
La consecuencia política de ese cambio aparece en la vida cotidiana. La factura energética dejó de ser un gasto marginal para convertirse nuevamente en una variable sensible del presupuesto familiar. El invierno, históricamente subsidiado en Argentina mediante tarifas artificialmente bajas, vuelve a mostrar el verdadero costo de la energía.
A esa presión se suma otro elemento: la creciente desigualdad territorial de las tarifas. El informe revela diferencias de hasta 122 puntos porcentuales entre provincias en materia de electricidad. En gas natural, la dispersión también es significativa debido a diferencias climáticas, regulatorias y logísticas.
En el fondo, la discusión sobre tarifas sintetiza la principal contradicción de la economía argentina contemporánea: cómo ordenar las cuentas públicas sin producir un deterioro social difícil de absorber. El ajuste de subsidios permitió reducir parte del gasto estatal y sostener el equilibrio fiscal, pero trasladó una presión creciente sobre salarios que todavía corren detrás de los precios.
El resultado es un nuevo equilibrio inestable: subsidios más bajos, tarifas más altas y hogares cada vez más expuestos a los costos reales de la energía. El invierno recién empieza.
Gabriel Rodriguez Garrido, director ejecutivo del IPA.
El próximo martes 9 de junio, bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Enmarcada además en el 50° aniversario del IPA®, esta edición pondrá el foco en uno de los grandes desafíos del país: cómo convertir la disponibilidad de recursos energéticos en inversión, industrialización y crecimiento sostenido para la cadena petroquímica argentina.
Consolidada como uno de los principales espacios de encuentro del sector, la Jornada convocará a referentes de empresas líderes, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y autoridades nacionales para debatir sobre competitividad, innovación, disponibilidad de materias primas, infraestructura y condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones industriales.
La jornada
La Jornada del IPA® tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidenta de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien señaló que “tenemos una oportunidad única de convertir nuestros recursos energéticos en desarrollo industrial y generación de valor en Argentina. El desafío es ir más allá de la exportación de commodities y construir, con competitividad, inversión y articulación público-privada, un camino sostenido de crecimiento y empleo”.
Entre los principales paneles y espacios de análisis de esta edición, se destacan:
• “Escenario global 2026: energía, mercados y petroquímica”, con la participación de Pablo Giorgi, de OPIS, una empresa de Dow Jones; quien analizará el contexto internacional, el impacto geopolítico y las oportunidades que se abren para la Argentina en el nuevo escenario energético global.
• “Gas y materias primas: ¿tenemos base competitiva para expandir la petroquímica argentina?”, donde Pablo Popik (Compañía MEGA S.A.) y Juan de Urraza (Transportadora de Gas del Sur -TGS-) debatirán sobre disponibilidad de gas, infraestructura, integración energética y condiciones necesarias para impulsar nuevos desarrollos industriales.
• “Transformación industrial: IA, eficiencia y rentabilidad”, un espacio orientado a presentar casos concretos vinculados a inteligencia artificial, digitalización y mejora de procesos aplicados a la operación industrial.
• “¿Qué necesita la petroquímica para invertir en Argentina hoy?”, conversatorio con el Ing. Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, el cual llevará adelante la presidente de la Jornada Dolores Brizuela (Dow), y estará enfocado en el escenario de inversiones y desarrollo industrial.
Presidente de la Jornada 2026 del IPA® la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow
• “Innovación y articulación tecnológica”, panel dedicado a la interacción entre industria, ciencia y tecnología, con representantes de la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología y del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas), cuya moderación estará a cargo de Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®).
• El tradicional “Panel de CEOs: Decisiones de inversión en Argentina”, que reunirá a Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Marcos Sabelli (Profertil S.A.), Dolores Brizuela (Dow), Micael Sielecki (Petroquímica Cuyo) y Guillermo Petracci (Unipar), con moderación de Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), para debatir sobre competitividad, crecimiento e inversiones para el desarrollo petroquímico argentino.
“El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento para el país”, destacó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido del IPA®.
Agenda
La agenda de la edición 2026 de la Jornada reflejará además temas estratégicos como el agregado de valor local, la eficiencia operativa, la integración de cadenas productivas, la innovación tecnológica y la formación de talento profesional para acompañar la evolución de la industria.
El IPA® invita a empresas, instituciones, universidades, profesionales y actores vinculados al sector energético e industrial a participar de este espacio de intercambio, reflexión y construcción de una agenda común para el desarrollo petroquímico argentino. Para más información e inscripciones acceder al siguiente linko consultas al email ipainfo@ipa.org.ar
El próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva
Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, reunirá a referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.
El Congreso apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad. Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.
Actividad industrial
“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva, un espacio integrado por especialistas en desarrollo productivo, con experiencia en gestión pública, sector privado y análisis económico.
Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC; Matías Kulfas, ex Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4, empresa de bioetanol de Río Cuarto; Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR; Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.
“Este encuentro está pensado como una invitación abierta a participar de una conversación prioritaria. Convocamos a empresarios, trabajadores, funcionarios, investigadores, estudiantes, periodistas y referentes sociales que entienden que discutir desarrollo productivo es debatir las bases materiales del crecimiento, la inclusión y la integración territorial del país”, aporta Martín Alfie, otro de los fundadores de Misión Productiva, una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.
Congreso sobre desarrollo productivo
El Congreso se propone como espacio de encuentro sobre la base de tres pilares fundamentales del desarrollo productivo nacional: una mirada estratégica, que aporte una perspectiva de largo plazo sobre el desarrollo productivo argentino con foco en competitividad e inversión; la articulación de actores, que favorezca el diálogo entre el sector público, privado, sindical y académico para construir consensos; y una agenda pública, que contribuya a la elaboración de propuestas concretas con proyección en la agenda política y económica.
Para consultar la agenda y obtener más información sobre el Congreso, ingresar aquí.
Autoridades nacionales, y provinciales de Santa Cruz, recorrieron las obras de construcción de las hidroeléctricas Cóndor Cliff y La Barrancosa (ex Presidente Néstor Kirchner y Gobernador Jorge Cepernic) en medio de la reorganización administrativa del proyecto y la expectativa por la recuperación del empleo en esa provincia.
Las obras, que cuentan con financiamiento de China desde el momento de su licitación, estuvieron paralizadas desde el 2024, pocos meses después del cambio de gobierno nacional. Tras arduas negociaciones con el consorcio adjudicatario (Gezhouba Group, Eling, Hidrocuyo) en marzo se firmó la Adenda 12 entre las partes, y se encaró la reactivación.
Las obras de las represas sobre el río Santa Cruz volvieron a ocupar un lugar central en la agenda energética nacional, señaló el gobierno provincial. Durante el domingo y lunes (17 y 18 de mayo), los funcionarios realizaron una recorrida técnica por el complejo hidroeléctrico, en el marco del proceso de reactivación de los trabajos y de la nueva estructura administrativa del proyecto.
La visita incluyó inspecciones en distintos sectores de obra, recorridos por los campamentos y reuniones técnicas vinculadas al avance del emprendimiento, considerado estratégico tanto para el sistema energético argentino como para el desarrollo económico de la provincia.
La suma de ambas hidroeléctricas implicará un aporte de 1.310 MW de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional. Tienen diferente grado de avance: 40 % en el caso de La Barrancosa y 20 % en Condor Cliff, aproximadamente.
La firma de la Adenda 12 destrabó un desembolso estimado en 150 millones de dólares aportados por los bancos chinos, proyectando la reincorporación paulatina de más de 1.500 trabajadores locales, post invierno.
La recorrida se desarrolló en un contexto de modificaciones institucionales impulsadas por el Gobierno Nacional. Según la nueva normativa, las represas dejarán de depender de ENARSA y pasarán a estar bajo la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía de la Nación, que asumirá el rol de comitente de la obra.
Por parte del Gobierno provincial participaron el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Estado de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.
La comitiva nacional estuvo encabezada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; representantes de ENARSA y de la Universidad Nacional de La Plata.
Jaime Álvarez destacó el impacto laboral y energético del proyecto
Durante la recorrida, el ministro Álvarez remarcó la importancia de sostener proyectos estratégicos para Santa Cruz y enfatizó la necesidad de garantizar la contratación de trabajadores santacruceños mediante la aplicación de la Ley 90/10.
“El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, sostuvo el funcionario al referirse a la recuperación de puestos laborales vinculados a la obra.
Álvarez también señaló que la continuidad de las represas es posible gracias al acuerdo de financiamiento entre el Estado Nacional y la República Popular China, y valoró las gestiones para superar el conflicto económico entre ENARSA y la UTE responsable del proyecto.
Desde el Gobierno de Santa Cruz subrayaron que la continuidad de Cóndor Cliff y La Barrancosa representa una obra estratégica por su aporte futuro a la matriz energética nacional y por el impacto económico que tendrá en la provincia.
El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al paquete de medidas en materia energética que el Gobierno nacional envió al Congreso, que incluye la eliminación del régimen de zona fría para un gran número de habitantes del territorio bonaerense usuarios de gas.
En conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Esta es una ley que busca, una vez más, pegarle fuerte no al Gobierno provincial sino a todos los bonaerenses, porque casi el 40 % de los beneficiarios actuales de este régimen son de nuestra provincia”.
Ghioni explicó que “La modificación que proponen implica menos usuarios y también menos subsidios, porque con esta modificación cambia un criterio básico: antes se subsidiaba el 50 % de la factura total, y ahora sólo se subsidiaría el 50 % de una parte que corresponde únicamente al precio del gas. Esto implica que quedarán excluidos de ese subsidio componentes como transporte, distribución e impuestos”.
Teófilo Lacroze asumió la conducción de Meitner Energy.
Un alto ejecutivo de extensa trayectoria en Shell en América latina, asumió la conducción de las operaciones en el país de Meitner Energy, la compañía que esta desarrollando el reactor nuclear ACR-300 y que tiene entre sus accionistas minoritarios a INVAP. Se trata de Teófilo Lacroze, ex presidente de Shell y Raízen en la Argentina, que entró en funciones el cargo en abril, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.
En lo formal, Lacroze asumió como CEO de Meitner Enegy, empresa constituida en EE.UU. entre Black River Technology (filial de INVAP en EE.UU.) y Ansari Group, que está diseñando la ingeniería de un reactor modular pequeño (SMR) de 300 MW de potencia eléctrica. Meitner es, a su vez, propietaria de la patente del reactor.
La filial de Meitner en la Argentina lleva cerca de dos años trabajando el desarrollo del proyecto, que se encuentra en una etapa de validación de la viabilidad conceptual del diseño, con algo más de 120 profesionales contratados.
La intención es construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. Precisamente, el flamante CEO de la empresa visitó a mediados de abril el complejo nuclear de Atucha, en donde exploran la oportunidad de construcción.
Lacroze liderará el diseño del proyecto ACR-300
Teófilo Lacroze viene de concluir una carrera de casi 30 años en Shell. Fue presidente de Shell Argentina y Vicepresidente de M&A Upstream de la empresa entre 2015 y 2018. Luego asumió como presidente y CEO de Raízen Argentina. En los últimos años se desempeñó como titular del área de Downstream & Mobility para Brasil, Argentina y Paraguay en Raízen, cargo que dejó en junio de 2025.
Egresado de la Universidad de San Andrés y con un MBA en la Universidad de Cambridge, Lacroze ingresó a Shell Argentina en 1996. Estuvo desde el inicio de la conformación de Raízen, un joint venture entre el grupo brasileño Cosán y Shell creada en 2011. Lacroze trabajó once años en Brasil antes de regresar a la Argentina para asumir la presidencia de Shell.
Como publicó EconoJournal, Raízen está en el proceso final de la venta de los activos que tiene en la Argentina a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano. Entre esos activos destacan la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell.
Guyana ya produce unos 900 mil barriles diarios de petróleo.
El PBI per cápita de Guyana en 2015 era de US$5640, similar al de otros países de ingresos medio-bajos como Ecuador y Paraguay, según cifras del Banco Mundial. En 2024, en cambio, ese indicador supera los US$33.000, apenas por debajo de Italia o Corea del Sur. Ese salto brutal en los ingresos de esta pequeña nación de América del Sur se explica por el descubrimiento de petróleo offshore que anunció ExxonMobil en mayo de 2015. La petrolera estadounidense logró reposicionarse de la mano de ese crudo, pero Guyana no pudo capitalizar sus recursos de la misma manera.
Cuando ExxonMobil extrae petróleo offshore, toda esa producción suma al PBI de Guyana, pero buena parte de las ganancias luego son giradas al exterior y el Estado captura solo una porción muy pequeña de la renta.
Fuente: Banco Mundial.
El descubrimiento de ExxonMobil
Guyana es un pequeño país costero con unos 800.000 habitantes que durante mucho tiempo figuró entre las naciones más pobres del continente americano. Su nombre significa «tierra de muchas aguas» en la lengua de los Warrau, una tribu indígena de la región. Durante siglos, estuvo bajo el control de diversas potencias europeas que explotaron continuamente su riqueza natural, apropiándose de sus recursos. Por allí pasaron españoles, holandeses, franceses y británicos.
Aproximadamente el 85% de la superficie total del país está cubierta por bosques tropicales primarios, con una de las tasas de deforestación más bajas del mundo. Hasta 2015, sus principales exportaciones eran oro, bauxita, azúcar, arroz, madera y productos del mar, pero el petróleo lo cambió todo.
ExxonMobil inició en 2008 su campaña de exploración de petróleo y gas en aguas guyanesas. El 1 de mayo de 2015 la compañía anunció junto con sus socios Hess Corporation y la china CNOOC un descubrimiento significativo de petróleo en el bloque Stabroek, puntualmente en el pozo Liza-1, a 190 kilómetros de la costa. Luego se realizaron más de 30 hallazgos adicionales y se estima que hay unos 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable.
ExxonMobil realizó la primera extracción de crudo el 20 de diciembre de 2019 desde su buque Liza Destiny y desde entonces la producción no ha parado de crecer. Se estima que actualmente el consorcio extrae unos 900 mil barriles diarios de los yacimientos offshore Liza Phase 1, Liza Phase 2, Payara y Yellowtail. A su vez, se espera que los Uaru, Whiptail, Hammerhead y Longtail entren en producción de manera escalonada entre fines de este año y 2030, lo que elevaría la producción total a 1,7 millones de barriles diarios para ese último año.
Buque Liza Destiny.
La economía de Guyana se disparó de la mano del petróleo. Según el World Economic Outlook del Fondo Monetario Internacional, en 2020 creció un 43,5%, en 2021 un 20,1% y en 2022 alcanzó el record con un 63,3%. Luego se fue estabilizando en valores menores, pero siempre de dos dígitos. En 2025 trepó un 19,3% combinando 6 años consecutivos de expansión y para 2026 el organismo multilateral proyecta un 16,2%, el mayor crecimiento de todo el continente. Pese a ello, Guyana captura solo una pequeña porción de los beneficios petroleros debido a un polémico acuerdo de reparto de ingresos firmado con ExxonMobil en 2016.
Fuente: World Economic Outlook del FMI, abril de 2026.
Acuerdo polémico para el desarrollo petrolero
Los términos de producción de petróleo y participación en las ganancias se establecieron en un Acuerdo Petrolero firmado en 2016 por el gobierno de Guyana con el consorcio integrado por ExxonMobil, Hess Corporation –desde 2025 controlada por Chevron– y la china CNOOC. ExxonMobil controla el 45% de la sociedad y es el operador, Hess tiene un 30% y CNOOC el 25% restante.
El acuerdo establece que antes de repartir ganancias, Guyana recibe una regalía del 2% sobre la producción bruta de petróleo, una cifra muy baja comparada con los estándares internacionales. Por ejemplo, Brasil cobra en sus áreas offshore entre 5% y 15%, según el contrato de campo, mientras que en los países africanos suele oscilar entre 5% y 20%
Después de pagar regalías, el contrato permite que el consorcio se quede con hasta el 75% de la producción restante para recuperar costos de exploración, operación, infraestructura, perforación, etc. (cost oil). Por último, el contrato establece que el llamado “petróleo de beneficio” —es decir, el volumen restante una vez extraído y vendido el crudo y descontados los costos operativos y de inversión— se reparte en partes iguales entre Guyana y el consorcio petrolero.
Otro punto polémico es que las petroleras quedaron exentas del pago de cualquier obligación tributaria durante la vigencia del tratado que se extiende por 20 años de producción, con la opción de renovación por 10 años más. Además, el acuerdo incluye cláusulas de libre convertibilidad y libre transferencia de divisas.
El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) calificó en mayo de 2022 al acuerdo como “one-sided” –por el marcado desequilibrio a favor de una de las partes– y señaló que las petroleras recibían cerca del 85,5% de los ingresos del proyecto frente a apenas 14,5% para Guyana en los primeros años.
Incluso el FMI había advertido en un informe de 2017, citado por la agencia Bloomberg, que los términos del contrato eran “relativamente favorables para los inversionistas según los estándares internacionales”.
El presidente de Guyana, Irfaan Ali, también reconoció ante Financial Times en junio de 2024 que el acuerdo favorece a Exxon, pero no ha buscado una renegociación. «El tamaño de Exxon, en términos de la economía, demuestra que simplemente no se podía modificar el contrato. Tendría implicaciones legales y paralizaría a todo el sector«, aseguró.
Si bien el acuerdo firmado por Guyana se trató de un contrato petrolero específico negociado bilateralmente con un consorcio liderado por Exxon para un yacimiento offshore concreto, la comparación con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por Javier Milei es inevitable porque ambos esquemas comparten una lógica similar: ofrecer condiciones excepcionales de estabilidad, beneficios fiscales y facilidades cambiarias para atraer inversiones de gran escala en sectores extractivos.
El Fondo Soberano Petrolero
Pese a lo poco que le queda de la producción petrolera, la cifra igual es significativa para una economía pequeña como la de Guyana. Por ese motivo, en 2019 se creó un Fondo Soberano Petrolero (Natural Resource Fund) que tiene como función gestionar las regalías y el porcentaje de las ganancias que le corresponden al Estado.
El NRF buscó tres objetivos: estabilizar la economía frente a la volatilidad petrolera; ahorrar parte de la renta para futuras generaciones y evitar que todo el dinero entre de golpe a la economía y produzca desequilibrios (“mal holandés”).
El fondo está inspirado en modelos como el Government Pension Fund de Noruega, aunque a una escala y con una institucionalidad muy distintas.
Los recursos del fondo se depositan principalmente en cuentas del exterior administradas por el Bank of Guyana. El dinero luego puede transferirse gradualmente al gobierno según reglas establecidas por ley.
El gobierno de Irfaan Ali eliminó en 2021 varios mecanismos de supervisión y control creados por la norma original. De hecho, existía un comité independiente de supervisión con representantes de sociedad civil, sindicatos, sector privado, organizaciones religiosas y expertos con perfil técnico que debían monitorear retiros de fondos y cumplimiento de reglas, pero la reforma de 2021 lo suprimió, dándole muchísimo peso al ministro de Finanzas en autorización de retiros, administración, reportes y supervisión operativa. La oposición denunció entonces que eso convertía el NRF en una “cuenta controlada por el gobierno” más que en un fondo soberano independiente.
La red local de proveedores
El desarrollo petrolero se produjo tan rápido y a una escala tan grande que el país no tenía, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, una red de proveedores en condiciones de dar respuesta a las necesidades de la industria. El gobierno de Guyana comenzó entonces a diseñar un régimen para el desarrollo local asociado a la explotación hidrocarburífera.
En febrero de 2021, las autoridades elaboraron una política de contenido local y ese mismo año el Parlamento aprobó la Ley Nº 18 de Contenido Local para implementar esa política. La norma estableció un mecanismo para priorizar a los ciudadanos y empresas guyanesas en la adquisición de bienes y servicios para el fortalecimiento de la cadena de valor del sector petrolero. Se exigió a todos los actores extranjeros, incluidos subcontratistas, licenciatarios y contratistas, que implementen medidas de contenido local como parte integral de sus operaciones.
Exxon informó en septiembre del año pasado a través de un comunicado que 6200 guyaneses trabajaban para la compañía y sus contratistas, lo que representa el 70% de su fuerza laboral. Sin embargo, diversos analistas afirman que los contratos más sofisticados siguen en manos extranjeras, muchos proveedores locales actúan solo como intermediarios, y el país todavía depende enormemente de insumos y servicios importados.
El enigma de la pobreza
Diversos informes periodísticos y académicos han destacado en los últimos años el acelerado crecimiento económico del país, puntualmente de Georgetown. La mayor actividad se observa en la construcción de edificios, rutas, viviendas y hoteles, mejora de los servicios portuarios, financieros y de las redes de telecomunicaciones.
La petrolera Exxon se ha convertido además en un actor cada vez más importante. Patrocina al equipo de críquet Guyana Amazon Warriors, ha donado dinero para programas universitarios, ambientales y comunitarios a través de ExxonMobil Foundation y se ha transformado en una figura omnipresente en el país a través de diversas campañas publicitarias que destacan el impulso que le ha dado la producción petrolera a la economía. Incluso en enero de 2020 se inauguró una exposición sobre petróleo en el Museo Nacional de Guyana que incluye una muestra del primer petróleo que ExxonMobil extrajo de las profundidades el 20 de diciembre de 2019.
Rod Henson, el principal ejecutivo de ExxonMobil en Guyana durante la etapa inicial del desarrollo petrolero offshore, posa con la remera del equipo de críquet Guyana Amazon Warriors.
Pese a ello, asociaciones de la sociedad civil, sindicatos y políticos opositores advierten que la riqueza generada por la bonanza petrolera de Exxon no beneficia a la población en general y permanece concentrada en pocas manos.
Un dato llamativo es que no hay cifras actualizadas de pobreza. Los últimos datos son de 2019, justo el año donde comenzó la explotación petrolera, y muestran una tasa del 48,3% con la que sigue trabajando el Banco Mundial. “No se dispone de datos recientes sobre la reducción de la pobreza”, puede leerse en la web del organismo multilateral respecto de Guyana.
El ministro de Cohesión Social, George Norton; el gerente nacional de ExxonMobil, Rod Henson, y el Director del Departamento de Energía, Mark Bynoe, en el lanzamiento de la exposición de petróleo en el Museo Nacional de Guyana en enero de 2020.
El gobierno guyanés afirma que esa cifra de pobreza no refleja la situación actual, pero tampoco se ha preocupado por actualizarla. Desde la oposición sostienen que no hay interés en hacerlo porque los nuevos datos podrían mostrar que sigue siendo alta pese al boom petrolero. El oficialismo responde simplemente que la estadística no se actualizó porque requiere encuestas de hogares muy complejas y costosas.
De lo que no hay dudas es del impacto positivo que provocó en ExxonMobil el descubrimiento de petróleo en las costas de Guyana. Si bien la compañía no reporta Guyana como una unidad financiera separada dentro de sus balances globales, Reuters informó en junio del año pasado que ExxonMobil registró ganancias ajustadas totales de US$33.460 millones en 2024, de los cuales US$4.700 millones provinieron de Guyana, una cifra sorprendente si se toma en cuenta que recién en 2019 comenzó a producir crudo en ese pequeño país.
La empresa petrolera Tango, con sede en Cipolletti y la única con todas sus operaciones en Río Negro, anunció el inicio de un ambicioso proyecto en la formación Vaca Muerta dentro de la provincia.
Su presidente, el ingeniero Pablo Iuliano, con experiencia en desarrollos no convencionales como Loma Campana y Tecpetrol, explicó que la compañía comenzará perforaciones en tres áreas estratégicas: Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada. El plan piloto contempla la perforación de cuatro pozos, con una inversión inicial de 66 millones de dólares otorgada por la provincia mediante el Decreto 509/26.
En detalle, en Charco del Palenque se realizarán dos pozos horizontales de aproximadamente 2.800 metros. En las otras dos áreas, se prevé primero la perforación de pozos verticales para obtener información geológica, que luego serán horizontalizados para probar la producción de shale oil.
Aunque el inicio oficial de las perforaciones está pautado para 2027, Tango trabaja para adelantarlo a mediados de 2026, comenzando por Charco del Palenque. Actualmente, la empresa cuenta con cerca de 400 empleados, de los cuales 250 se desempeñan en el área petrolera próxima a Catriel.
Sobre el potencial regional, Iuliano destacó: “Conocemos muy bien la geología del lugar, el subsuelo de la zona”, y recordó que Entre Lomas posee alrededor de mil pozos que han atravesado Vaca Muerta para explotar objetivos convencionales más profundos.
Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y en caso de que los resultados sean positivos, Tango estima que podría desarrollar un inventario de hasta 120 pozos en las zonas reconvertidas. La empresa posee el 50% de los derechos de explotación, mientras que el otro 50% está en manos de Vista Energy.
El éxito del piloto abriría la puerta a una inversión mucho mayor. Se proyecta perforar entre 130 y 140 pozos para alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios, destinada principalmente a la exportación. Esta etapa de desarrollo demandaría más de 1.000 millones de dólares durante la vida útil del proyecto.
El ritmo anual previsto para sostener esa producción es una inversión entre 200 y 250 millones de dólares, con el crudo destinado a ser transportado por el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que conecta la zona con Punta Colorada y que entrará en servicio a fines de 2026.
Respecto a financiamiento, Iuliano adelantó que el tamaño del proyecto permitirá presentar una propuesta en el Régimen de Inversiones en Gas y Energía (RIGI), considerado clave para la viabilidad económica.
El presidente de Tango resaltó la identidad local de la empresa: “Estamos comprometidos con el desarrollo tanto de Neuquén como de Río Negro y, para nosotros, es muy importante poder generar valor en el lugar donde vivimos, cerca de las localidades donde vivimos.
”Además, Tango sostiene su producción convencional en Río Negro, con cinco concesiones que generan alrededor de 7.000 barriles diarios. Este flujo de caja es fundamental para financiar el proyecto shale. El plan para estos yacimientos incluye la perforación de 15 pozos nuevos, 65 trabajos de mantenimiento y 4 conversiones entre 2025 y 2031, con una inversión estimada de 20 millones de dólares.
La empresa petrolera PECOM avanza con su expansión en la Cuenca del Golfo San Jorge y confirmó que próximamente comenzará a operar en el yacimiento Manantiales Behr. En ese marco, representantes de la compañía mantuvieron una reunión con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, para presentar el plan de trabajo e inversiones previstas en la región.
El encuentro contó con la presencia del director de Relaciones Institucionales de PECOM, Federico Monarca; la referente local del área, Roxana Sandoval; y Jorge López Kessler director de Upstream de la operadora petrolera.
En ese marco, Othar Macharashvili indicó que los representantes de PECOM “nos presentaron sus planes a futuro en la región”, al tiempo que sostuvo que “la idea es trabajar en conjunto para fortalecer el vínculo con la empresa, tanto desde lo energético como en su relación con la ciudad. En ese sentido, tal como hicimos con otras operadoras, les solicitamos soporte y colaboración con todo lo relacionado al Cerro Hermitte”.
Por su parte, Federico Monarca, señaló que “le brindamos detalles al intendente acerca de nuestros planes, teniendo en cuenta la novedad relevante de que estamos próximos a desembarcar en Manantiales Behr, lo que es una muy buena noticia para la compañía. Mientras tanto, estamos trabajando en El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido-Campamento Central”.
En esa línea, afirmó que, durante el encuentro, “pudimos repasar un poco los planes del año, tanto para las áreas en las que ya estamos, como las ideas que proyectamos en lo que respecta a desarrollo e inversiones para Manantiales Behr, una vez que podamos concretar el ingreso. Estamos muy contentos con la posibilidad de aumentar nuestra escala y crecer; nuestro modelo está dando resultados en El Trébol, donde la producción está creciendo”.
“Las expectativas son positivas, tanto para las áreas que ya operamos, donde creemos que vamos a terminar el año con un incremento de la producción del 20% respecto del nivel que teníamos cuando las tomamos, como en Manantiales Behr”, expuso.
Finalmente, Monarca puso en valor la relación con el Ejecutivo local, ya que “tenemos una mesa de trabajo permanente, con una agenda abierta para ir planteando los temas que van surgiendo”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las obras de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, que avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local y al internacional.
Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.
La primera fase del proyecto en ejecución contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.
La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.
Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo, reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados, destacó YPF.
Las empresas Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y GeoPark presentaron formalmente la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el fin de desarrollar un ambicioso proyecto no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa contempla una inversión superior a 1.000 millones de dólares para transformar dos áreas clave de la Cuenca Neuquina.
El plan está enfocado en las zonas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde se prevé establecer un nuevo polo de producción de petróleo shale. Según los datos oficiales, la meta es aumentar la producción actual desde 1.500 barriles diarios a 20.000 barriles diarios en un plazo aproximado de tres años, multiplicando por diez la extracción en estas áreas.
Para llevar adelante este desarrollo, GeoPark propone un esquema conjunto de operación mediante un Vehículo de Proyecto Único (VPU) que integrará ambas zonas, buscando optimizar la producción y la gestión de recursos.
Este megaproyecto se suma a la oleada de inversiones energéticas que se están impulsando en Neuquén, fortaleciendo la posición de Vaca Muerta como uno de los principales centros mundiales para la producción de hidrocarburos no convencionales.
Guillermo Savasta, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, destacó el respaldo privado al modelo de inversiones provincial: “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”.
Asimismo, resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones como un mecanismo fundamental para potenciar el desarrollo energético regional: “El RIGI se presenta como herramienta clave para consolidar inversiones y transformar recursos de Vaca Muerta en mayor producción, más infraestructura y un desarrollo regional sostenido”.
Actualmente, GyP cumple un rol estratégico como socio del sector privado, facilitando inversiones y gestionando los derechos hidrocarburíferos provinciales. Desde el gobierno de Neuquén, reiteraron su compromiso con la promoción y estabilidad fiscal para continuar impulsando proyectos vinculados tanto al petróleo como al gas en la región.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó la inversión más grande dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por US$25.000 millones. La inversión será destinada al desarrollo de Vaca Muerta y generará más de US$100.000 millones en exportaciones.
“Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, señaló Marín en sus redes.
El ejecutivo explicó que el proyecto LLL Oil es “el programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina” y, a su vez, el de mayor inversión presentado bajo el RIGI.
PRESENTAMOS UN NUEVO RIGI POR 25 MIL MILLONES DE DÓLARES
En toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones.
Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca… pic.twitter.com/nGqjZTwc2S
La iniciativa prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
Desde la petrolera detallaron que el LLL Oil generará exportaciones por alrededor de US$6.000 millones anuales hacia 2032 y creará 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo.
“Es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial“.
La compañía estatal destacó el potencial del RIGI y lo catalogó como “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.
“Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, indicó Marín.
Actualmente, la herramienta reglamentada por el Gobierno presenta 16 proyectos aprobados, que suman casi US$33.000 millones, y tiene otros 20 en evaluación, los cuales deberán ser aprobados por el Comité Evaluador para su entrada en vigencia.
Argentina busca alianza con Chile para “alcanzar una verdadera integración energética”, destacó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa tras la reunión que mantuvo el jefe del Estado provincial neuquino en la ciudad de Buenos Aires con la titular del Ministerio de Energía del país trasandino, Ximena Rincón.
La mesa de trabajo de ambos funcionarios tuvo lugar en la Embajada de Chile en Buenos Aires, donde dialogaron sobre acciones conjuntas que deben llevar adelante ambos países en dicha materia; para lo cual “podemos brindar seguridad energética al Cono Sur”, sostuvoFigueroa.
“Me reuní en la Embajada de Chile en Buenos Aires con la ministra de Energía del país vecino, Ximena Rincón, para conversar sobre las acciones que debemos impulsar para alcanzar una verdadera integración energética entre ambos países”, contó en X el gobernador neuquino.
“Chile tiene, a pocos kilómetros de su frontera, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo”, continuó y aseguró que “ese potencial es clave para fortalecer la seguridad energética, reducir costos y ganar competitividad frente al mundo.”
Por eso, “agradezco al embajador de Chile en Argentina, Gonzalo Uriarte, por abrirnos las puertas para seguir trabajando unidos en este destino común que comparte la Patagonia argentino-chilena”.
YPF presentó un programa de inversión de USD 25.000 millones para el período 2026–2031 orientado a expandir la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, reforzar la infraestructura asociada y sostener un flujo creciente de exportaciones.
El anuncio se inscribe en un ciclo de mayor actividad en los bloques de mayor productividad y en un contexto de precios internacionales que permiten acelerar proyectos de escala.
El plan se apoya en la continuidad operativa de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, donde la compañía concentra la mayor parte de su producción shale. La estrategia incluye un incremento del ritmo de perforación y completación, con pozos horizontales de alta productividad y pad drilling intensivo.
Este esquema exige inversiones crecientes en instalaciones de superficie, sistemas de manejo de agua y arenas, caminos internos, energía eléctrica en yacimientos y ampliación de plantas de tratamiento.
La ejecución del programa requiere infraestructura midstream adicional. La saturación de los oleoductos actuales y la necesidad de ampliar la capacidad de transporte hacia Chile y hacia los puertos del Atlántico condicionan la posibilidad de sostener un aumento de producción.
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En gas, la continuidad de las obras vinculadas al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y la integración con los sistemas de transporte existentes son determinantes para habilitar volúmenes incrementales y asegurar capacidad firme para industrias y exportación.
El horizonte 2031 planteado por la conducción de YPF implica un ciclo de inversión sostenido que demanda estabilidad normativa, reglas claras para exportaciones incrementales y mecanismos que permitan atraer capital privado a proyectos de infraestructura.
La escala del programa posiciona a Vaca Muerta como un vector central de generación de divisas, con impacto directo en regalías provinciales, actividad de servicios petroleros y demanda de equipamiento industrial.
El incremento de producción previsto exige una expansión coordinada de la logística regional. La mayor actividad perforatoria requiere disponibilidad de equipos, insumos críticos, transporte especializado y capacidad de procesamiento en superficie.
La articulación entre operadores, proveedores y provincias es un componente clave para sostener el ritmo operativo y evitar cuellos de botella en etapas de perforación, completación y evacuación de hidrocarburos.
La lectura sistémica muestra que el plan de USD 25.000 millones modifica la escala operativa del shale argentino. Integra upstream, midstream y logística en un esquema de expansión continua condicionado por la disponibilidad de infraestructura y por la capacidad de sostener un marco operativo que permita convertir recursos en producción exportable.
La magnitud del programa posiciona a Vaca Muerta como plataforma estructural de generación de divisas para la próxima década.
GeoPark presentó su solicitud formal para incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de ampliar su programa de perforación y completación en los bloques que opera en Vaca Muerta.
La compañía busca consolidar un plan de expansión que requiere importación de equipos, financiamiento externo y estabilidad fiscal para proyectos de mediano y largo plazo.
El operador controla áreas en la ventana de petróleo de Neuquén y necesita incrementar su capacidad de perforación y fractura para sostener una curva de producción creciente. El ingreso al RIGI habilita amortización acelerada, acceso a divisas para repago de deuda, importación de bienes de capital sin aranceles y un marco de estabilidad tributaria que reduce el costo financiero del CAPEX.
Estos elementos son determinantes para escalar actividad en un contexto de competencia por servicios y equipos en la cuenca.
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La expansión de GeoPark depende de la disponibilidad de infraestructura de evacuación. El sistema de oleoductos del norte patagónico opera con altos niveles de utilización y la ampliación de Oldelval es un componente crítico para absorber nuevos volúmenes. La coordinación con OTASA y con los sistemas de transporte eléctrico en los bloques define la capacidad de sostener mayor actividad sin generar restricciones operativas.
El RIGI opera como instrumento relevante para proyectos que requieren equipamiento importado y financiamiento en moneda extranjera. Para Neuquén, la incorporación de GeoPark implica mayor demanda de servicios, presión sobre infraestructura eléctrica y necesidad de asegurar capacidad firme en oleoductos.
Para Nación, representa una señal de validación del régimen por parte de un operador regional con presencia en varios países y experiencia en desarrollos no convencionales.
La decisión de GeoPark se inscribe en un escenario donde las operadoras ajustan sus planes de inversión en función de la disponibilidad de infraestructura, del precio internacional del crudo y de la capacidad del régimen para reducir costos de capital. La aprobación del ingreso al RIGI será determinante para la escala final del programa de perforación y para la velocidad de desarrollo de los bloques que la compañía opera en Vaca Muerta.
El relevamiento de la consultora MAP Latam identifica un portafolio de USD 170.000 millones en proyectos productivos con ejecución o fecha cierta de inicio hasta 2031. El estudio registra 1.750 iniciativas en distintas etapas de madurez y 140 proyectos con presupuestos individuales superiores a los USD 100 millones, lo que permite dimensionar la escala del pipeline privado que opera en paralelo a los regímenes de promoción vigentes.
La cifra no proviene de documentación oficial, pero constituye la estimación privada más amplia disponible y se integra como referencia para la lectura sectorial y territorial del flujo inversor.
El análisis sectorial muestra una concentración estructural: el 61% de los proyectos corresponde a energía, porcentaje que asciende al 75% al incorporar otras fuentes energéticas. La minería —particularmente cobre y litio— completa el núcleo del portafolio, con iniciativas que compiten en mercados globales y que requieren ingeniería avanzada, infraestructura logística y capacidad energética firme.
La composición confirma que el ciclo inversor argentino continúa anclado en recursos naturales y en cadenas de valor intensivas en capital, con alta dependencia de permisos ambientales, servidumbres, transporte especializado y equipamiento importado.
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La distribución territorial del portafolio privado replica esta lógica. La Patagonia y la zona cordillerana concentran la mayor parte de los proyectos de gran escala, con Neuquén, San Juan y Catamarca como nodos principales.
La simultaneidad de obras proyectadas en estas regiones introduce tensiones sobre rutas troncales, capacidad portuaria, disponibilidad de energía y logística de equipos, lo que condiciona la velocidad real de ejecución.
En contraste, Córdoba registra una participación del 0,1% en el flujo total, en línea con el proceso de reconversión de su industria metalmecánica y con la ausencia de proyectos energéticos o mineros de gran escala en su territorio.
El informe identifica además que el RIGI operó como un acelerador para decisiones de inversión latentes en sectores estratégicos, al ofrecer previsibilidad fiscal y regulatoria en un contexto de estabilización macroeconómica. Esta dinámica no explica el portafolio completo, pero sí contribuye a la activación de proyectos con ingeniería avanzada o permisos ya obtenidos.
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La coexistencia entre el pipeline privado y los regímenes de promoción vigentes configura un escenario donde la capacidad de absorción provincial, la infraestructura disponible y la coordinación institucional determinan la materialización efectiva de los desembolsos.
La magnitud del portafolio relevado sugiere un cambio de escala en el mapa productivo, laboral y logístico del país, condicionado por la disponibilidad de infraestructura crítica, la secuencia de permisos y la capacidad de ejecución de cada jurisdicción.
La información de MAP Latam se integra así como insumo para la lectura de inversiones de gran escala, en un contexto donde la trazabilidad regulatoria y la infraestructura territorial definen la viabilidad real del flujo proyectado hasta 2031.
Canadá alertó que la suba sostenida del precio del crudo y la depreciación global del dólar amplifican la vulnerabilidad de países con déficit de combustibles medios, como Argentina.
El informe internacional señala que el encarecimiento del gasoil importado —referenciado en Rotterdam— impacta directamente en costos logísticos y en la estabilidad fiscal de economías con precios internos regulados.
Argentina mantiene una estructura de refinación dependiente de crudos pesados en declino (Golfo San Jorge, Cuyana, Austral) y no puede sustituirlos con shale oil liviano de Vaca Muerta, que rinde más nafta y menos gasoil.
En ese contexto, el petróleo caro eleva el costo de importación y el dólar débil reduce la capacidad de amortiguación cambiaria, generando presión simultánea sobre inflación y balanza energética.
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La advertencia canadiense subraya que el riesgo no es solo de precios, sino de composición del crudo: la matriz argentina produce petróleo liviano y necesita gasoil pesado.
La brecha estructural obliga a importar volúmenes crecientes en los picos de demanda del agro y del transporte, justo cuando el precio internacional se dispara.
La combinación de petróleo caro y dólar débil tensiona la estrategia de estabilidad cambiaria y expone la fragilidad del sistema de combustibles.
La dependencia del gasoil importado deja a Argentina vulnerable ante shocks externos y confirma que la transición energética requiere resolver primero la ecuación de densidad y refino antes de avanzar hacia sustitución total.
Argentina y Chile retomaron la agenda de integración energética y trabajan en un esquema bilateral que combina exportaciones de gas de Vaca Muerta con la posibilidad de vincular generación renovable argentina a la demanda eléctrica de la minería chilena.
El diálogo se centra en habilitar contratos de suministro firmes y en coordinar infraestructura de transporte para gas y electricidad en los pasos cordilleranos.
La exportación de gas hacia Chile opera hoy con volúmenes interrumpibles a través de GasAndes y NorAndino. Para establecer contratos firmes, Argentina requiere completar el segundo tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y asegurar capacidad de transporte desde la cuenca neuquina hacia los puntos de interconexión.
Chile evalúa el gas argentino como alternativa competitiva frente al LNG importado y como complemento para estabilizar su matriz eléctrica, que tiene alta participación renovable.
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La minería chilena demanda energía firme y estable para sus operaciones en el norte del país. La posibilidad de integrar renovables argentinas —particularmente proyectos solares del NOA con capacidad ociosa por restricciones de transporte— forma parte de la agenda técnica.
La coordinación regulatoria entre ENARGAS, CAMMESA y la Comisión Nacional de Energía de Chile es un componente central para definir condiciones de despacho, precios y capacidad de intercambio.
El avance del acuerdo depende de la disponibilidad de infraestructura, de la definición de reglas para exportaciones firmes y de la capacidad de ambos países para articular marcos regulatorios compatibles. Para Argentina, la integración permite monetizar excedentes de gas y mejorar la utilización de renovables.
Para Chile, ofrece una fuente de energía firme para su sistema eléctrico y para la minería del cobre, que concentra la mayor parte de la demanda industrial del país.
La negociación bilateral se inscribe en un escenario donde la región busca reemplazar el declive del gas boliviano y asegurar abastecimiento estable para industrias intensivas en energía.
La infraestructura disponible y la compatibilidad regulatoria serán determinantes para la escala de exportaciones argentinas y para la integración energética entre ambos países en la próxima década.
Objeto: Se convoca a interesados en presentar Ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas ubicadas en la Provincia del Neuquén y reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Bases y Condiciones: Las Bases y Condiciones podrán ser solicitadas vía e-mail debiendo a tal fin dirigir el pedido a la casilla de correo electrónico planexploratorio@gypnqn.com.ar.
Consultas y Aclaraciones: Hasta el 10 de agosto de 2026 inclusive. Los interesados podrán formular consultas vía e-mail a planexploratorio@gypnqn.com.ar y harán concreta referencia a los puntos bajo consulta y/o aclaración.
Presentación de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 antes de las 11:00 horas, en las oficinas de GyP (Aramendia 200, ciudad de Neuquén, Provincia del Neuquén). Apertura de Ofertas: El 19 de agosto de 2026 a las 15:00 horas, en las oficinas de GyP.
“La asociación entre Argentina y Chile es casi como un imperativo para quienes gobiernan. Laintegración energética debería ser una obligación para no sólo aprovechar nuestras riquezas sino también darle salida y lograr competitividad”: así lo sostuvo la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón. De visita en la Argentina, y en un mano a mano en el ciclo de entrevistas de EconoJournal, Rincón señaló lo que a su entender son las directrices necesarias para avanzar en unacuerdo energético bilateral.
Precisamente ese fue el eje de su paso por Argentina: plantear y delinear los puntos de convergencia entre los sectores energéticos de ambos países. Su agenda en Argentina incluyó reuniones con el canciller Pablo Quirno, con el ministro de Economía, Luis Caputo, la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González y el viceministro de Economía, José Luis Dazar.
“Ustedes tienen el gas enVaca Muerta que es un tremendo potencial permanente. Una riqueza que tienen que aprovechar, pero que no la van a consumir en Argentina. Chile, por su parte, tiene energía eléctrica renovable en una cantidad de verdad muy importante”, detalló.
Cuáles serían las bases del acuerdo de integración energética
Para Rincón, el tratado bilateral debe ser concebido como un win-win. Esto es: que tanto Chile como Argentina se vean beneficiados y se sientan “ganadores”. “Hay que combinar el gas de ustedes, electricidad nuestra y generar respuesta a la oferta que hay, porque en el norte nos falta demanda y a ustedes les falta demanda en el sur”, indicó.
De hecho, actualmente Chile “pierde” energía. “Los países siempre deben mirar el objetivo primero que tienen como mandato, que son sus ciudadanos y ciudadanas. Y si uno tiene claro eso, la verdad es que la integración es casi una obligación. Además tenemos un ciclo político que hay que aprovechar para lograr dar beneficio a nuestros ciudadanos, es casi como un mandato”.
Si bien en la actualidad Rincón trabaja en Energía, cuenta con una vasta experiencia en el sector minero. De hecho, participó de las reuniones bilaterales que, en 1997, tuvieron como corolario la firma del Tratado de Integración y Complementación Minera ratificado en 2000. Y es esa experiencia previa la que Rincón toma como precedente para hacer lo mismo en materia energética. De hecho, ese acuerdo toma real magnitud a partir del contexto actual, según la visión de Rincón.
“El acuerdo minero probablemente hoy día va a ser explotado en su real magnitud. ¿Por qué? Porque hay energía, porque podemos tener soluciones en materia de agua que van a permitir desarrollar estos proyectos. Hoy día podemos volver a hacerlo pero en materia energética. Gas, diésel, electricidad. Y ese es el primer paso. Pero el segundo es materializar proyectos”.
“Ustedes tienen una oportunidad para sacar el gas por el Pacífico. Nosotros tenemos la infraestructura. Ustedes pueden aprovechar nuestra energía eléctrica. Y para eso necesitamos inversión de ambos países. Y yo creo que si logramos un acuerdo en materia de complementariedad, de conexión energética entre ambos países, empezaremos a construir o reconstruir esas confianzas”, indicó.
Finalmente, Rincón aseguró que el acuerdo deberá tener el peso de un tratado porque eso le aportará robustez y podrá hacer zoom en todas las áreas: impositivas, aduaneras, infraestructura. Más aún, la experiencia del pasado desde su perspectiva, no sólo permitirá sopesar aquello que fue un error, sino del mismo modo, acelerar los tiempos.
“En el pasado nos demoramos casi dos años sin experiencia en el tema. Podemos ser mucho más rápidos que eso, porque además tenemos experiencia comercial y eso te facilita mucho el trabajo”, concluyó.
La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de US$1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark, encabezado por su CEO Felipe Bayon, ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta realizada junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU).
El desembarco GeoPark con presencia en distintos mercados latinoamericanos se consolidó a fines de 2025, cuando firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por un monto de US$115 millones. La transacción significó la entrada efectiva de la firma en la cuenca neuquina, un paso que buscaba dar desde hacía tiempo.
De hecho, a mediados de 2024 la compañía intentó hacer pie en la región mediante una alianza de US$320 millones con Phoenix Global Resources para ingresar en los bloques Mata Mora y Confluencia; sin embargo, ese contrato se cayó en mayo de 2025 ante la falta de aprobación por parte del gobierno de la provincia de Neuquén.
El nuevo proyecto bajo el RIGI
El desarrollo presentado por GeoPark contempla perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.
«Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala», señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.
Para el directivo «la inversión fue exactamente diseñada para esta herramienta y es una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la provincia», agregó.
En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre US$80 y US$100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.
GeoPark junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentó una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de USD 1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la Compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.
“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.
En marzo, la Compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre USD 80 y 100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.
Con esta solicitud para adherirse al RIGI, GeoPark marca un nuevo hito en el desarrollo acelerado y eficiente de sus bloques en Vaca Muerta, y reafirma su apuesta de largo plazo para aportar al desarrollo energético del país.
Acerca de Geopark
GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.
YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto LLL Oil, con una inversión estimada de U$S 25.000 millones en los próximos 15 años, comunicó la compañía.
Esta iniciativa constituye el proyecto de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI hasta el momento.
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. La producción de crudo estará destinada 100 % al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local, se describió.
Se estima que LLL Oil generará exportaciones por alrededor de U$S 6.000 millones anuales hacia 2032 y creará aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo, se estimó.
LLL Oil es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial, remarcó YPF.
Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos. Este esquema permitirá maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país.
El RIGI constituye un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento, se enfatizó.
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I.
YPF anunció este viernes el proyecto LLL Oil, una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, informó que la iniciativa fue presentada al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones(RIGI), constituyendo la inversión en hidrocarburos más grande presentada al esquema hasta el momento.
El proyecto LLL Oil contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta. La expectativa de YPF es alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
«En toda la vida del proyecto va a generar más US$ 100.000 millones en exportaciones«, destacó Marín en un posteo en X. «Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI», añadió.
LLL Oil: cómo es el proyecto que YPF presentó al RIGI
El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I. Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
YPF prevé la perforación de 1152 pozos y la creación de aproximadamente 6000 puestos de trabajo directos durante el desarrollo de LLL Oil. También estima exportaciones por alrededor de US$ 6000 millones anuales hacia 2032. «Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa», destacó Marín.
Por el lado del proyecto VMOS, su ingreso en operación es esperado para fines de este año, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
El acto de firma contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La constructora José J. Chediack SA quedó al frente de una nueva etapa de una de las obras viales clave para la conectividad del norte neuquino y para la logística asociada al desarrollo energético de Vaca Muerta. La empresa fue adjudicataria del segundo tramo de pavimentación de la ruta provincial 7, en el sector Cortaderas, como parte del acuerdo estratégico entre el gobierno de Neuquén e YPF.
La firma se realizó este viernes en Buenos Aires y contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.
La obra vial
La obra corresponde a la “Pavimentación ruta provincial N° 7, tramo II: empalme ruta provincial N° 5-empalme ruta nacional N° 40”, y contempla la ejecución de 35 kilómetros de asfalto entre las progresivas 20+000 y 55+000. La adjudicación a José J. Chediack SA consolida el avance de un proyecto considerado estratégico tanto para la integración territorial de Neuquén como para el fortalecimiento de la infraestructura vinculada a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto integral prevé una traza total de 116 kilómetros, desde Punta Carranza hasta el empalme con la ruta nacional 40 en el paraje Auquinco. Una vez finalizada, la obra permitirá reducir en aproximadamente 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la región Confluencia y el Alto Neuquén, mejorando sustancialmente la conectividad vial y los tiempos logísticos en una zona atravesada por el crecimiento de la industria energética.
Licitación del tercer tramo
El gobierno provincial confirmó que la próxima semana se lanzará la licitación del tercer tramo, también de 35 kilómetros, lo que permitirá dar continuidad al esquema de ejecución definido junto a YPF.
En la actualidad, ya se encuentran en marcha las tareas correspondientes al primer tramo de la obra, sobre 20 kilómetros desde Punta Carranza, donde finaliza el asfalto existente de la ruta provincial 7. Los trabajos se desarrollan en articulación con YPF e incluyen la ejecución de subbase y base, riego de liga, imprimación y colocación de carpeta asfáltica en distintos sectores.
Según precisaron desde la Dirección Provincial de Vialidad, también avanzan las tareas de construcción de terraplenes, movimiento de suelos y alcantarillas de hormigón, obras consideradas clave para garantizar la estabilidad y durabilidad de la traza.
Pavimentación de las rutas
La pavimentación de la ruta 7 forma parte del plan de infraestructura vial impulsado por la administración de Rolando Figueroa, que busca acompañar el crecimiento productivo de la provincia y mejorar la integración territorial en regiones atravesadas por el desarrollo de Vaca Muerta.
En ese esquema, la participación de José J. Chediack SA aparece como un actor central para acelerar la ejecución de una obra que el gobierno provincial considera estratégica para la competitividad logística del sector energético y para la conectividad de las comunidades del norte neuquino.
La infraestructurasiempre ha sido uno de los grandes cuellos de botella del desarrollo argentino. Y es también un escenario de debate político e ideológico cuando se convierte en una restricción para el crecimiento y el desarrollo económico y social, en particular en un país que se vuelva día a día más atractivo para proyectar y consolidar inversiones en sectores clave como minería, petróleo y gas, agro y la industria del conocimiento.
Es que, por un lado, se requiere la optimización de la conectividad interna, de productos, bienes y servicios en un país extenso, federal y con diversidad de su matriz de economías regionales y, por otro, se vuelve prioritaria y pertinente la mayor apertura con la consiguiente integración hacia el mundo, potenciada por los acuerdos bilaterales, multilaterales y, muy especialmente, acelerada en este tiempo por el contexto global que impulsa oportunidades históricas para Argentina.
Estamos frente a un ciclo que conlleva retos y desafíos que pueden ser asumidos si se toman las decisiones acertadas, dado que por primera vez en mucho tiempo comienzan a alinearse condiciones estructurales que permiten pensar en soluciones de mediano y largo plazo.
La estabilización de variables macroeconómicas, el equilibrio fiscal, la normalización cambiaria y la baja de la inflación no son simplemente indicadores técnicos: son la base indispensable para planificar. Sin ese punto de partida, cualquier estrategia de infraestructura queda reducida a respuestas fragmentadas, sin escala ni continuidad.
Hoy, en cambio, empieza a abrirse una ventana distinta. Un cambio de lógica: del corto plazo a la planificación.
La infraestructura no se diseña para el presente inmediato. Se proyecta a décadas. Un sistema ferroviario, una red logística o un corredor vial se piensa a 30, 40 o 50 años. Por eso, la macro ordenada no es un dato más: es la condición que habilita adelantar y fortalecer esa posibilidad.
En este contexto, Argentina tiene la oportunidad de repensar su sistema integral de transporte: rutas, puertos, trenes y accesos urbanos, bajo una lógica más eficiente, competitiva y sostenible. Frente a la magnitud y complejidad de la alta demanda, en contraste con las décadas de una planificación y ejecución desordenada, este proceso no podría ser exclusivamente público ni privado. Requiere un nuevo acuerdo entre ambos sectores.
Bruno Agosta, CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
Añelo: cuando la articulación funciona
El caso del Anillo de Añelo, en la provincia de Neuquén, es un ejemplo concreto de esta nueva lógica en acción. Una articulación basada en objetivos comunes, búsqueda de consensos, esfuerzos compartidos, análisis competitivo y eficiencia en la respuesta.
Se trata de una obra vial clave para el desarrollo de Vaca Muerta, diseñada para descongestionar el principal acceso a la localidad y ordenar el tránsito pesado vinculado a la actividad de hidrocarburos. Implica la construcción de más de 60 kilómetros de infraestructura, combinando trazas nuevas y mejoras sobre rutas existentes, con un objetivo claro: separar el tránsito logístico del tránsito urbano, mejorar la seguridad vial y optimizar los tiempos de operación.
Por primera vez, los operadores privados impulsan y ejecutan una infraestructura crítica, en articulación con la provincia, que organiza y viabiliza el proceso.
Desde AC&A empresa con más de 25 años conformada por ingenieros, economistas y planificadores, contamos con numerosos casos de éxito en Argentina y en 40 países de Latinoamérica y el resto del mundo. En ese rol lideramos el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de este Proyecto (PMO).
El denominado Anillo Añelo implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región.
Infraestructura competitiva
La infraestructura no es un fin en sí mismo. Es una herramienta para ganar competitividad.
Reducir costos logísticos, mejorar la eficiencia operativa y aumentar la seguridad impacta directamente en la productividad de sectores clave como el oil & gas, la minería y el agro.
En Vaca Muerta, donde la producción no convencional crece a tasas sostenidas, esta relación es evidente: sin infraestructura adecuada, el potencial exportador se ve limitado. Con infraestructura eficiente, en cambio, los costos bajan y la competitividad mejora de forma estructural. Y el conjunto de la sociedad de la provincia, la región y el país, se benefician. El desafío es no perder de vista esa lógica de mediano plazo.
Las obras deben ejecutarse con estándares internacionales, costos competitivos y procesos transparentes. La Argentina tiene una oportunidad para reconstruir su industria de la construcción e infraestructura hacia modelos mixtos, con mayor participación privada.
Un factor sensible en esta ecuación es el talento, cuya base es la buena educación y formación con capacidades técnicas cada vez más exigentes. A medida que se multiplican los proyectos en energía, minería y agro, comenzarán a aparecer cuellos de botella. La cantidad de ingenieros que se gradúan en Argentina es estable o decreciente, y eso plantea un riesgo concreto. Además el tejido empresario en el área de la ingeniería es significativamente más débil que en otros países de la región. Otra vez, la formación de profesionales técnicos y el impulso al sector de la ingeniería debe ser un esfuerzo compartido.
La Argentina tiene la posibilidad de encarar una agenda de infraestructura con visión estratégica. Casos como el Anillo de Añelo muestran que es posible avanzar cuando hay coordinación, planificación y objetivos claros. La macroeconomía ordenada ofrece el marco. El sector privado aporta capacidad de ejecución. El sector público, dirección y regulación.
El desafío ahora es sostener esa convergencia en el tiempo. Porque la infraestructura no solo conecta territorios. Conecta el presente con el futuro. Una oportunidad que, como sociedad, no podemos dejar pasar.
(*) CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.
El nuevo parque tiene 305 MW de capacidad instalada, equivalente al 11 % de la potencia solar del país. Requirió una inversión de USD 211 millones y es el primer proyecto en comenzar a operar bajo el RIGI.
YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares. El acto de inauguración contó con la presencia del jefe de gabinete de ministros de la Nación, Manuel Adorni; el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano y autoridades nacionales, provinciales, municipales.
Con una inversión de USD 211 millones, El Quemado es el primer proyecto en entrar en operación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La energía se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.
Durante la inauguración, Manuel Adorni destacó: “Es muy impresionante lo que estamos viendo acá, esto es la Argentina del futuro. Felicitaciones a Horacio Marín y a los cientos de personas que estuvieron involucradas en esto. El 26 de diciembre de 2024 tuve el placer de anunciar la aprobación del primer proyecto RIGI. Era nada más ni nada menos que este proyecto, el Parque Solar El Quemado, que hoy se convirtió en el primer proyecto RIGI inaugurado”. Al mismo tiempo, el gobernador de Mendoza manifestó: “Generar un régimen de incentivo a las grandes inversiones y concretar el proyecto es lo que estamos celebrando hoy”. Por su parte, el presidente y CEO de YPF dijo: “Todos los días que me levanto orgulloso de trabajar en YPF. Esto es una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía. Hemos hecho el parque más grande de la Argentina en un año. Hoy cumplimos el primer 1GW de capacidad instalada renovable y estamos contribuyendo fuertemente para que la Argentina exporte más de 30 mil millones de dólares a partir del 2031”.
El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación. El parque es el séptimo proyecto renovable desarrollado por YPF Luz.
Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto combinó escala nacional con impacto local: durante la obra empleó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local. Además, gran parte de los pallets, cartones y materiales de rezago generados durante la etapa de obra fueron donados a municipios y entidades locales para su reutilización. Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz, y a todos los proveedores, contratistas y autoridades que aportaron para que este proyecto sea hoy una realidad”.
Datos clave
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km al norte de la ciudad de Mendoza.
Capacidad instalada: 305 MW (200MW ya en operación).
Inversión: USD 211 millones.
Impacto ambiental: evitará la emisión de más de 385.000 Tn de CO2 eq. por año.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares, suficiente para cubrir la demanda residencial de la Ciudad de Mendoza y de los departamentos de Las Heras y Lavalle.
Importancia: es el parque solar de mayor capacidad instalada de la Argentina y equivale a más del 11% de la capacidad solar instalada nacional.
Empleo local: durante la construcción alcanzó un pico de más de 350 personas empleadas, con 87% de mano de obra local.
Comercialización: la energía de El Quemado se comercializará en el Mercado a Término de Energía (MAT) para abastecer a empresas, industrias y distribuidoras de todo el país.
Datos técnicos y de obra
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Equipamiento principal: más de 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, 5.800 trackers, 1.170 inversores y 40 centros de transformación.
Plazo de construcción: 18 meses. La obra comenzó en enero de 2025.
Documento: YPF LUZ-Público
Empleo en obra: más de 350 personas en el pico de obra.
Superficie: 620 hectáreas.
Interconexión e infraestructura: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora. La obra incluyó una subestación con tecnología GIS, con doble barra y salida para tres transformadores de 220 kV/33 kV, construida por Distrocuyo, que también operará esa infraestructura, además del tendido de 180 km de fibra óptica para vincular los sistemas de control y protección.
RIGI: es el primer proyecto renovable aprobado e inaugurado bajo el RIGI.
Contratistas: DQD (obra civil y montaje electromecánico BOP) y Distrocuyo (estación transformadora y obra eléctrica).
Enarsa avanza con la adjudicación de nueve cargamentos de gas natural licuado (GNL) destinados a la terminal de Escobar, en un proceso que resulta clave para garantizar el abastecimiento energético durante el invierno 2026. Este procedimiento representa un cambio sin precedentes en el esquema tradicional de provisión del sistema argentino.
La licitación contó con la participación exclusiva de tres grandes traders internacionales: Vitol, Trafigura y BP. Esta convocatoria registró la menor cantidad de oferentes en al menos un año para un paquete invernal, reflejo de la situación actual del mercado global de GNL.
Por primera vez desde que se implementó el esquema vigente, la totalidad de la capacidad de regasificación disponible fue absorbida íntegramente por la demanda privada, sin que Cammesa interviniera como comprador de última instancia. Esto marca un hito en el sistema energético nacional.
Las distribuidoras de gas, generadoras eléctricas, grandes usuarios industriales y comercializadoras tomaron los 17 millones de metros cúbicos diarios de capacidad operativa del buque regasificador amarrado en Escobar, operado por Excelerate Energy, consolidando así un nuevo rol para el sector privado en la planificación del abastecimiento.
Este fenómeno es interpretado como una adaptación del mercado a condiciones de mayor competencia y previsibilidad, donde los actores privados asumen un protagonismo central y reducen la dependencia del Estado para la cobertura de última instancia.
La adjudicación de los cargamentos de GNL es esencial para asegurar la provisión de gas durante los meses de mayor demanda, cuando el consumo residencial, industrial y eléctrico suele presionar la infraestructura disponible.
La menor cantidad de oferentes en comparación con licitaciones anteriores responde a un mercado internacional de GNL más ajustado, con menor disponibilidad de cargamentos spot y una competencia creciente entre regiones importadoras, lo que impacta directamente en los precios y las estrategias de abastecimiento.
El esquema de contratación para el invierno 2026 evidencia una concentración de la oferta en pocos jugadores globales, mientras los compradores locales buscan asegurar volumen con anticipación para evitar la volatilidad del mercado internacional.
El resultado de esta licitación será determinante para el perfil de abastecimiento energético durante el invierno, en un contexto en el que Argentina enfrenta una demanda sostenida y una dependencia creciente del gas importado para cubrir picos en el consumo eléctrico.
Con este proceso, el mercado argentino de GNL consolida una dinámica donde el sector privado gana protagonismo en la planificación energética, y el Estado redefine su rol, dejando de intervenir directamente en la demanda de última instancia para la capacidad de regasificación.
Las comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados aprobaron el dictamen mayoritario del proyecto de reforma de la ley de Zona Fría, impulsado por el Poder Ejecutivo, que busca limitar la cantidad de distritos beneficiados con tarifa reducida y priorizar el pago a proveedores energéticos. La iniciativa contó con 43 firmas de los 82 diputados presentes en el plenario.
El oficialismo, representado por La Libertad Avanza, aspira a que el proyecto reciba media sanción en la sesión prevista para el 20 de mayo. En la audiencia, la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, y el subsecretario Damián Sanfilippo expusieron en defensa de la reforma. Tettamanti señaló que “lo que estamos recaudando con una alícuota del 7,4% sobre el metro cúbico de gas no alcanza y el Estado nacional, y cuando digo esto me refiero a los contribuyentes de todo el país, están poniendo 500 mil millones para subsidiar a ricos y pobres de una vasta región del país”.
Además, la funcionaria advirtió que el proyecto prioriza el pago de la deuda con la empresa distribuidora Cammesa, lo que limita los recursos para inversiones y mantenimiento: “Si esos recursos… tienen que estar destinados a pagar las deudas del pasado, van a tener menos recursos para lo primero y, simultáneamente, esas compañías consideran que tienen el derecho a hacerle juicio al Estado por incumplimiento, cosa que es real”.
En contraste, los diputados de provincias patagónicas lideraron la oposición al expediente. Ariel Rauschenberger, de La Pampa, criticó el cambio de criterio para definir la Zona Fría: “Este enfoque de que la Zona Fría corresponde por nivel de ingreso y no por la zona climática a la que pertenece cada habitante de la Argentina, es totalmente contradictorio con la génesis que dio origen a la zona patagónica y este reconocimiento que tenemos los habitantes”.
Rauschenberger también cuestionó la exención del recargo a la exportación de energía: “¿Por qué desgravan del cargo a la exportación si estamos con un fondo fiduciario, donde los recursos no alcanzan?”. Además alertó que, de aprobarse la ley, el gas en La Pampa podría subir un 60%.
El diputado neuquino Pablo Todero afirmó que “no le van a sostener el régimen de Zona Fría a la Patagonia” y cuestionó si se subsidiará la energía exportada a otros países, que quedaría exenta según el proyecto. La santacruceña Ana María Ianni advirtió que la reforma elimina un piso legal de subsidio del 50% para la región y lo deja a criterio ministerial, mientras que Pablo Luque, de Chubut, calificó el proyecto como “una tragedia para el futuro energético de las familias argentinas”, señalando que solo beneficiarían a grandes grupos empresariales.
El proyecto oficialista propone derogar varios artículos de la Ley Nº 27.637, aprobada en 2021 durante la gestión de Alberto Fernández, que ampliaba el régimen de Zona Fría para incluir más distritos en el beneficio de tarifas reducidas. Este régimen abarcaba regiones de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, gran parte de San Luis y Mendoza, entre otras zonas.
En los fundamentos de la iniciativa se destaca la necesidad de armonizar la ley de Zona Fría con el nuevo régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF), promulgado por el presidente Javier Milei en 2025, para garantizar un beneficio adicional a hogares registrados en el SEF y promover una segmentación más justa, eficiente y responsable en el uso de recursos públicos.
El proyecto sostiene que la ampliación territorial establecida por la Ley 27.637 incrementó el universo de beneficiarios y el costo fiscal, generando subsidios cruzados entre jurisdicciones y desnaturalizando el carácter focalizado del sistema. Por último, se exceptúa del recargo a los consumos destinados a la exportación de gas natural o GNL, así como a los inyectados al sistema de transporte provenientes de GNL importado y regasificado.
El parque solar El Quemado demandó una inversión de US$211 millones bajo el RIGI.
YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, lo que lo convierte en el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.
El Quemado es el primer proyecto presentado por una empresa y el primero en ser aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión de US$211 millones. Esto explicó la presencia de varios de los miembros del Gobierno nacional encabezados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.
También estuvieron presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, junto al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
La energía que produce El Quemado se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque es el séptimo proyecto renovable de YPF Luz con el que alcanzó el primer giga de generación renovable.
Adorni, Tettamanti, Cornejo, Mandarano y Marín en El Quemado.
El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.
El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación.
Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto durante la construcción ocupó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local.
Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: «El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética.
El presidente de YPF, Horacio Marín, estimó que la Argentina podrá exportar hasta US$50.000 millones en energía hacia 2031, ampliando las proyecciones previas, al inaugurar el parque solar El Quemado de Mendoza de YPF Luz.
“Estamos contribuyendo para que la Argentina a exporte más de US$30.000 millones a partir del ‘31. Nuestros números internos nos dan más de US$40.000 y más cerca de US$50.000 millones”, señaló el ejecutivo.
Hoy participé de la inauguración del Parque Solar El Quemado, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina, junto al jefe de Gabinete, @madorni; el gobernador de Mendoza, @alfredocornejo; y otras autoridades nacionales, provinciales, municipales.
El presidente de YPF habló en la presentación de la que también participó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el gobernador de la provincia, Alfredo Cornejo.
Marín enfatizó que la obra es “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía” porque “hemos hecho al parque más grande de la Argentina en un año”.
El CEO de YPF precisó que “ya está generando 200 MW” y subrayó que la empresa “cumplió en la generación del primer Giga en renovables”.
“Estoy muy orgulloso y contento de estar acá hoy y de inaugurar este parque solar, que la verdad es increíble ver lo que se puede hacer con ejecución y con gestión”, dijo y agradeció a todos los trabajadores involucrados en la obra
El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, encabezó este jueves en la ciudad mendocina de Las Heras el acto de inauguración del parque solar “El Quemado”, el primer proyecto concretado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por el Gobierno nacional, y destacó que “las provincias son una parte imprescindible de esta Argentina que mira al futuro”.
“Por primera vez en mucho tiempo hay un proyecto de país que tiene por objetivo generar las bases que garanticen la prosperidad de las generaciones que vienen”, destacó Adorni acompañado por el presidente de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo.
ADORNI ANUNCIÓ QUE ENVIARÁN MÁS REFORMAS AL CONGRESO: “ESTAMOS EN EL CAMINO CORRECTO”
Lo dijo en el acto por la inauguración del Parque Solar El Quemado.
Testimonio “Tenemos por delante una oportunidad única para dejar atrás la decadencia y abrazar de una vez y para siempre la… pic.twitter.com/0g5dkh2nZL
El proyecto, que requirió una inversión de 211 millones de dólares a través de YPF Luz y cuenta con más de 500 mil paneles instalados, apunta a convertirse en el parque de energía solar más grande del país y refleja tanto el potencial energético de la Argentina como la efectividad del nuevo régimen de incentivos.
El jefe de Gabinete afirmó que “el Gobierno garantizó las condiciones esenciales para que el sector privado trabaje en libertad y las provincias puedan aprovechar su potencial productivo”, y en ese sentido remarcó que el RIGI, que podría generar inversiones en la economía real por 94.965 millones de dólares, “es federalismo en serio”.
“Lo que antes parecía un sueño lejano ahora es una realidad concreta: empezamos a ver los beneficios de una Argentina estable, con una macroeconomía ordenada y que no tambalea ante el primer shock externo, donde el sector privado goza de los incentivos para invertir y cuenta con el marco laboral adecuado para contratar trabajadores”, resaltó el funcionario, y añadió que el Gobierno nacional “piensa la política pública como una herramienta que le garantice al privado las condiciones necesarias para apostar a largo plazo y crecer”.
Adorni subrayó que esta inauguración “es la primera de muchas pruebas de que estamos en el camino correcto” y anunció que en las próximas semanas el Gobierno enviará al Congreso una “serie de reformas que van a seguir cambiándole la vida a todos los argentinos de manera estructural y permanente”.
Por su parte, Marín destacó que “hemos hecho el parque de energía solar más grande de la Argentina en un año”, lo que constituye “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía”, y enfatizó que “estamos contribuyendo fuertemente y orgullosos para que la Argentina exporte más”.
También participaron de la actividad la secretaria de Energía, María Tettamanti; la secretaria Legal y Técnica de la Nación, María Ibarzabal; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba suscribió una carta de intención junto al Parque Industrial, Logístico y Tecnológico de Villa María S.E.M., la Municipalidad de Villa María y la empresa PowerBio S.A.S. para desarrollar un Polo Bioenergético de Biodiesel de Primera y Segunda Generación en el Parque Industrial de Villa María.
El proyecto contempla una planta de procesamiento de AVU (aceite vegetal usado) de 5000 litros diarios, una mezcladora B20, un “Punto Bio Villa María” de expendio para flotas públicas y un punto verde de recolección de aceite usado, sobre una superficie de 5600 metros cuadrados.
El acuerdo fue firmado por el ministro Fabián López, el intendente Eduardo Accastello, el presidente del Parque Industrial Carlos Pizzorno, la administradora de PowerBio Yanina Tumini y el director de Biocombustibles y Bioenergía, Mariano Santillán.
La carta de intención tiene carácter declarativo por doce meses prorrogables e inicia las negociaciones técnicas, económicas y operativas. La inversión pública estimada asciende a 430.000 dólares para infraestructura, mientras la inversión privada de PowerBio llega a 505.000 dólares para equipamiento y operación.
El polo beneficiará directamente a la flota municipal y provincial del departamento General San Martín -EPEC, Policía y Vialidad-, que podrá cargar B20 y B50 a precio preferencial. Además, se analiza la posibilidad de incorporar un punto de despacho de E17 para garantizar el abastecimiento de la totalidad de las flotas públicas provinciales y municipales.
Se prevé recolectar entre 3000 y 5000 litros mensuales de AVU de restaurantes y fábricas de Villa María, con producción mensual proyectada de 80000 litros de biodiesel -equivalente a retirar 366 vehículos de circulación por mes- y articulación con plantas aceiteras regionales de Villa María, Arroyo Cabral, Tío Pujio y Carrilobo.
López afirmó que «Villa María va a transformarse en un paradigma de los temas climáticos y energéticos», al anunciar un punto de carga tripartito -biodiesel, bioetanol y movilidad eléctrica- para flotas públicas en el parque industrial .
Señaló asimismo que “vamos a aprovechar que tenemos aquí en Villa María a los mayores productores de bioetanol para también poner un punto de carga de mezclas con mayor porcentaje de bioetanol, como ya tenemos, por ejemplo, en la ciudad de Córdoba”.
También recordó que “la Nación nos terminó dando la razón y habilitó a través de una resolución de la Secretaría de Energía la posibilidad que en Argentina se comercialicen combustibles con una mezcla de 15% de bioetanol en nafta y 20% de biodiesel en gasoil”. Finalmente destacó que “el municipio tomó una muy valiente decisión” en impulsar todos estos proyectos de Bioenergías.
Accastello, por su parte, destacó que el municipio «camina hacia la huella de carbono cero» y que «muchos de esos objetivos los vamos a lograr trabajando juntos con la Provincia».
Finalmente, Yanina Tumini, de PowerBio, precisó que será «el primer proyecto en Argentina que genere biocombustible de segunda generación, es decir, a base de residuos”.
El proyecto se enmarca en la Ley Provincial N° 10721 de Promoción y Desarrollo para la Producción y Consumo de Biocombustibles y Bioenergía y se articula con la resolución nacional que habilitó mezclas de hasta 20% de biodiesel en gasoil, posicionando a Córdoba en la vanguardia de su implementación.
Esta iniciativa consolida el liderazgo de Córdoba en transición energética y reafirma el compromiso del Gobierno Provincial con un modelo de desarrollo sostenible que transforma residuos en energía limpia, reduce emisiones de carbono y fortalece la capacidad productiva del interior provincial.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sumó dos nuevos proyectos mineros aprobados por el Comité Evaluador: PSJ Cobre Mendocino, en Mendoza, y la ampliación de Cauchari‑Olaroz, en Jujuy.
La confirmación fue realizada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de sus canales oficiales. Con estas incorporaciones, el régimen alcanza 16 proyectos admitidos y un volumen de inversión comprometida cercano a USD 30.000 millones, mientras otros veinte expedientes continúan en evaluación técnica.
La aprobación de ambos proyectos se inscribe en la estrategia del Gobierno de consolidar un esquema de inversiones de largo plazo en sectores exportadores. El RIGI, vigente desde 2024, establece un marco de estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por treinta años, junto con amortización acelerada, recupero anticipado de IVA, alícuota reducida del impuesto a las ganancias y exención de derechos de exportación.
El régimen también habilita mecanismos de resolución de controversias mediante arbitraje internacional.
PSJ Cobre Mendocino: inversión de USD 891 millones y desarrollo cuprífero en Mendoza
El proyecto PSJ Cobre Mendocino, presentado por Minera San Jorge, prevé una inversión total de USD 891 millones para el desarrollo de una mina de cobre a cielo abierto ubicada en Uspallata, a 2.600 metros de altura. La iniciativa contempla entre dieciocho y veinticuatro meses de construcción y una vida útil estimada de dieciséis años, extensible según ampliación de reservas. La compañía proyecta una producción promedio de 40.000 toneladas anuales de cobre.
El ingreso al RIGI permite al proyecto acceder a un esquema de estabilidad normativa y a un régimen fiscal específico para inversiones de gran escala. La provincia de Mendoza incorpora así un desarrollo cuprífero de magnitud, en un contexto en el que el cobre se consolida como uno de los minerales estratégicos para la expansión de la oferta exportadora.
Cauchari‑Olaroz: ampliación de USD 1.241 millones y salto de capacidad en litio
El segundo proyecto aprobado corresponde a la ampliación de Cauchari‑Olaroz, operado por Exar, sociedad integrada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y JEMSE. La inversión asociada asciende a USD 1.241 millones y permitirá elevar la capacidad instalada de 45.000 a 85.000 toneladas anuales de carbonato de litio. El salar produce desde junio de 2023 y es uno de los polos de mayor escala en la región.
La ampliación se orienta a consolidar la capacidad exportadora del complejo y a sostener un flujo creciente de divisas en un segmento donde la Argentina mantiene una posición relevante en el mercado internacional.
Impacto agregado y dinámica del régimen
Según Caputo, los dos proyectos generarán más de 8.000 empleos directos e indirectos. Con estas aprobaciones, el RIGI incorpora inversiones en cobre y litio, dos de los vectores centrales del desarrollo minero argentino. La cartera total de proyectos aprobados asciende a dieciséis, mientras que otros veinte continúan en proceso de evaluación por parte del Comité.
El régimen avanza así en la conformación de un pipeline de inversiones de largo plazo, con foco en sectores intensivos en capital y orientados a la exportación. La incorporación de proyectos mineros de gran escala refuerza la estrategia de diversificación productiva y de consolidación de un flujo sostenido de divisas bajo un marco de estabilidad normativa.
Los anuncios de inversión realizados en el último año y medio, incluyendo y excediendo los proyectos canalizados por el RIGI, proyectan la creación de al menos 100.000 puestos de trabajo entre empleo directo, indirecto y en cadenas de proveedores.
De acuerdo con estimaciones del IERAL de Fundación Mediterránea, estos proyectos suman u$s 37.989 millones a nivel país y se concentran en sectores intensivos en capital como energía, minería, agroindustria, forestoindustria, siderurgia y servicios basados en conocimiento, con impactos diferenciados en cada región.
En la Patagonia, los anuncios alcanzan u$s 12.284 millones, principalmente en Neuquén y Río Negro, vinculados a petróleo, gas e infraestructura asociada a Vaca Muerta.
Esta región es la primera en términos de empleo esperado, con 35.564 puestos proyectados, de los cuales 19.000 corresponden directamente a petróleo y gas y el resto se distribuye entre construcción, servicios industriales, logística y proveedores especializados.
La región de Cuyo se ubica segunda en el ranking de empleo, con 27.575 puestos asociados a inversiones por u$s 10.146 millones. El impulso proviene de la minería de cobre y oro en San Juan, mientras que en Mendoza se suman proyectos vinculados a energía y modernización de refinerías, y en San Luis se destaca la industria alimenticia.
La combinación de minería metalífera y manufactura de alimentos genera una demanda significativa de mano de obra operativa, técnica y de servicios.
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En el Centro del país (Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, La Pampa y Entre Ríos), los anuncios suman u$s 5.198 millones y se proyecta la creación de 17.460 empleos. Los sectores que explican esta dinámica son energía, agroindustria, telecomunicaciones, industria alimenticia, siderurgia, producción de fertilizantes, tecnología, salud, turismo, transporte y desarrollos inmobiliarios.
La provincia de Buenos Aires concentra la mayor parte de las inversiones, principalmente en siderurgia y fertilizantes, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires se agrupan proyectos de tecnología y servicios basados en conocimiento.
El NEA registra anuncios por u$s 2.658 millones y espera la creación de 13.718 empleos, ubicándose cuarto en términos de puestos generados pese a ser la región con menor monto de inversión.
La explicación está en la alta intensidad laboral de la forestoindustria: solo la planta de pasta de celulosa en Corrientes demandará 13.000 puestos de trabajo entre construcción y operación. Misiones suma la modernización de su planta de celulosa y proyectos turísticos, mientras que Chaco y Formosa concentran inversiones en parques solares y plantas industriales.
En el NOA, los anuncios alcanzan u$s 7.705 millones, motorizados por proyectos en el triángulo del litio (con Salta como uno de los polos principales), minería en Catamarca y agroindustria en Tucumán. Sin embargo, es la región con menor creación de empleo proyectada, con 11.150 puestos.
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El IERAL destaca que, aunque los montos de inversión son elevados, la minería de litio y minerales críticos presenta una baja intensidad de empleo directo, lo que obliga a pensar en políticas complementarias para desarrollar proveedores locales y servicios asociados que amplíen la base laboral.
En términos de perfiles laborales, los sectores energéticos y mineros demandarán operadores de equipos, técnicos electromecánicos, especialistas en perforación y completación, mantenimiento industrial, logística pesada, seguridad e higiene, geólogos, ingenieros de procesos y técnicos químicos.
La agroindustria y la industria alimenticia requerirán técnicos de planta, control de calidad, operarios calificados y perfiles logísticos, mientras que la forestoindustria y la celulosa sumarán técnicos forestales, operadores de procesos químicos y especialistas en mantenimiento.
En el Centro y en los grandes aglomerados urbanos, los proyectos de tecnología, telecomunicaciones y servicios basados en conocimiento impulsarán la demanda de desarrolladores, analistas de datos, especialistas en infraestructura digital y perfiles de soporte técnico.
Para el IERAL, la disparidad entre montos de inversión y empleo generado subraya la necesidad de políticas públicas complementarias que permitan que los sectores más dinámicos traccionen a sus proveedores locales.
En las regiones con menor intensidad laboral directa, como el NOA, los incentivos deberán orientarse a logística, capacitación de capital humano y estímulos fiscales para la creación o modernización de empresas proveedoras, con el objetivo de que el nuevo ciclo de inversiones se traduzca en una expansión más amplia y equilibrada del empleo.
El crecimiento de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta comenzó a redefinir el rol del sector energético dentro de la macroeconomía argentina. Un informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral ubicó el superávit comercial energético de 2025 en u$s 5.670 millones, resultado de una combinación de mayor producción de petróleo y gas, reducción de importaciones y expansión de las exportaciones.
El documento plantea que la energía dejó de ser solo un sector productivo para convertirse en una de las principales herramientas de estabilidad externa y generación de divisas.
Según el reporte, la producción de petróleo alcanzó los 906 mil barriles diarios en 2025, con un incremento interanual del 21%, y el shale oil ya explica más de dos tercios del total bombeado en el país.
En gas natural, la producción llegó a 141,45 millones de metros cúbicos diarios, con una suba del 11% frente al año anterior, mientras que el gas no convencional avanzó 20% y también supera los dos tercios de la oferta nacional.
El Instituto identifica a la Cuenca Neuquina como el principal centro de producción y señala que el autoabastecimiento aparece como una posibilidad concreta en el nuevo escenario.
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El estudio también releva la dinámica operativa del desarrollo shale: durante 2025 se realizaron unas 23.900 etapas de fractura y para 2026 se proyectan alrededor de 28.000, lo que implicaría un crecimiento de entre 20% y 22%. Este aumento de actividad se vincula con una mayor orientación hacia la producción petrolera y con la expansión de infraestructura asociada a un perfil crecientemente exportador.
En paralelo, la fuerte reducción de las importaciones de gas natural licuado desde 2024, profundizada en 2025, contribuyó a mejorar las reservas internacionales y a reducir la presión sobre el mercado cambiario.
Pese al cuadro favorable, el informe advierte que la consolidación de este nuevo escenario dependerá de la capacidad de ampliar la infraestructura de transporte, generación eléctrica y redes, así como de avanzar en una normalización tarifaria que permita reducir subsidios y sostener la inversión privada.
El Instituto de Energía subraya que la previsibilidad regulatoria y una visión estratégica de largo plazo serán condiciones necesarias para que el superávit energético se mantenga y el sector consolide su aporte a la estabilidad macroeconómica y al perfil exportador de la economía argentina.
